网讯：抽水蓄能电站作为调峰、调频、调相、应急障碍的重要工具，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。未来中国抽水蓄能市场前景广阔，具有发展潜力。
PART.01
抽水蓄能国内发展现状
抽水蓄能电站作为调峰、调频、调相、应急障碍的重要工具，夜间抽水发电蓄能，白天放水发电，相较于其他储能方式，具备技术成熟、规模大、成本低的优势。加快发展抽水蓄能是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。
根据国家能源局数据，截至2022年末，全国已建抽水蓄能装机容量达4539万千瓦，同比增长了24.73%，规模位居世界首位。2022年共投产28台抽水蓄能机组，合计880万千瓦，创历史新高。全国新核准抽水蓄能项目48个，装机6890万千瓦，较2021年1380万千瓦翻了5倍；总投资规模超过4500亿元，较2021年898亿元的投资额也翻了5倍。2023年，中国抽水蓄能累计装机规模约达到53.82GW，预计2024年、2025年我国抽水蓄能累计装机规模将分别达到60.55GW、62GW。在政策引导下，抽水蓄能电站建设速度将进一步加快，到2030年达到120GW左右。
PART.02
抽水蓄能综合经济分析
1 抽水蓄能电站项目可行性研究
抽水蓄能工程建设项目应符合选点规划要求，工程建设必须履行基本建设程序。根据国务院关于投资体制改革的决定，企业投资建设抽水蓄能工程实行项目核准制，投资企业需向国家发展和改革委员会提交项目核准申请报告，抽水蓄能工程可行性研究报告是项目申请报告编制的主要依据。
可行性研究应对项目建设的必要性、可行性、建设条件等进行论证，并对项目的建设方案进行全面比较，作出项目建设在技术上是否可行、在经济上是否合理的科学结论。经批准的可行性研究报告是项目的最终决策和进行招标设计的依据。可行性研究报告应按照《水电工程可行性研究报告编制规程》（DL/T-5020-2007）的规定，由项目法人委托有相应资质的设计、咨询单位编制。可行性研究报告编制完成后，应按相关规定组织进行技术审查。可行性研究报告的技术审查权限由国家发改委委托水电水利规划设计总院会同省发改委组织技术审查。
2 两部制电价
我国抽水蓄能电价历史上存在单一容量电价（租赁）、单一电量电价、两部制电价等多种模式。2014年，国家发展改革委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，提出实行两部制电价，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本，容量电价弥补固定成本及准许收益，按无风险收益率（长期国债利率）加1—3个百分点的风险收益率确定，纳入当地省级电网运行费用统一核算。2021年，国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，坚持和完善了两部制电价的思路，明确以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制。该文件明确了抽水蓄能电站非变动成本的疏导机制，保证了抽水蓄能电站建设的基础收益率，提高了业主建设积极性；鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制
3 主要盈利模式
抽水蓄能电站项目的盈利模式是多元化的，包括来自电网的补贴、辅助服务、能源消纳等多种方式。这些盈利模式的综合应用，使得抽水蓄能电站成为现代电力系统中不可或缺的重要组成部分。
（1）电力收益
容量电价：抽水蓄能电站具有快速响应和调节能力，可以为电网提供备用容量，从而保证电力供应的可靠。这是抽水蓄能项目最主要的收入。根据国家发改委的文件，新建项目按40年经营期、资本金内部收益率6.5%定价法核定，基于弥补电站建设成本及运维成本，获取合理收益。
电量电价：电量电费收入是抽水发电形成的电量并网后的收入。电力市场供不应求、电价高峰时放水发电，电力市场供过于求、电价低谷时抽水蓄能，利用价差实现收益。抽水电价、上网电价形成收益的20%由抽水蓄能电站分享。
（2）电网辅助服务
抽水蓄能电站可以为电网提供调频、调峰等服务，以维持电网的稳定运行。电站可以通过参与电力市场的辅助服务交易，获得相应的补偿费用。
（3）能源消纳收益
抽水蓄能电站可以与风能、太阳能等可再生能源配合使用，平滑可再生能源的出力波动，提高可再生能源的消纳能力。因此，电站可以通过参与可再生能源消纳市场，获得相应的收益。
（4）政策补贴收入
国家对可再生能源发电企业给予政策补贴，以鼓励其投资、建设及运营。抽水蓄能电站作为可再生能源发电的一种形式，也可以享受这些政策补贴。
PART.03
市场分布及企业竞争格局
2023年，共239个抽水蓄能电站项目更新了包含预可行性研究报告审查、签约、开工等动态，规模超316.735GW，仅国家电网2023年投产的抽水蓄能机组数量就高达17台，总装机容量515万千瓦。从项目所在地区来看，239个项目分布于26个省市。在已明确的项目规模中，广东以26.3GW排名第一，湖南以21.6GW排名第二，浙江以21.5GW位列第三。四川、甘肃、广西、新疆、湖北、贵州、陕西、云南、黑龙江、河北、吉林、福建、河南、辽宁14地项目规模均超10GW。
1 投资企业
根据2011年《国家能源局关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》：“要按照国家电力体制改革和电价市场化形成机制改革的有关规定，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；杜绝电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能项目；严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目”。
因此，中国抽水蓄能电站的主要投资企业仍以电网企业、能源央企为主，占比超80%；地方能源投资国企为辅，占比约10%；随着国家鼓励社会资本投资抽水蓄能电站的政策出台，部分民营企业也加入了进来，但投资项目占比仍较少，不到5%。
2 勘测设计企业
《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》印发后，抽水蓄能勘测设计业务量增长很快。但随着水利、电力系统等设计单位的加入，全产业链设计产能得到了大幅的提升，为抽水蓄能产业快速、高质量发展提供了坚强的支撑。传统抽水蓄能勘测设计企业主要有水电水利规划设计总院有限公司、三峡集团上海勘测设计研究院有限公司、中国电建集团各区域设计院、中国能建集团各设计分院、广东省水利电力勘测设计研究院有限公司；（三峡）上海勘测设计研究院有限公司；黄河勘测规划设计研究院有限公司；长江勘测规划设计有限责任公司、中水北方/东北勘测设计研究院。而其中，中国电建在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%，是抽水蓄能市场绝对的主力。
3 建设运营企业
目前，我国抽水蓄能行业的市场化程度还有待提升，参与建设运营的大多是大型电力央企、国企。但近年来，非电网企业也在积极介入项目开发和前期工作。如中国电力建设集团有限公司、中国能源建设集团有限公司、中国建筑集团有限公司、中国安能建设集团有限公司、中国中铁股份有限公司、中国铁建股份有限公司、广东省建筑工程集团有限公司等单位及其下属单位。
为实现合理投资回报和可持续发展，国家相关部门正在研究出台政策以形成稳定的行业预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，更好促进新能源发展，更好保障电力系统安全稳定运行。例如，国网近日明确表示，社会资本可参与抽蓄投资、建设和运营，合作模式可一厂一议。
PART.04
投资风险事项
抽水蓄能的投资建设存有一定的弊端，比如，需要建造大型水库和水泵站等基础设施，这需要大量资金和土地资源的投入；其次，抽水蓄能还存在一些环境和社会问题。这些问题都需要给予充分的关注，精准识别并降低前中后端的各项风险。
1 纳规风险
抽水蓄能电站纳入国家能源局重点实施项目库，是开展项目核准和建设的前提条件。目前，国家要求加强抽水蓄能前期规划论证工作，为后续项目纳规和核准增加了一定难度。因此，建议要与国网、南网等电网企业等加强沟通，充分了解和论证区域未来的用电需求，确保项目建成后有充足市场空间。
2 地质条件影响
抽水蓄能电站的输水系统水头高、线路长，相应的工程地质勘察考虑的因素多、工作量较大。在洞线选择时，要结合枢纽总布置和水工隧洞的要求，尽可能地避开区域断裂带、主要断层和软弱岩带等对水道系统不利的复杂地质条件区段。
3 用地及移民安置
抽水蓄能电站项目可能存在边批边建、违规取水等合规性问题，面临补办农转建手续等行政处罚，甚至项目设施被拆除等颠覆性风险。对于移民安置方案论证不充分、不科学的问题，后期可能面临社会群体性事件。
4 并网和电力消纳
抽水蓄能项目的并网工程一般由电网企业负责建设，若不能及时并网，可能影响项目成本回收。因此，应加强与电网企业沟通，充分做好项目建设与电网规划的衔接，推动并网工程与电站本体工程同步协调推进，确保送出工程按期建成、如期并网。同时，项目建好后若发现电力市场无法消纳，发电效益就无法完全实现，将会影响电网企业支付能力。
5 运行综合效率
抽水蓄能电站综合效率是抽水蓄能电站发电量与抽水电量的比值，其体现了抽水蓄能电站运行时的能量转换效率。根据国家发改委“633号文”规定，电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。若抽水蓄能电站综合效率正好是75%，则在抽、发电上成本收益持平；效率越高、收益越高。
PART.05
总结展望
从国内抽水蓄能发展形势来看，部分省份出台相关办法加强管理，抽水蓄能又好、又快、高质量发展格局初步形成。未来中国抽水蓄能市场前景广阔，具有非常大的发展潜力。抽水蓄能符合国家及中建集团绿色低碳发展相关要求，中建二局目前已获取6个抽水蓄能电站投资项目，总投资额共计443.9亿元，下一步将继续加大抽水蓄能业务份额比重，巩固当前系统内领先优势，将抽水蓄能打造成为代表性产品线之一。
