世界资源研究所：抽水蓄能促进中国风光发电电能消纳研究（67页）.pdf

1、如图 14 所示，抽水蓄能电站同时参与电力交易和辅助服务交易。现行的电力交易电价机制主要有单一电量电价(如十三陵和回龙等抽水蓄能电站)、电网内部结算(潘家口、响水涧和蒲石河等抽水蓄能电站)、和两部制电价(呼和浩特、天堂、沙河等抽水蓄能电站) (赵增海, 以及其他人 2016)。2014 年国家发展改革委规定新投产或已投产但未核定电价的抽水蓄能电站实施两部制上网电价13 (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的通知 2014);辅助服务交易的方式主要有(与用电侧和发电企业)签订外部合同、(与电网)签订内部合同和辅助服务市场交易。 商品化不足：两部制电价实施的主要目的是为了充分发

2、挥抽水蓄能电站综合效益，吸引社会资本投资，促进行业发展。然而目前两部制电价落实不足，容量电费核算难，影响企业积极性。由于抽水蓄能服务的是整个电力系统，需要明确各方承担的责任以计算效益。 市场化不足：抽水蓄能电站目前投资主体较为单一，70%以上的已建成抽水蓄能电站由电网投资运营，营利与整个电网运营进行捆绑计算。这种模式固然可以充分发挥抽水蓄能在系统中的作用，但在开发上却不利于市场化。一方面，抽水蓄能商品化不足，经济效益难以精确量化，无法吸引足够的电网企业之外的社会资本;另一方面，新修订输配电定价成本监审办法明确提出抽水蓄能电站等不得计入输配电定价成本，使得电网企业收益产生影响，增加其对储能投资的

3、不确定性。因此，抽水蓄能发展受到制约。国家政策对抽水蓄能发展发挥着重要作用。政策的变动，直接决定了抽水蓄能收益的确定性及投资的风险性，从而影响其经济效益。“十二五”“十三五”期间，中国政府出台了一系列政策，加速抽水蓄能发展，见图 15：“十二五”期间，国家共批复了 22 个地区抽水蓄能电站选点规划，2014 年更是要求各省(区、市)将抽水蓄能规划纳入当地能源发展规划当中 (国家发展改革委, 关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见 2014);“十三五”期间，国家进一步推进抽水蓄能发展，对 2016-2020 年抽水蓄能发展规划了目标 (国家能源局, 水电发展“十三五”规划 2016)，

4、并要求明确 2025 年的抽水蓄能站点 (国家发展改革委, 科技部, 以及其他人 2019);2020 年，推动抽水蓄能电站建设被列入中国能源安全保障工作的意见之一 (国家发展改革委 和 国家能源局, 关于做好2020 年能源安全保障工作的指导意见 2020)，成为关乎能源安全、落实“六保”14的因素之一。 缺乏储能产业机制系统性方案：虽然国家加大了对储能的重视，但仍缺乏针对储能的顶层设计 (王继业 2020)及足够有力的支撑政策 (李建林 和 杜笑天 2019);目前中国尚未有储能产业机制系统的方案 (陈海生, 凌浩恕 和 徐玉杰 2019)，具体体现在储能规划缺乏统一布局、储能商业模式仍不

5、清晰、峰谷电价套利模式单一、回收期较长等等。 缺乏配套管理规范及标准体系：抽水蓄能服务的对象往往是整个电力系统，建设与管理需要先明确其不同应用场景中的功能与定位，才能做到因地制宜，充分发挥抽水蓄能的作用。但由于缺乏明确规定，抽水蓄能电站的调用难以进行精确评价 (樊桐杰 2020);此外，技术标准的缺失，使得部分储能技术应用效果与安全运行水平存在不足 (王继业 2020)，也使得企业对储能的应用缺乏内在动力。 激励政策不够完备：现阶段，中国缺乏储能的配套激励政策 (李建林 和 杜笑天2019)，同样导致了导致利益相关方缺乏对储能应用的动力。国家在政策上15虽然支持对供电企业公平、无歧视开放供电市

6、场，但在抽水蓄能商品化不足、投资效益不高的前提下，如不制定合理的激励政策，很难从根本上调动企业积极性，推动市场化运行。 电力市场化改革及辅助服务市场建设为抽水蓄能实现商品化、市场化提供路径：电力市场化改革对于提高储能产业活力和整体竞争力具有非常重要的意义 (国家发展改革委 和 商务部, 鼓励外商投资产业目录(2019 年版) 2019)。目前中国无论是取消对于发电企业的限制，还是禁止抽水蓄能电站成本计入输配电定价成本，都是为了逐步放开储能市场环境，鼓励不同主体进行投资。建立公平竞争的市场环境，也是现阶段储能政策的一