据能源圈了解到，“考虑风电、光伏发电等不同发展规模情景，预计2035年服务电力系统的抽水蓄能装机规模至少为4亿至5亿千瓦，服务大型风光基地、水风光一体化基地的抽水蓄能装机规模约6000万千瓦。”8月30日，水电水利规划设计总院和中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2023年度》（以下简称《报告》），为我国抽水蓄能发展注入了信心。

水电水利规划设计总院副院长赵增海在发布《报告》时指出，抽水蓄能长期健康有序发展仍是主基调。鉴于抽水蓄能电站建设周期较长，为满足2035年需求，需要适度超前开发，多措并举保障抽水蓄能电站健康有序高质量发展。

保供作用凸显

抽水蓄能装机超5000万千瓦

随着风能、太阳能等可再生能源的大规模高速发展，电力系统的波动性和间歇性问题日益凸显，调节电源的需求大幅增加。抽水蓄能作为当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统清洁低碳灵活调节电源，在发展规模、调度运行管理水平、工程建设技术、发展新模式等方面取得了新成效。

随着山东文登、新疆阜康、河南天池等抽水蓄能电站相继投产发电，我国抽水蓄能装机规模已突破5000万千瓦，继续位居世界首位。《报告》显示，2023年，全国新核准抽水蓄能电站达49座，核准规模达6342.5万千瓦；新投产装机容量达515万千瓦，在运总装机容量达5094万千瓦。

抽水蓄能在新型电力系统中兼具源、荷、储特性，调节性能优越，更重要的是抽水蓄能作为同步机型大容量储能，还具备同步电压支撑、同步惯量支撑等独特优势，是保障系统交流同步运行安全、“保供应、保安全、促消纳”的重要一环。

2023年，各抽水蓄能电站根据电网调节需求变化调整机组运行方式，圆满完成了全国两会、亚运会、迎峰度夏等一系列保电任务。赵增海表示，2023年，抽水蓄能电站抽、发电量同比增长均超过17.9%，抽水启动次数同比增长达18.2%，发电启动次数同比增长达10%，有效保障电力安全可靠供应，发挥了电力保供作用。

分电网区域看，《报告》指出，华北区域抽水蓄能机组在政治保电、支撑新能源入网及消纳等方面作用明显。华北区域春秋季消纳作用显著、冬季顶峰作用明显。从全年整体来看，抽水蓄能午间抽水启动次数和抽水出力明显大于夜间，在消纳新能源方面发挥出重要作用。华中区域因2022年冬季电力供应偏紧，年初各抽水蓄能电站保持了高强度运行，其余月份运行强度较为均衡。在12月份出现降温降雪后，华东区域多数抽水蓄能电站日均保持晚峰满发运行方式，顶峰保供作用明显。南方区域中广东地区运行强度较为均衡，主要发挥调峰作用，兼顾消纳本区清洁能源需求；海南地区冬春季消纳作用明显，1月份顶峰作用显著。

此外，《报告》还指出，我国抽水蓄能多元格局基本形成，应用场景逐渐丰富，两河口混合式、道孚等电站核准建设开启了抽水蓄能服务流域水风光一体化基地的工程实践，西北地区也在积极拓展以抽水蓄能为支撑的清洁能源基地规划建设等应用场景。

为促进抽水蓄能健康、多元化发展，赵增海建议，加强西北、西南地区抽水蓄能布局和建设，围绕沙漠、戈壁、荒漠大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地，结合新能源大规模发展和电力外送需要以及资源条件，在西北、西南地区加强抽水蓄能布局和建设。

防止“过热过冷”

市场化是未来抽蓄发展趋势

与英国、美国、日本等国家相比，我国抽水蓄能发展起步晚，但发展迅速。“我国抽水蓄能装机规模已连续八年稳居世界第一。”水电水利规划设计总院院长李昇表示，“这些发展成绩的取得与抽水蓄能电价政策密切相关。”

适应不同发展阶段需要，结合电力体制改革进程，我国抽水蓄能电价机制曾出现过单一电量电价、单一容量电价、电网内部结算、两部制电价等不同方式，现阶段我国抽水蓄能执行两部制电价。

抽水蓄能电站是高建设成本、低运行成本的重要新能源基础设施，电价机制对电站成本回收、合理收益获取及功能有效发挥影响显著。2014年，国家发展改革委印发的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，初步明确了两部制电价机制，容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑，电站成本费用可得到回收。

不过，在同步开展的输配电价改革工作中，2019年发布的《输配电定价成本监审办法》规定，抽水蓄能电站的成本费用不得计入输配电定价成本。由此导致企业投资成本回收得不到保障，影响到“十三五”后期抽水蓄能的开工建设，最终致使“十四五”“十五五”时期投产规模不及预期。

2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确了现阶段坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入省级电网输配电价回收，进一步落实了两部制电价形成及疏导机制，充分调动了投资主体开发建设、高效运行的积极性，为抽水蓄能加快发展奠定了重要基础。

总体来看，市场化是未来抽水蓄能发展的必然趋势。“推动抽水蓄能市场化的过程，应在保持价格政策平稳的基础上，结合电力市场建设进展，有序做好市场化的衔接。”李昇告诉记者，一方面，抽水蓄能工期较长，需要稳定投资主体的投资预期，以支撑科学决策；另一方面，从国外发展经验来看，坚持两部制电价是促进抽水蓄能快速发展的重要手段。

当前，我国电力市场带有分时价格信号的现货市场尚未普及，辅助服务市场建设尚处于起步阶段，辅助服务品种尚待完善，暂不具备直接推动抽水蓄能市场化的条件。

为了促进行业有序发展，避免“过热”，同时警惕“过冷”，李昇建议，下阶段应统筹衔接电力市场化改革进程，按照“近中期”和“中远期”分类施策，有计划、分步骤推动抽水蓄能电价机制完善和市场化发展。对于近中期的发展，可依据新能源标杆电价政策和煤电容量电价机制，针对抽水蓄能不同资源分区，建立抽水蓄能标杆容量电价机制，引导行业整体降本增效与技术进步。对于中远期的发展，以“固定采购+市场竞价”的方式推动抽水蓄能参与市场化交易，保障行业平稳高质量可持续发展。