我国抽水蓄能需求情势

和电价政策分析研究

徐佳成

摘要：抽水蓄能是我国构建新型电力系统的重要支撑，对比“十二五”和“十三五”期间抽水蓄能和新能源的规划实施情况，抽水蓄能明显滞后，制约了新能源快速发展。“十四五”以来，2021年制定的抽水蓄能中长期规划实施情况分析显示我国抽水蓄能开发过热，造成了开发成本升高和产业链失衡等问题，2030年装机规模将高达2.30亿kW，测算将整体推高全社会整体用电成本0.007元/kWh。结合我国电力特性和发展方向分析，抽水蓄能未来主要需求场景是平抑新能源出力不稳定性。我国可再生能源发展“十四五”和“十五五”期间规划目标新增新能源6.65亿kW，测算我国2030年抽水蓄能需求规模的上限不超过1.21亿kW，建议适当控制抽水蓄能开发建设节奏并加大清洁电力替代比例。对比电力行业输电工程和常规水电站的项目市场收益水平，抽水蓄能项目在当前电价政策下的收益率过高，是造成开发过热和不平衡的主要原因，建议尽快合理调整。

关键词：抽水蓄能；规模需求；规划实施；电价政策；收益水平

抽水蓄能电站在我国新型电力系统中应用最为广泛，具有调峰填谷、调频调相、紧急事故备用、黑启动等多种作用，是当前技术成熟、调度灵活、安全可靠和经济环保的最佳储能方式，对保障能源安全，促进新能源发展，提高电力系统效率有着重要的意义。世界首座抽水蓄能电站为瑞士的奈特拉抽水蓄能电站，建成于1882年，装机容量515kW。我国抽水蓄能电站建设起步较晚，1968年和1973年先后在华北地区建成了岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站。20世纪末以来，我国抽水蓄能快速发展，通过技术引进、消化、吸收和创新，目前在规划设计、施工建设、装备制造等方面均处于世界领先地位。截至2023年底，我国抽水蓄能装机容量5094万kW，在建抽水蓄能装机容量18058万kW，已建、在建装机规模合计约2.3亿kW[1]。相比于我国庞大的电力系统规模，抽水蓄能装机占比仍较低，仅约1.7%，远低于日本的8%，也低于意大利、西班牙、德国、英国、韩国的3%～6%。

加快发展抽水蓄能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要方式，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义[2]。“十四五”以来，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)等利好政策的发布，我国抽水蓄能迎来了一波开工建设的高峰，显示有过热和不平衡现象，亟待在需求情势研判的基础上分析该现象的根本原因，采取适当措施保障平稳发展。

一、发展问题

（一）历史问题

以“风”“光”为代表的新能源将成为新型电力系统的发电主体，但由于新能源出力具有显著的间歇性、波动性和随机性，配套一定规模具有储能调峰功能的调节电源是保障新能源电力高比例消纳和维持电力系统稳定的重要保障。抽水蓄能是当前电力系统的主力调节电源，从全球来看，其装机规模占全部电力储能规模的90%[3]。表1统计了我国“十二五”以来电力、新能源和抽水蓄能各年度装机规模，图1显示了三者的增长对比情况。

表1 我国电力、新能源和抽水蓄能装机规模（单位：万kW）

注：数据来源于国家能源局历年发布的全国电力工业统计数据和中电联历年发布的年度全国电力供需形势分析预测报告。

由图1可见，抽水蓄能相比于电力和新能源的装机规模增长明显偏慢。图2和图3分别显示新能源和抽水蓄能“十二五”以来装机规模的增长情况，虽然抽水蓄能占电力总装机比例总体维持在1.7%左右，但相比于新能源规模年均34%的增产率，抽水蓄能年均增长率仅有9.6%。图4显示了2010年以来抽水蓄能与新能源装机对比变化情况，二者装机比例从2010年的54%下滑至2023年的4.8%。

图1 我国电力、新能源和抽水蓄能装机规模增长情况

图2 2011-2023年我国新能源装机规模变化趋势

图3 2011-2023年我国抽水蓄能装机规模变化趋势

根据我国《水电发展“十三五”规划》的实施情况，“十三五”期间，我国投产和开工的抽水蓄能规模分别仅达到规划目标的79%和53%。由于抽水蓄能电站建设周期较长，而新能源建设周期较短，在我国新能源进入了高增速、高渗透率的发展阶段，抽水蓄能“十四五”之前的发展滞后已对当前新能源的发展造成了严重制约。

图4 抽水蓄能与新能源装机对比

（二）新问题

1.开发成本趋高

从全国整体来看，开发建设条件好的抽水蓄能站点越来越少，工程建设难度增大、建造成本上升。同时，地方政府和移民诉求增多、生态环保要求更加严格、远距离接入系统，以及水电工程在勘测设计、建造施工、验收监管等方面行业竞争不足等因素，共同导致了水电项目投资“增易减难”。2022年核准的抽水蓄能电站平均单位kW总投资约6665元，较“十三五”时期平均水平6300元上涨约5.8%[4]。

2.产业链不平衡

抽水蓄能的产业形态，上游主要为设备制造商，包括水轮机、水泵、发电机、主变压器、监控系统、调速系统等设备制造企业；中游主要为抽水蓄能电站投资、设计、建造和运营企业；下游为接入电网系统，主要提供调峰、填谷、调频、调相及事故备用等辅助服务应用。“十四五”以来，抽水蓄能爆发式开发建设，对整个产业链形成了冲击，造成不平衡，主要体现在：一是上游设备制造能力不匹配，以水轮机为例，国内仅有东方电气集团东方电机有限公司和哈尔滨电机厂有限责任公司，产能有限，远难以满足即将到来的机组安装数量需求，当前不断攀升的机组价格也反映了供应能力不足问题；二是中游勘测设计工作周期压缩，主要体现在全国抽水蓄能项目普遍存在前期论证不够、工作不深现象，前期工作周期由以往的平均3~4年压缩至1~1.5年；三是下游市场机制不完善，两部制电价决定抽水蓄能项目收益的方式过于简单，难以充分体现抽水蓄能在电力系统发挥的多功能市场价值，难以区分不同抽水蓄能项目的效益优劣，盲目的过热开发易推高整体用电成本。

二、需求情势分析

（一）规划实施

《水电发展“十二五”规划》提出2015年抽水蓄能投产目标3000万kW，实际投产2305万kW，规划目标完成率77%。《水电发展“十三五”规划》提出2020年抽水蓄能投产目标4000万kW，实际投产3149万kW，规划目标完成率79%。“十二五”和“十三五”期间，抽水蓄能规划目标完成率均未达80%。

《可再生能源发展“十二五”规划》提出2015年并网风电达到1亿kW、太阳能发电装机达到2100万kW，共计1.21亿kW，实际2015年新能源发电并网规模达到1.74亿kW，规划目标完成率144%。《可再生能源发展“十三五”规划》提出2020年并网风电2.1亿kW、太阳能发电装机1.1亿kW，共计3.2亿kW，实际2020年新能源发电并网规模达到5.35亿kW，规划目标完成率167%。

从相关规划实施情况看，相比于新能源电力远超规划目标的高速发展，抽水蓄能“十二五”和“十三五”规划目标完成率较差，后续具有较广阔的补充发展空间。

（二）规划空间

为适应新能源大规模跨越式发展的要求，2021年国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出规划目标：到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万kW以上；到2030年，投产总规模1.2亿kW左右。

截至2023年底，我国投产抽水蓄能装机容量5094万kW，已完成“十四五”规划目标的82%；在建规模约1.8亿kW，基本将于“十五五”期间投产，2030年我国抽水蓄能投产规模将超过2.3亿kW，接近规划目标1.2亿kW的两倍。

从规划空间分析，考虑抽水蓄能电站建设周期为5-6年，“十四五”期间我国抽水蓄能开发建设空间已饱和。

（三）需求规模

1.需求场景

我国电力主要由水电、火电、核电与新能源构成，截至2023年底，全国发电装机容量29亿kW，其中，水电占比14%、火电48%、核电2%、新能源36%。从电力特性上看，水电本身是较好的灵活性电源；火电由于环保限制发展规模有限，近年来在不断增强灵活性改造；核电在电力系统中主要承担基荷；新能源发展迅速，是我国新型电力系统的构建主体。因此，为保障电力系统运行稳定性，我国抽水蓄能未来主要服务场景是平抑新能源出力的不稳定性。

2.新能源开发需求

《可再生能源发展“十四五”规划》提出2030年风电、太阳能发电总装机规模容量达到12亿kW以上。根据2020年底我国新能源装机容量5.35亿kW，则“十四五”和“十五五”期间将新增新能源装机规模6.65亿kW。

平抑新能源出力不稳定性有两种方式：一是在电源侧通过调节电源平滑出力曲线；二是在负荷侧通过限定用电曲线以适应出力。显然，负荷侧用电的过多限制不利于灵活的电力市场需求，在电源侧通过调节电源平抑新能源出力不稳定性符合提高供给侧质量的要求，更符合我国电力市场发展方向。

根据近年来各省区发布的新能源储能配比要求，要求最高的为2023年西藏自治区发展和改革委员会印发的《2023年风电、光伏发电等新能源项目开发建设方案》，对于新增光伏发电项目要求配置储能规模不低于光伏装机容量的20%，储能时长不低于4h。

按我国抽水蓄能设计平均满发6h计，若至2030年新增的6.65 亿kW新能源全部采用抽水蓄能储能调节，以储能配比20%、时长4h的存储能量要求折算抽水蓄能最大新增需求规模为0.89亿kW。因此，若仅从支撑新能源开发角度测算，2030年抽水蓄能需求规模不超过1.21亿kW（2020年底，抽水蓄能装机0.32亿kW），与《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出的2030年1.2亿kW规划目标一致。

目前，我国新型储能发展迅速，随着技术迭代和规模化应用，其建设成本也在不断降低。根据《中国新型储能发展报告2023》，2023年底我国新型储能规模已超过2000万kW，预测“十四五”末期将超过6000万kW，新型储能的发展将挤占部分抽水蓄能发展空间。

随着传统能源电力的灵活性改造、新型储能快速发展以及电网调度技术进步等有利因素的发生，从已制定的相关规划测算2030年1.2亿kW装机规模是我国抽水蓄能的需求上限。

（四）电价影响

由上述规划实施情况分析，2021-2030年我国抽水蓄能新增投产规模超过1.8亿kW，以平均单位kW总投资6665元计，总投资规模为1.2万亿元。根据2023年国家发展和改革委员会发布的《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕533号)，其中核定了48座抽水蓄能电站容量电价，总装机5600万kW，平均单位容量电价为490元/kW。以新增抽水蓄能规模1.8亿kW计，2021-2030年全国电力系统增加容量成本共计882亿元。根据《中国能源发展报告2023》预测成果，我国2030年全社会用电量将增长到11.8万亿~12.5万亿kWh。若2030年全社会用电量以高预测成果12.5万亿kWh计，“十四五”期间抽水蓄能新增容量成本882亿元将推高全社会整体用电成本0.007元/kWh。

针对目前已建、在建共2.3亿kW的抽水蓄能规模，已远超《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》2030年投产1.2亿kW规划目标的情况，建议：一是适当控制抽水蓄能建设节奏，推迟或延缓部分项目开工建设；二是加快清洁能源电力体系建设进程，加大新能源电力代替排放大、污染严重的能源电力品种的力度。

三、电价政策分析

抽水蓄能电站通过抽水、发电服务于电力系统，本身并不产生发电效益，且在抽水过程中需要消耗大量电力，项目收益依赖于市场电价政策。“十四五”之前，我国抽水蓄能长期面临容量电费疏导渠道不明确、抽蓄储能市场价值不能充分体现等问题[5]。

（一）电价机制

2014年出台的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）明确在电力市场形成前，抽水蓄能电站实施两部制电价，并且鼓励通过市场方式确定电价。但该政策对抽水蓄能电站收益方式的规定过于笼统，难于在实际中操作，本质上由电网企业隐性地购买了所有的辅助服务，难以调动投资主体的开发积极性。

2019年出台的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）明确抽水蓄能电站不允许计入输配电成本。2020年，《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规﹝2020﹞101号）明确抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围。这两项政策的发布导致抽水蓄能电站唯一的价格疏导机制不能延续，但对通过何种途径疏导并未明确，进一步压抑了抽水蓄能开发的积极性。

2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)的发布，是促成抽水蓄能开发建设热潮的关键政策。该文件延续了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号文）两部制电价基本框架，健全了成本回收和分摊机制，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，并保障项目经营期内资本金内部收益率6.5%。

（二）收益水平

两部制电价政策下，抽水蓄能项目收益包含两个部分：一是发电量收益，二是容量收益，分别对应着电量电价和容量电价。参考《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)文中“对在电力现货市场尚未运行的地方抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行”“上网电价按燃煤发电基准价执行”的规定，抽水蓄能电站能量转换率平均为75%，因此电量电价收益部分只能基本保证收支平衡，电站的主要收益依托于容量电价收益。

在电力行业中，对关系到公共利益、国家安全和市场还不能完全有效配置资源的项目，普遍采用经营期准许收益法核定项目收益率。准许收益水平应当与社会平均投资收益水平相当。以跨省区输电工程为例，《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（发改价格规﹝2021﹞1455号）规定：“跨省跨区专项工程输电价格按经营期法核定，按照资本金内部收益率对工程经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定工程输电价格。”“资本金内部收益率，按不超过5%核定。”

《水电建设项目经济评价规范》（DL/T 5441-2010）规定“经营期内资本金财务内部收益率按略高于同期国内银行5年期以上贷款年利率计算。”当前，我国5年期以上贷款市场报价利率(LPR)为3.60%，即使按上浮50%计算，当前水电站项目合理资本金内部收益率应不大于5.5%。

《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号文）提出“电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率(长期国债利率)加1%~3%的风险收益率核定。”根据2024年发行的最后一批储蓄国债利率，5年期限票面年利率为2%。若以3%风险收益率计，抽水蓄能项目资本金内部收益率应为5%。

对比以上三项收益水平，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)给出的经营期内资本金内部收益率6.5%明显过高。

此外，对于新投产的抽水蓄能电站，能量转换率普遍高于75%，甚至达到80%，随着装备制造和控制水平的提高，水泵水轮机组的能量转换率有望进一步提高，抽水蓄能电站的电量部分收益将增加。此外，随着全国电力现货市场的逐步完善，新能源的大比例并网，抽水蓄能也有望在调峰服务中实现更大的峰谷价差收益。

（三）案例分析

价格是市场的“牛鼻子”，价格过高导致项目收益率偏离市场平均收益水平是导致抽水蓄能“十四五”以来爆发式开发建设的主要原因。在该背景下，倘若再通过行政指令安排分配各省区开发指标，必将形成“量价双管制”局面，造成市场严重扭曲。这种兜底保障收益的容量电价政策模式一方面不利于反映项目市场竞争力；另一方面会导致资源错配。

1.市场竞争力

以固定收益率核定的容量电价统一纳入输配电价加以回收，意味着单位装机投资大的抽水蓄能项目获得高容量电价，单位装机投资小的获得低容量电价，难以反映出项目的工程经济性优劣，市场竞争不足。

以江西省赣北区域抽水蓄能站点为例，“十四五”开工建设的洪屏二期抽水蓄能电站工程单位千瓦静态投资低于4000元/kW，而铅山抽水蓄能电站接近5500元/kW，二者工程经济指标差异约38%，洪屏二期相比铅山项目经济性明显更优，但在当前电价政策下，二者的市场收益率基本相同。

若从全国在建和正在推动前期工作的抽水蓄能站点经济指标比较看，差异幅度更大，最高单位千瓦投资甚至超过10000元/kW。

2.资源错配

青海省风力和太阳能资源禀赋优异，太阳能技术可开发容量达35亿kW，且沙漠、戈壁、荒漠等未利用土地多，土地利用成本低，具备集约化和规模化开发利用的条件，是我国清洁能源的重要供给地，迫切需要调节电源支撑其发展，但省内长期无抽水蓄能电站。“十四五”以来，仅有南山口、哇让和同德三座共计760万kW抽水蓄能电站核准建设。而新能源资源较匮乏的浙江省，在已建、在建约1100万kW规模抽水蓄能的基础上，“十四五”以来又核准了柯城、庆元和建德等地的12座抽水蓄能电站，共计约1500万kW规模，接近青海省的2倍。

固然作为电力消费大省的浙江有新增调节电源的需求，但如前文所述，从我国能源结构转型长远需求来看，抽水蓄能未来主要应用场景应当偏向于新能源的电源侧，青海与浙江省抽水蓄能电站核准建设对比情况正好与此相反，经济更发达、开发资金更充裕的浙江省在当前电价政策下的抽水蓄能建设更为活跃；对抽水蓄能需求更加迫切的青海省却得不到足够的开发支持。

建立由市场决定价格和发挥资源配置的机制是我国电力体制改革的重要目标。因此，建议在下一个监管周期核定省级电网输配电价时统筹考虑电力行业项目平均收益水平，厘定合适的抽水蓄能容量电价的同时，进一步加强市场化引导、优化站点资源布局。

四、结论及建议

（一）发展情势和规划需求空间

1.相比于新能源的快速发展壮大，我国抽水蓄能的开发建设在“十四五”之前严重滞后，制约了当前新能源的发展。“十四五”以来，抽水蓄能的爆发式增长又对整个产业链供需平衡造成了巨大冲击，显示出开发过热和不平衡。

2.抽水蓄能“十二五”和“十三五”规划目标完成率差，为其后续发展留下了规划空间；但从《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》2030年规划目标和“十四五”以来开工情况看，“十四五”抽水蓄能开发建设空间已饱和。

3.我国抽水蓄能未来主要服务场景是平抑新能源出力不稳定以保障电力系统运行稳定性。以2030年为水平年，若全部采用抽水蓄能进行储能调节以支撑新能源开发，从已发布的相关规划测算其上限规模不超过1.21亿kW。建议对当前抽水蓄能开发过热的情况，一方面适当控制节奏，推迟或延缓部分项目开工建设；另一方面加快清洁能源电力体系建设进程，加大新能源替代力度。

（二）用电成本及收益水平

1.电价影响分析成果表明，至2030年，“十四五”已核准在建的1.8亿kW抽水蓄能将增加电力系统容量成本882亿元，推高全社会整体用电成本0.007元/kWh。

2.相比电力行业其他项目收益率，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)对抽水蓄能项目经营期内资本金内部收益率6.5%的规定明显过高，这是导致抽水蓄能过热和不平衡开发的主要原因，建议在下一个监管周期输配电价核定时进行合理调整。

参考文献

[1] 水电水利规划设计总院.中国可再生能源发展报告2023[M].北京:中国水利水电出版社,2024.

[2] 国家发展和改革委员会.关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见[R].2021.

[3] 水电水利规划设计总院,中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会.抽水蓄能产业发展报告2021[M].北京:中国水利水电出版社,2022.

[4] 水电水利规划设计总院.中国可再生能源发展报告2022[M].北京:中国水利水电出版社,2023.

[5] 谢正义,王义民,畅建霞,等.新能源并网下混合式抽水蓄能电站竞价策略[J].水力发电学报,2023,42(12): 14-26.

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