抽蓄电站制约因素得解!近万亿元投资将迈入正轨

　　影响我国抽水蓄能发展的最大制约因素终于解决。

　　这个接近万亿元投资空间的市场，将正式摆脱亏损的境遇，迈入可持续发展的正轨。

　　5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用。

　　这个听起来较为晦涩的政策，用一句话总结，就是国家正式给抽水蓄能进行了定位，并让抽水蓄能投资方有利可图。

　　作为中国最大的抽水蓄能投资方，国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国认为，新价格机制有力推动抽水蓄能加快发展。

　　按照侯清国的理解，新的政策中，经营期定价法核定容量电价，明确了资本金内部收益率等核价参数，畅通了电价疏导渠道，提出了确保电站平稳运营保障投资主体利益措施，有利于投资主体获得稳定的投资预期，能够充分发挥电价引导作用，调动各方面积极性，加快推进我国抽水蓄能健康有序高质量发展。

　　抽水蓄能容量电价核定办法规定，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。

　　虽然这并不是一个较高的收益率，但是已经明确改变了抽水蓄能的亏损状态。国家电网公司内部曾经表示，平均建设一个抽水蓄能电站将亏损3个亿。

　　要看清此次政策的重要性，就要了解抽水蓄能的发展历史。

　　在第一轮电力改革前，由于电网与电站由电力公司统一投资建设并运营，电网不区分输送电能的服务和保障安全调节的辅助服务，抽蓄成本计入电网运营成本统一核算，由电网通过销售电能向电力用户统一回收。

　　电改实施后，抽蓄电站从电网剥离，抽蓄电站的成本也从电网服务成本中剥离出来。抽蓄电站不计入输配电价回收。

　　由于抽水蓄能具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”，在保障大电网安全、促进新能源消纳、提升全系统性能作用巨大，在运营中仍严格按照电网调度发布的指令时时提供辅助服务。

　　事实上，抽蓄电站的成本费用是电网辅助服务成本的重要部分，辅助服务从输配电服务中区分开后，辅助服务费政策并未及时制定实施，从而导致电网辅助成本费用传导受阻。

　　因为市场化用户享受了抽蓄电站提供的系统安全服务，但承担的上网电价和输配电价中均不包含抽蓄成本;居民、农业等非市场化用户执行目录电价，无法承担新建的抽蓄电站成本。

　　这导致抽水蓄能投资方无法从市场化用户端回收抽蓄电站运营的固定成本。

　　过去大部分抽蓄电站都是由电网投资，因此电网只能用输配电费获得的利润垫付抽蓄电站费用。

　　在抽水蓄能规模尚小的时候，电网还能通过其他方面的利润进行弥补，但是随着规模越来越大，加上几轮电价下调，电网再也无力承担。

　　这就是为何2019年国家电网曾经发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，建议不安排新的抽水蓄能建设项目。

　　但是伴随新能源并网规模的进一步扩大，电力系统对于抽水蓄能以及其他储能的需求不断提高，国网不得不继续进行投资。

　　尤其是今年3月15日召开的中央财经委员会第九次会议，对碳达峰、碳中和工作作出部署，明确了实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措，强调要构建以新能源为主体的新型电力系统。同时，国家“十四五”规划和2035年远景目标纲要指出，要构建现代能源体系，提升清洁能源消纳和存储能力。随着能源体系向清洁低碳安全高效转型，电力系统运行特性将发生显著变化，需要配备足够的灵活调节电源和储能设施，加大加快抽水蓄能开发建设更加迫切。

　　没有足够多的储能设施，就无法构建以新能源为主体的新型电力系统，更无法实现碳达峰、碳中和战略目标。

　　此次会议召开4天后，3月19日国家电网迅速提出，“十四五”期间，将在新能源集中开发地区和电力负荷中心新增建设抽水蓄能电站装机2000万千瓦以上，投资规模超过1000亿元。

　　从中长期来看，这些规模还远远不够。按照全球能源互联网发展合作组织预测，到2030年我国抽水蓄能电站规模将达到1.13亿千瓦装机，到2060年将达到1.8亿千瓦装机。

　　而截至2020年底，我国抽水蓄能装机只有3149万千瓦。这意味着，未来还有1.5亿千瓦装机空间，按照单位千瓦造价5000-7000元计算，总投资额在9000亿元左右，接近万亿。

　　如果按照既有的政策，抽水蓄能项目建的越多，亏损的就越多，无法持续。因此，国家发改委开始研究完善抽水蓄能价格形成机制。

　　此次新的政策就明确了抽水蓄能电价定价和疏导政策，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益、助力实现双碳目标创造了更加有利的条件。

　　抽水蓄能政策机制基本得以解决，接下来就会出台与之相仿的电化学等新型储能政策。

　　4月21日，国家发改委、国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》，其实已经给出了相似的政策建议。

　　比如征求意见稿就提出，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，将储能的容量价值显性化，对于形成储能行业成熟的商业模式意义重大，对于提升电力供应充裕度也有非常重大的作用。

　　同时提出“研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”，对于将能够延缓电网投资的储能进入输配电价留下了一定空间。

　　相信伴随政策的不断完善，抽水蓄能以及包括电化学储能在内的新型储能市场，都将迎来爆发式增长的态势。