数字储能网讯：抽水蓄能项目正成为电力企业布局的重点。

比如，长江电力半年报披露，上半年公司全面接管浙江长龙山抽水蓄能电站运维，对重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站完成投资决策，对湖南攸县广寒坪抽水蓄能电站完成股权改造和投资决策。

除了长江电力，桂冠电力、湖北能源、乐山电力、浙江新能、广安爱众等上市能源企业也都在布局抽水蓄能项目，以增强在清洁能源领域的市场地位。

作为电力系统重要的绿色低碳清洁灵活调节电源，抽水蓄能在经济性、安全性以及环境效应等方面的综合优势明显，如今正迎来战略发展机遇期，引发一波投资热潮。

行业集中度较高，社会资本陆续加入

2023年4月，国家能源局发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》明确指出，与其他常规电源不同，抽水蓄能电站本身并不增加电力供应，其功能作用主要是为电力系统提供调节服务。

抽水蓄能具有调峰、填谷、储能、调频、调相和事故备用等多种功能，兼具绿色、安全、经济特征。

地域不同，抽水蓄能发挥的具体作用也不尽相同。在华东，抽水蓄能机组以调峰运行为主，兼顾消纳本地和区外清洁能源需求。在东北和华北，新能源装机及并网规模大，对抽水蓄能机组的爬坡、调频及平抑新能源波动需求较大。在华中，抽水蓄能机组高强度运行，主要是维持当地电网电压稳定。在南方，抽水蓄能主要发挥调峰作用。

由于历史原因，抽水蓄能电站的投资主体曾一直以电网企业为主。

2004年，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，提出抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理。2011年，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》，进一步明确原则上由电网经营企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用。

2014年，政策有所放松，国务院印发《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》，提出鼓励社会资本加强能源设施投资，其中就包括抽水蓄能电站。2015年，国家能源局印发《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》，鼓励和积极支持社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站的原则，鼓励通过市场方式配置和确定项目开发主体。

虽然当前抽水蓄能行业整体集中度相对较高，大型电力央企、国企占据较多份额，中国电建和中国能建等企业在工程建设和装备制造方面具有较强的实力，但是也能看到社会资本的身影。中外合资企业如上海福伊特水电设备有限公司、通用电气水电设备（中国）有限公司等已在国内抽蓄市场显示出竞争力。

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》，到2030年，抽水蓄能投产总规模达1.2亿千瓦左右。目前，各方对抽水蓄能资源竞争激烈，除五大发电集团外，地方能源企业如广州能源、江苏国信等均在不断发力开展抽蓄电站资源开发的前期工作。

川财证券首席经济学家、研究所所长陈雳在接受本刊记者采访时表示，随着市场化交易给抽水蓄能带来更好的盈利预期，预计民间资本对抽水蓄能电站的投资力度也会加大。

投资回本的三种模式

对企业而言，抽水蓄能电站是一项重资产投资。

水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2023年度》显示，全国各地开展前期工作的抽水蓄能电站单位千瓦静态投资空间分布特点明显，例如浙闽一带、湖南湖北等地目前正在开展前期工作的抽水蓄能单位千瓦静态投资基本为5000~5500元/千瓦，华北部分省份、东北三省大部分为 5500~6000元/千瓦，西北等区域大部分为6000~7000元/千瓦。

这意味着建成一座百万千瓦装机规模的抽水蓄能电站，需要几十亿元乃至百亿元人民币，建设周期一般为5至10年，地质条件、环境影响评估等因素都会延长建设周期‌。而建成之后的运营又是一笔不菲的支出。如此巨大的投资如何回本，主要看其经营模式。

目前，我国抽水蓄能电站的经营模式有三种：电网统一经营、独立经营以及租赁经营。

电网统一经营，即抽水蓄能电站的运营权和所有权均归属电网公司，电网公司以全系统收益最优为目标，按需调用抽水蓄能机组，充分发挥抽水蓄能的辅助服务功能。这是抽水蓄能电站最传统的一种经营模式。

独立经营模式下，抽水蓄能电站业主具有独立法人资格，电站根据国家规定的电价政策，通过向电网提供电力服务获取利润。

租赁经营模式下，抽水蓄能电站的经营权和所有权分离，电网公司以租赁方式获得电站的经营权，按系统运行需要调用抽水蓄能电站。电站业主拥有所有权，在此模式下获取稳定的租金收益。

三种模式下，电网统一经营模式占绝对多数。不论哪种经营模式，抽水蓄能电站本身的运营状况是其盈亏的关键。

2021年4月国家发展改革委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确现阶段要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制。

抽水蓄能的两部制电价政策，即电量电价和容量电价，以竞争性方式形成电量电价，弥补抽发损失；同时明确容量电价核定机制，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。这是目前抽水蓄能电站的主要盈利方式。

2023年5月，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的容量价格，释放了清晰的价格信号。同月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，进一步落实抽水蓄能容量电费疏导路径，纳入系统运行费用，单列在输配电价之外。  

市场化水平有待增强

当前抽水蓄能电站的主要功能定位仍是电网的“稳定器”。随着电力市场的逐步完善，在完成调峰调频的基础任务上，抽水蓄能电站可以通过市场化运营获得额外收益以缩短成本回收周期，经营模式也会从过去被动听从调度指令向主动寻求电力市场交易来转变。

抽水蓄能电站参与电力辅助服务市场，可通过市场化机制提高电力系统的灵活性和稳定性，同时为抽水蓄能电站提供合理的经济回报。今年10月10日，国家能源局综合司发布《电力辅助服务市场基本规则（征求意见稿）》，明确提出“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的费用补偿及传导原则，旨在调动灵活调节资源的积极性，健全辅助服务费用传导机制。该文件提到，抽水蓄能电站可以与其他火电、水电、储能、虚拟电厂等市场主体一起参与辅助服务市场，并根据服务类型和质量获得相应的经济补偿。

抽水蓄能参与电力现货市场在今年也有显著进展。2024年9月3日，广东电力交易中心印发《广东省抽水蓄能参与电力市场交易细则（试行）》中提到，抽水蓄能可按“报量报价”方式参与现货电能量市场交易，进行全电量出清。10月1日，广东梅州抽水蓄能电站正式进入电力现货市场，交易全部电量。在这一模式下，电站每天自主向交易市场申报第二天的抽水发电能力以及对应的电价收益，通过低价买电抽水和高价放水发电，为电力系统提供削峰填谷服务，并获得相应收益。这是我国抽水蓄能电站首次自主参与电力市场交易，开辟了新型电力系统下抽水蓄能市场化经营的新路径。

今年的10月15日，我国省间电力现货市场转入正式运行，这标志着全国统一电力市场建设取得重大进展，电能的时空价值会更加凸显，也意味着抽水蓄能电站“入市”的步伐会进一步加快。

在国家多项政策鼓励下，抽水蓄能行业上下游均积极投身于发展热潮。设备制造商积极扩充产能，业主抢占优质资源，地方政府更是期盼数十亿乃至上百亿元投资项目早日落地。

资本蜂拥之下，凸显抽水蓄能之热。不可忽视的是，随着站址资源开发难度加大，抽水蓄能电站的建设成本也在增加。

水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2022》显示，抽水蓄能电站的单位千瓦投资较之前略有增加。2022年核准的抽蓄电站工程平均单位千瓦造价约为6665元，与2021年的6507元相比略有增加，较“十三五”期间平均水平6300元上涨约5.8%。

而今抽水蓄能进入电力市场也刚刚起步，收益波动明显。

2023年5月15日国家发展改革委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》核定了48座抽水蓄能电站的容量电价，南网储能投运的7座抽水蓄能电站位列其中。同日，南网储能召开投资者交流会，就抽水蓄能电站核价情况进行说明，抽水蓄能电站核价预计减少公司2023年收入预算4.96亿元，但也同时表示，核价结果对公司经营短期造成一定负面影响，在抽水蓄能长期向好趋势不变的情况下，公司加快发展抽水蓄能的战略不变。

对于抽水蓄能“入市”面临的挑战，陈雳介绍了两个方面。首先，抽水蓄能的功能更多是作为电网的“稳定器”和“调节器”，过去抽水蓄能主要按照电网需求指令进行抽水及放电，而抽蓄机组进入电力市场后将依据市场发电计划运行，这可能引发对其调节能力能否在市场中有效发挥的担忧。尤其是在新能源消纳和电力保供压力增加的背景下，全面市场化可能削弱抽水蓄能对电网系统维持稳定的支撑能力。其次，抽水蓄能长期按照计划调度模式运行，对设备本身的运行管理能力要求较低。市场化运行后，需要提升设备调节速率、自动响应能力等，同时需要增加电力市场分析及电力交易策略以适应市场化环境，盲目参加市场化交易可能适得其反产生交易损失。

抽水蓄能“入市”是大势所趋，但眼下还面临一些挑战。对投资者而言，抽水蓄能仍是一门需要耐心的生意。