随着我国“双碳”目标的提出，电力行业需要构建以新能源为主体的新型电力系统，大力发展风电、光伏等可再生能源以加速脱碳进程，而抽水蓄能作为目前世界上技术最成熟的储能方式，具有容量大、响应快、可靠性高的特点，将加快建设为新型电力系统安全运行提供重要支撑和保障。

 

2021年5月国家发展改革委印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称《意见》），该《意见》做出了现阶段抽水蓄能继续坚持两部制电价的政策选择，将容量电价纳入输配电价回收、电量电价引入竞争机制的政策安排。2021年8月国家能源局印发了《抽水蓄能中长期发展规划》（以下简称《规划》），提出了到2025 年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右的目标。

 

《意见》和《规划》的印发将有力地促进抽水蓄能的快速建设发展。随着电力市场改革步伐的加快、抽水蓄能电价的定期调整核定、社会资本的进入，抽水蓄能电站企业的竞争势必更加激烈。抽水蓄能企业应从管理治理、资本运营、项目建设、资产管理、市场参与等方面提升竞争力，促进行业的长期健康稳定发展。

 

1、抽水蓄能电价形成机制的影响

 

《抽水蓄能电力产品的分类、社会属性与成本分摊》一文指出：抽水蓄能调频、调相、黑启动和系统备用等辅助服务功能，具有消费上的非争夺性，有较强的公共物品属性；而抽水蓄能在高峰时段发电，根据系统需要快速增减负荷，则具备私有产品的争夺性和竞争性特性。

 

《意见》的定价机制体现了上述特性。一是明确了容量电价的核定机制，规定容量电价纳入输配电价回收，体现其公共物品属性。二是明确以竞争性方式形成电量电价，体现抽水蓄能调峰的价值。三是建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制，完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。

 

（一）容量电价机制

 

容量电价实行事前核定，随省级电网输配电价监管周期同步调整。容量电价的核定基于弥补成本、合理收益的原则，按照资本金内部收益率（6.5%）对电站经营期内年度（40年）净现金进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡。对于贷款利率、运行维护费率的核算按照行业先进水平确定，促进行业不断提升自身经营管理能力，提高盈利水平。

 

已建成的抽水蓄能电站，运行维护费率按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定；发改价格[2014]1763号文印发前投产的在运电站费率按在运电站平均水平核定。随着抽水蓄能规模化的发展、设备可靠性的提高、状态监测水平的提升，设备的运行维护费会逐渐降低。这也将倒逼抽水蓄能企业提升设备的运营管理水平，降低生产运营成本。

 

针对新建抽水蓄能电站，《规划》中提出“稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能”。根据资源禀赋、技术能力水平、资本运营能力等因素，投资主体的竞争将异常激烈。当然对于全社会而言，市场竞争性的提高有利于确定合理的建设成本和资源的优化配置，更有效的达到全社会效益最优的目的。

 

（二）电量电价机制

 

抽水蓄能电站启停速度快、调峰能力强，在现货市场和辅助服务市场具有一定的竞争优势。考虑到一定的经营和政策风险，《意见》提出在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，其中20%的收益由电厂分享，亏损由电厂承担。在容量电价相对确定的情况下，引入电量市场这一不确定的因素，有利于提高抽水蓄能电站研究电力市场的积极性，提升在市场风险下的运营管控能力。

 

结合2021年现货交易试运行的情况，抽蓄电站的电量市场收益测算情况不容乐观。主要原因为：一是受电力供应紧张和燃料价格上涨的影响，现货价格整体处于高位，低谷时段较少。二是通过电力市场的需求侧响应、错峰用电等方式，电力负荷曲线的峰谷差受到影响，价格峰谷差体现不明显。三是抽水蓄能电站电量价格营收方式较为被动。机组启停按照调度的实际需求进行调用，电量电价部分接受现货市场价格。调度策略以系统安全为主，经济效益为辅，较难主动考虑抽水蓄能的电量市场收益。四是抽水蓄能机组各种辅助服务功能存在交叉的影响。机组调峰同时需要承担旋转备用的功能。部分机组发电工况平均负荷率约为60%，非最优运行状态；抽水调相工况作为一种负备用，也处于长时间旋转备用状态，造成了电量损失，只能体现其机会成本。五是因气候变化的不确定性，综合效率受到抽水蓄能上库整体来水的影响。

 

电力现货市场市场目前在全国处于试点阶段，但是其发展是必然趋势。抽水蓄能电站为了应对电量电价收入的不确定性，需要主动研究电力市场的运作规律，制定对应的市场竞争策略，避免电量收益的亏损。

 

（三）电力市场发展的要求

 

电力市场是深化电力体制改革的重要方向。抽水蓄能的电价机制也要逐步与电力市场的建设衔接。《意见》中提出了推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场交易或辅助服务补偿交易。国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿）指出在2035年要投产3亿千瓦。抽水蓄能大规模投产后，其经营和功能的发挥需要借助市场的作用去解决。因此，抽水蓄能应积极提升运营管理能力应对电力市场的各类型交易带来的风险。

 

2、抽水蓄能企业提升市场竞争力的建议

 

为了应对未来的挑战，促进行业的发展，抽水蓄能企业应从如下几个方面进行提升。具体如下：

 

（一）提升管理治理能力

 

一是建立适应市场竞争的现代化企业治理体系。抽水蓄能企业应转变原有的垄断行业的思维方式，从管理上主动适应竞争。应建立适应市场快速变化的依法合规、适度授权的治理机制，做到权责利相统一，提升管理的效能；应建立高效、灵活、规范的制度体系，提升企业内部的管理效力；应培育适应创新和风险的组织文化氛围，助力企业提升管理效益。

 

二是建立适应人才发展的激励体系。抽水蓄能行业建设运营专业化程度高，需要涉及投资、基建、生产、经营等各领域的人员。其建设周期长、地理位置偏僻、生活不便利等因素，影响了高绩效员工的留任。应适时建立合理的市场化薪酬激励机制以应对这一局面。

 

（二）提升资本运营能力

 

一是借助碳排放基金、基础设施公募（REITs）、绿色债券等新的募资方式筹措资金。在“双碳”背景下，国家推出了一系列的货币政策和财政政策工具。抽水蓄能企业应主动用好用足相应工具，拓宽融资渠道，降低融资成本，管控资本风险。2021年11月8日央行正式创设推出碳减排支持工具，精准支持清洁能源、节能环保和碳减排技术等具有显著碳减排效应的三大领域。2020年开始试点的基础设施公募（REITs）意在向社会投资者公开募集资金形成基金财产，并投资运营相应的基础设施项目。2021年4月最新发布的《绿色债券支持项目目录（2021年版）也对清洁能源的发展提供了债券融资的渠道。

 

二是依托上市平台提升抽水蓄能建设的资本运作效率。目前国内发电企业的上市公司数量较多。在“双碳”背景下，市场对新能源的募资需求表现积极。2021年6月国内某新能源公司募资227亿元，是截至目前中国电力行业A股募资规模最大的IPO。抽水蓄能企业应在新能源未来倍速发展的预期和国有资本深度参与的背景下，积极筹划上市运作，增强融资信誉筹集资金，降低融资成本，提升资本运作能力。

 

三是建立抽水蓄能电站运营管理中心，高效配置资本资源。有效管控经营性收入和支出，研究灵活的应对策略防控经营性风险。对未来革命性的储能技术进行尝试性资本投入。确保资本运营保值增值，持续提升资本管理绩效。

 

（三）提升项目建设能力

 

抽水蓄能电站的建设周期较长，从核准到全部投产通常需要6-7年时间。电站的地质条件、库区容量、地理位置等因素对施工的难度、工期、成本、质量造成了较大影响。项目建设能力也是抽水蓄能企业重点培育的方面。重点在以下三个方面进行提升：

 

一是成为价值链整合者。抽水蓄能电站建设涉及上下游的供应链较长。供应链的一个环节出现问题，将会给项目建设带来较大的不确定性。在未来抽水蓄能行业大发展的前提下，供应链的争夺可能成为制约的一个因素。应提前思考整合规划设计、基建施工、以及涉及所有发输变配电设备的供应商资源。

 

二是成为建设标准引领者。抽水蓄能行业的个性化特点决定了其建设的特异性较大。为了有效地防控特异性带来的施工风险，有必要推动通用的施工工艺及设备制造规范化标准化的落地；对特异性的部分，推动技术引导。

 

三是成为技术创新的践行者。大规模清洁能源的快速投产对新型电力系统的安全可靠运行带来影响。抽水蓄能行业需要在大规模建设过程中，思考如何应用技术创新手段加速抽水蓄能行业的建设。

 

（四）提升资产管理能力

 

抽水蓄能企业具有资金密集型、技术密集型特征，应更好地研究提升抽水蓄能电站资产全生命周期效益的措施，更有效地促进新能源的消纳，保证新型电力系统的安全稳定运行。

 

一是建立适用于抽水蓄能的资产全生命周期管理体系。以体系标准、业务框架、职能要求为载体形成标准，从规划设计、设备选型、工程建设、维护检修、退役报废全生命周期的各个环节统一业务目标，提升设备的安全可靠性，发挥设备的最大效力和价值，实现在设备风险、成本、效益方面的综合最优。

 

二是以数字化建设为基础推动安全经济智能调度策略的研究。利用数字化技术对抽水蓄能设备开展监测、状态评估、性能评估，并将抽水蓄能设备的数字化与智能调度进行数字化对接。从抽水蓄能设备端明晰电网的需求，发挥最大优势满足安全、绿色、可靠、智能调度。从电网侧能掌握抽水蓄能设备的最佳状态和性能，发挥抽水蓄能设备的最大效益。

 

三是掌握抽水蓄能关键设备的自主可控能力。抽水蓄能设备的国产化工作已经在多个项目落地，大部分的技术攻关都取得了突破性的进展。抽水蓄能企业应针对少部分的关键零部件、基础材料、核心工艺进行攻关。防止“卡脖子”技术对资产管理的制约。

 

（五）提升市场参与能力

 

电力市场化改革势在必行。抽水蓄能企业必定要参与其中，通过市场的手段来促进、引导行业的发展。

 

一是积极试点抽水蓄能以市场独立主体参与电力市场交易的方式。探索电力中长期交易、现货交易、辅助服务市场交易规则和盈利模式。现货市场可试点建立发电模式和抽水模式（用户侧）均“报量保价”参与的市场申报和出清机制，主动参与电力市场交易。在辅助服务市场方面，研究调频、调相、黑启动和事故备用等服务的盈利模式。

 

二是探索抽水蓄能与新能源联合的运营模式。风、光等新能源的波动性、随机性，核电的长时间满负荷运行的需求与抽水蓄能机组的调峰调频特性可以配合。这是一种较为有效的功能互补和价值互补组合配置的方式。后续可以探索其价格形成机制，多元化增加收入来源。

 

三是探索抽水蓄能电站参与碳市场和电力市场的运营模式。随着碳排放市场的开放，以电力市场和碳市场为主要手段的市场机制，其本质和共同目的都是促进我国电力行业向更加清洁、高效和低碳的方向发展。两个市场的改革方向高度一致、改革领域交错重叠、改革措施相互影响，抽水蓄能应主动思考参与其中的联合运作模式。

 

新型电力系统下，一系列的政策出台既有利于抽水蓄能的快速发展，也给行业未来带来了挑战。抽水蓄能企业应积极应对，持续提升市场竞争力，不断壮大企业自身的同时，促进“双碳”目标落地。