抽水蓄能再站上风口 形成稳定营收模式是关键

（原标题：21深度｜抽水蓄能再站上风口，形成稳定营收模式是关键）

国家能源局于近日发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（以下简称“《规划》”），要求加快抽水蓄能电站核准建设。

其中要求，各省（区、市）能源主管部门根据中长期规划，结合本地区实际情况，统筹电力系统需求、新能源发展等，按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。

《规划》提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。

该《规划》计划到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，投产总规模要在5年当中翻一番，是一个不小的目标，因为抽水蓄能项目是规模较大的资本密集型项目，建设是需要一定周期的。

而在平安建投高级业务经理张仕元看来，上述抽水蓄能建设目标将有力促进对此类储能项目的投资，同时带动相关基建工程的增长。

从“十一五”开始，我国曾经连续提出抽水蓄能建设的中长期规划目标，但是完成情况一直不太理想。

多位专家向21世纪经济报道表示，这是因为抽水蓄能项目一直没能形成较为稳定稳健的营收模式。此次提出如此具有雄心的目标，应当与此前一系列的价格政策发布有关。

规划数次未能达到目标

“双碳”目标的提出，将新能源发展提到了一个前所未有的高度。但电网的调节能力成为制约新能源发展的最大的障碍。作为调峰主力，抽水蓄能建设的必要性也就随之进一步提高。

根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的数据，2020年我国存量抽水蓄能装机32GW，存量占比89%，电化学储能存量装机3.3GW，存量占比9.2%；增量装机方面，抽蓄占到48%，电化学为49%。

8月6日能源局综合司印发的《规划》征求意见稿提出的几项目标指标提出，“十四五”期间抽水蓄能将开工1.8亿千瓦，到2025年投产总规模6200万千瓦；“十五五”期间开工8000万千瓦，到2030年投产2亿千瓦；“十六五”期间开工4000万千瓦，到2035年投产总规模3亿千瓦。目前版本的《规划》将各项指标略向下调整。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长任育之日前介绍，目前我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦、在建总规模5513万千瓦，均居世界首位。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，从征求意见稿到正式方案，在2025年时达到6200万千瓦的目标是比较稳妥的，基本不会出现较大的偏差。

实际上，2008年发布的《可再生能源发展“十一五”规划》就曾提出了2000万千瓦的抽水蓄能发展目标，到2010年时规划目标并没有完成。

2012年发布的《可再生能源发展“十二五”规划》再次提出，2015年抽水蓄能电站装机容量要达到3000万千瓦、开工4000万千瓦的目标。但国家能源局的数据显示，到2015年底，抽水蓄能电站装机容量数据为2303万千瓦，开工规模也只有1697万千瓦，不到规划目标的一半。

袁家海认为，这是因为没有解决一个最基本的问题，就是投资抽水蓄能项目之后怎么保障收益。简单来说，抽水蓄能项目是通过上下两个水库形成的高度差进行储能发电。

袁家海告诉21世纪经济报道，“抽水蓄能是一个特殊的电源，效率损失大约在25%~30%之间。因此当将其放进电网中运行时，可以在低谷期将水抽上去，再在高峰期放水发电。”

“这类项目一般白天抽水，晚上放电。因为抽水所需要的电远远超过晚上能发的电。如果不把峰谷电价拉高的话，实际上它是很难盈利的。但以往峰谷电价差太窄，导致抽水蓄能项目是不赚钱的。”林伯强解释道。

须尽快与市场接轨

张仕元告诉21世纪经济报道，在电化学储能技术快速发展之前，抽水蓄能是电网和火力发电厂的主要的储能方式，储能稳定性较好，通常储能容量也较大。不足之处是无法大规模应用，需要结合地理条件进行多方论证。单体项目的投资规模较大，此前一直是由电网公司主导，社会资本参与的机会不多。

此次提出“翻一番”的目标，一方面是开工投产量本身已经具有一定的基础。另一方面，价格和市场机制在政策层面迎来利好，也将有利于抽水蓄能项目获得更可观的收入。

今年3月19日，国家电网曾宣布“十四五”时期将在抽水蓄能领域投资1000亿元，这一消息还一度引发该板块掀起涨停潮。

国家发展改革委于4月30日发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确，“坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策”、“健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式”等，对电价形成机制、疏导机制等方面都进行了明确规定。这对抽水蓄能行业形成稳定、可预期的营收模式大有裨益。

价格机制之外，成本方面也有新变化。8月31日，国家能源局公开征求对《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿）》征求意见，其中提到要制定电力辅助服务补偿费用的分摊标准及市场交易规则，并根据需要进行动态调整完善。

袁家海认为，作为替代过去计划模式之下旧政策的新规，这两项细则的发布，使辅助服务的补偿这部分更加市场化，而且分担主体也逐渐从发电企业内部转向了参与市场的用户，这部分也能够直接参与辅助服务成本的分摊。

在张仕元看来，储能项目的经济性，在国家推进电力体制改革的背景下，将与电价有越来越强的关联。

抽水蓄能作为大体量基建项目，一方面具有较强的公益性，通常会根据项目的投资规模，按一定的投资回报率核定收入。而随着国内的储能项目的运营越来越市场化，电费是储能项目最主要的收入来源，如果项目的电价形成机制不与市场接轨，抽水储能项目仍然无法摆脱“基建工程”的属性，不利于提高国家在基础设施领域投资效率，也不利于全面推进电力市场化改革。

在厘清价格机制和营收模式的同时，袁家海还指出，要实现抽水蓄能的中长期发展还要做的一项工作就是资源充分挖掘。

“经过前面几轮的普查得出的数据，行业里曾有最多两亿资源量的说法。那么我们现在有了新的目标，肯定要通过创新的方式解决更高的资源需求问题。”

他表示，一方面可以通过现有的上下游水库天然落差进行装改造，但这一方法涉及水库容量、通航、防洪、水利等方面的多种因素。另一方面，则可以利用废弃的煤矿矿井，利用其地下的深度做抽水蓄能电站的设计。“这个此前在中国没有做过，但或许是个可行的方向。”

不论何种方式，目前抽水蓄能项目都是资本密集型的大规模项目。为增加抽水蓄能领域的投资规模，张仕元建议，积极鼓励保险资金，养老金等长期资金参与此类投资，建立健全社会资本参与能源类基础设施项目投资的模式和退出路径，助力智能电网建设。