原標題：21深度|抽水蓄能再站上風口，形成穩定營收模式是關鍵

國家能源局於近日發佈《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》（以下簡稱“《規劃》”），要求加快抽水蓄能電站覈准建設。

其中要求，各省（區、市）能源主管部門根據中長期規劃，結合本地區實際情況，統籌電力系統需求、新能源發展等，按照能核盡核、能開盡開的原則，在規劃重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站。

《規劃》提出到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。

該《規劃》計劃到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業，培育形成一批抽水蓄能大型骨幹企業。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示，投產總規模要在5年當中翻一番，是一個不小的目標，因爲抽水蓄能項目是規模較大的資本密集型項目，建設是需要一定週期的。

而在平安建投高級業務經理張仕元看來，上述抽水蓄能建設目標將有力促進對此類儲能項目的投資，同時帶動相關基建工程的增長。

從“十一五”開始，我國曾經連續提出抽水蓄能建設的中長期規劃目標，但是完成情況一直不太理想。

多位專家向21世紀經濟報道表示，這是因爲抽水蓄能項目一直沒能形成較爲穩定穩健的營收模式。此次提出如此具有雄心的目標，應當與此前一系列的價格政策發佈有關。

規劃數次未能達到目標

“雙碳”目標的提出，將新能源發展提到了一個前所未有的高度。但電網的調節能力成爲制約新能源發展的最大的障礙。作爲調峯主力，抽水蓄能建設的必要性也就隨之進一步提高。

根據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）發佈的數據，2020年我國存量抽水蓄能裝機32GW，存量佔比89%，電化學儲能存量裝機3.3GW，存量佔比9.2%；增量裝機方面，抽蓄佔到48%，電化學爲49%。

8月6日能源局綜合司印發的《規劃》徵求意見稿提出的幾項目標指標提出，“十四五”期間抽水蓄能將開工1.8億千瓦，到2025年投產總規模6200萬千瓦；“十五五”期間開工8000萬千瓦，到2030年投產2億千瓦；“十六五”期間開工4000萬千瓦，到2035年投產總規模3億千瓦。目前版本的《規劃》將各項指標略向下調整。

國家能源局新能源和可再生能源司副司長任育之日前介紹，目前我國已投產抽水蓄能電站總規模3249萬千瓦、在建總規模5513萬千瓦，均居世界首位。

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海認爲，從徵求意見稿到正式方案，在2025年時達到6200萬千瓦的目標是比較穩妥的，基本不會出現較大的偏差。

實際上，2008年發佈的《可再生能源發展“十一五”規劃》就曾提出了2000萬千瓦的抽水蓄能發展目標，到2010年時規劃目標並沒有完成。

2012年發佈的《可再生能源發展“十二五”規劃》再次提出，2015年抽水蓄能電站裝機容量要達到3000萬千瓦、開工4000萬千瓦的目標。但國家能源局的數據顯示，到2015年底，抽水蓄能電站裝機容量數據爲2303萬千瓦，開工規模也只有1697萬千瓦，不到規劃目標的一半。

袁家海認爲，這是因爲沒有解決一個最基本的問題，就是投資抽水蓄能項目之後怎麼保障收益。簡單來說，抽水蓄能項目是通過上下兩個水庫形成的高度差進行儲能發電。

袁家海告訴21世紀經濟報道，“抽水蓄能是一個特殊的電源，效率損失大約在25%~30%之間。因此當將其放進電網中運行時，可以在低谷期將水抽上去，再在高峯期放水發電。”

“這類項目一般白天抽水，晚上放電。因爲抽水所需要的電遠遠超過晚上能發的電。如果不把峯谷電價拉高的話，實際上它是很難盈利的。但以往峯谷電價差太窄，導致抽水蓄能項目是不賺錢的。”林伯強解釋道。

須儘快與市場接軌

張仕元告訴21世紀經濟報道，在電化學儲能技術快速發展之前，抽水蓄能是電網和火力發電廠的主要的儲能方式，儲能穩定性較好，通常儲能容量也較大。不足之處是無法大規模應用，需要結合地理條件進行多方論證。單體項目的投資規模較大，此前一直是由電網公司主導，社會資本參與的機會不多。

此次提出“翻一番”的目標，一方面是開工投產量本身已經具有一定的基礎。另一方面，價格和市場機制在政策層面迎來利好，也將有利於抽水蓄能項目獲得更可觀的收入。

今年3月19日，國家電網曾宣佈“十四五”時期將在抽水蓄能領域投資1000億元，這一消息還一度引發該板塊掀起漲停潮。

國家發展改革委於4月30日發佈的《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確，“堅持並優化抽水蓄能兩部制電價政策”、“健全抽水蓄能電站費用分攤疏導方式”等，對電價形成機制、疏導機制等方面都進行了明確規定。這對抽水蓄能行業形成穩定、可預期的營收模式大有裨益。

價格機制之外，成本方面也有新變化。8月31日，國家能源局公開徵求對《併網主體併網運行管理規定（徵求意見稿）》《電力系統輔助服務管理辦法（徵求意見稿）》徵求意見，其中提到要制定電力輔助服務補償費用的分攤標準及市場交易規則，並根據需要進行動態調整完善。

袁家海認爲，作爲替代過去計劃模式之下舊政策的新規，這兩項細則的發佈，使輔助服務的補償這部分更加市場化，而且分擔主體也逐漸從發電企業內部轉向了參與市場的用戶，這部分也能夠直接參與輔助服務成本的分攤。

在張仕元看來，儲能項目的經濟性，在國家推進電力體制改革的背景下，將與電價有越來越強的關聯。

抽水蓄能作爲大體量基建項目，一方面具有較強的公益性，通常會根據項目的投資規模，按一定的投資回報率覈定收入。而隨着國內的儲能項目的運營越來越市場化，電費是儲能項目最主要的收入來源，如果項目的電價形成機制不與市場接軌，抽水儲能項目仍然無法擺脫“基建工程”的屬性，不利於提高國家在基礎設施領域投資效率，也不利於全面推進電力市場化改革。

在釐清價格機制和營收模式的同時，袁家海還指出，要實現抽水蓄能的中長期發展還要做的一項工作就是資源充分挖掘。

“經過前面幾輪的普查得出的數據，行業裏曾有最多兩億資源量的說法。那麼我們現在有了新的目標，肯定要通過創新的方式解決更高的資源需求問題。”

他表示，一方面可以通過現有的上下游水庫天然落差進行裝改造，但這一方法涉及水庫容量、通航、防洪、水利等方面的多種因素。另一方面，則可以利用廢棄的煤礦礦井，利用其地下的深度做抽水蓄能電站的設計。“這個此前在中國沒有做過，但或許是個可行的方向。”

不論何種方式，目前抽水蓄能項目都是資本密集型的大規模項目。爲增加抽水蓄能領域的投資規模，張仕元建議，積極鼓勵保險資金，養老金等長期資金參與此類投資，建立健全社會資本參與能源類基礎設施項目投資的模式和退出路徑，助力智能電網建設。

（作者：王晨 編輯：李博）

責任編輯：劉萬里 SF014