内容来源:
阳光工匠储能网
粉丝
7.6
万+，
欢迎各种形式的合作共赢
抽水蓄能主要分布在那里？
据统计，截至目前全国已规划了183抽水蓄能项目。其中73个抽水蓄能电站项目已开工，装机容量达91.38GW；110个抽水蓄能电站项目拟建设，装机容量达136.475GW。从项目所在地区来看，项目分布于浙江、湖北、广东、湖南、山西、安徽、河北、陕西等26个省市，浙江以30.375GW排名第一，湖北以24.17GW排名第二，广东以19.68GW排名第三。湖南、山西、安徽、河北、陕西、河南、广西7省项目规模均超9GW。
根据国家及地方“十四五”规划公开数据，国际能源网统计了110个正在推进的抽水蓄能项目，总投资超6504.31亿元，容量规模达136.475GW。
从单个项目装机容量来看，汪清抽水蓄能电站项目规模最大，该项目是国家“十四五”重点项目，是吉林省系统布局东部“山水蓄能三峡”打造国家级清洁能源基地的重要组成部分。项目位于延边州汪清县境内，根据吉电股份与汪清县政府签署的汪清抽水蓄能电站项目专项投资合作协议，汪清抽水蓄能电站将分三期建设，规划总容量500万千瓦，项目总投资127亿元，工程总工期79个月。
从单个项目投资情况来看，武宣县天牌岭抽水蓄能电站计划总投资约170亿元，是投资金额最多项目之一。该项目建设地点位于广西来宾市武宣县三里镇境内，依托规划上下水库的水力资源及周边山壑地理资源，拟建设装机规模300万千瓦，抽水蓄能项目建成后，年均发电量约35亿千瓦时，按运营40年计，年均贡献地方利税及附加约1亿元。
特点：是以一定水量作为能量载体，通过能量转换向电力系统提供电能。
工作方式：利用兼具有水泵和水轮机两种工作方式的蓄能机组，在电力负荷出现低谷时（如夜间）做水泵运行，将下游水库的水抽到上游水库存储起来；在电力负荷出现高峰时（如白天）做水轮机运行，将上游水库的水放下来发电。
作用：可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，在电网中主要担负调频、调相，稳定频率和电压的作用，且宜为事故备用电源。
图片：抽水蓄能电站示意图
储水蓄能为什么会受到如此重视呢？--
抽水蓄能是大规模风光发电上网的核心关键环节。预计至2030年我国将新增15亿kW的新能源新增装机规模，为了应对新能源大规模上网，需要配套5亿千瓦的调节电源。其中，煤电灵活性改造可提供2.5亿kW，抽水蓄能提供1.2亿kW，新型储能提供1.8亿kW，用户侧提供0.5亿千瓦。
抽水蓄能产业链
通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，已经基本形成了涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的较为完备的全产业链发展体系和专业化发展模式。
装机规模：目前国网、南网在运的电站中，单站建设规模普遍在100万千瓦以上
建设成本：100w-180w装机之间的电站，一般需要5000-6000元/kW
从抽水蓄能装机规模的区域格局来看，目前我国已投产抽水蓄能电站主要分布在华东、华北、华中和广东;在建抽水蓄能电站总规模约60%分布在华东和华北。
在2020年12月国家启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑各个方面因素，共普查筛选出资源站点1500余个，总装机规模可达到16亿千瓦，分布较广。
华北地区重点布局在河北、山东等省,兼顾京津冀一体化以及蒙东区域新能源发展和电力系统需要;
东北地区重点布局在辽宁、黑龙江、吉林等省,服务新能源大规模发展需要;
华东地区重点布局在浙江、安徽等省，南方地区重点布局在广东和广西,服务核电和新能源大规模发展，以及接受区外电力需要;
华中地区重点布局在河南、湖南、湖北等省,服务中部城市群经济建设发展需要;
抽蓄电站作为一种储能技术，本身并不能真正发电。过往我国抽蓄电站盈利模式并不明确,虽然2014年首次政策明确了两部制电价，但是并未得到长期有效施行。在较长一段时期内（2016年-2020年），抽蓄电站的运营成本由电网承担，而无法传导到终端电价由终端用户承担，也导致电网对抽蓄电站的调度量较小。抽蓄电站缺乏有效的收益回报机制。
成本端，抽水蓄能电站主要运营成本为购电费用，其次为折旧与人工费用。
收入端，在两部制电价模式下，抽水蓄能电站的主要收入由两部分构成：
一是年度交易中的固定收入，来源于抽水蓄能电站在系统中提供的电网辅助服务（包括调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动六大功能服务）的补偿，以及机组参与调峰填谷时保障基荷机组平稳运行、提高基荷机组经济效益得到的补偿
二是竞价交易中的电量销售收入。该收入由抽水蓄能电站参与电力平衡市场交易获得，随着不同时段和报价而变动，由市场需求决定
2021年5月，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》，明确了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式：
电网企业支付容量电费，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费
参与辅助服务市场、以及执行抽水发电形成的电价电量收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担
计算：抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，按照资本金内部收益率对电站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：
年现金流入=为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平
年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加
电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定
运行维护费率（运行维护费除以固定资产原值的比例）按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定
贷款额据实核定，还贷期限按25年计算。在运电站加权平均贷款利率高于同期市场报价利率时，贷款利率按同期市场报价利率核定
是参与辅助服务市场提供服务的对价，成本纳入输配电价传导至终端用户，电网支付信用好
参数要求较高，固定周期重新核定，需要维持电站高质量运维水平
燃煤发电基准价ⅹ发电量-燃煤发电基准价ⅹ抽水电量ⅹ75%
收益的关键在于系统效率，仅当系统效率高于75%时，才能形成增量电量电费收益。形成的增量收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。
多余的发电电量可以参与国家需求侧相应，并获取相应补贴
因调度等因素未使用的中标电量参与电力市场交易，获得收益
抽蓄电站的控股股东分为五种：电网企业、地方国企、发电企业、投资集团、民营企业。
在运抽蓄：控股股东有两类：电网企业控股（国网新源控股公司、南网调峰调频公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司）和地方国企控股。
在建抽蓄：控股股东更加多元化，除电网公司、地方国企控股外，新增控股股东类别：发电企业、金融资产管理公司、民营企业。
从已投运、在建电站的控股情况看，大部分电站由电网企业控股，社会资本参与较少，但政策上已经明确开始鼓励社会资本进入该领域。2015年1月，国家能源局发布《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》（国能新能[2015]8号），鼓励社会资本投资常规水电站和抽蓄。2021年3月，国家电网宣布，针对此次提出2000万千瓦以上的新增开工目标，将向社会开放其拟建抽水蓄能项目，“合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控”。2021年8月，在国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中，明确提出，促进抽水蓄能电站市场化发展，推进以招标、市场竞价等方式确定投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能，加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位。
价格形成机制
在“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能电站, 其建设目的是多消纳新能源, 其装机容量的多少与电网内新能源的装机容量及出力特性有关。这些抽水蓄能电站的投资费用和运行费用不能作为辅助服务费用由电网内的用户承担, 但是如果建设抽水蓄能电站的投资费用和运行费用不能获得补偿, 发电企业将不愿意投资建设抽水蓄能电站。建立合理“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能电站的价格形成机制是促进消纳新能源发电电量的经济政策保障。
