三十年河东，三十年河西。

休说世事无常。

百年变局一朝至，且看风云激荡。

一、形势变化

“故兵无常势，水无常形。能因敌变化而取胜者，谓之神。”——《孙子兵法》

相对“十三五”期间，当前抽水蓄能的发展形势发生了重大变化。主要体现在三个方面。一是“双碳”目标明确了要求。二是新能源发展提出了需要。三是电价政策稳定了预期。

（一）“双碳”目标

“双碳”目标对能源发展提出了新的要求。根据IEA、联合国环境署、世界资源研究所等机构研究统计情况，估计我国目前的碳排放总量约120～130亿吨，约占全球能源领域碳排放的28.8%，其中能源使用产生的碳排放约95～100亿吨。为了实现“双碳”目标， “能源”是必须紧紧扭住牛鼻子。因此，未来的能源发展必须严格控制化石能源消费、大力发展“零碳”新能源。

（二）新能源发展需要

“双碳”目标是外因。随着科技进步，陆上风电和光伏发电进入全面平价时代是内因。正是外因和内因相互作用，所以我们有把握提出“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”的发展目标。

风光等新能源具有随机性、波动性等特点。为了新能源规模化、高比例发展，必须同时伴随着储能的大发展。抽水蓄能是目前最经济的储能手段，同时还可以为电力系统提供必要的转动惯量、保证系统稳定运行，与现有其他调峰、储能方式，具有较大的比较优势。因应新能源发展的需要，抽水蓄能的发展空间十分广阔。

（三）稳定的电价政策

为了促进抽水蓄能的发展，按照市场经济的原则，就必须保证抽水蓄能电站的投资主体能够有明确的回报。2021年4月，国家发展改革委印发《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），明确提出“坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策”“健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式”等相关内容，对电价形成机制、电价疏导机制等各方关切都进行了明确的规定。稳定、可预期的电价政策为抽水蓄能电站的大发展扫清了最后的障碍。

综上所述，随着外部有利形势的变化，抽水蓄能电站迎来了前所未有的发展机遇。

二、体制沿革

“合于利而动，不合于利而止。”——《孙子兵法》

（一）三个问题的答案

下面简要回顾一下，在抽水蓄能各个发展阶段的三个关键问题的答案。

即谁来决策？谁来建设？谁来买单？

第一阶段。2004年，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71号），对这三个问题有明确的回答。①由国务院投资主管部门严格审批。②抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理。③其建设和运行成本纳入电网运行费用。2011年，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》，继续强化了对于投资主体的要求，明确提出“杜绝电网企业与发电企业合资建设抽水蓄能电站项目；严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目”。

第二阶段。2014年，随着电力系统发展和简政放权等外部形势发生变化，国务院和国家行业主管部门针对抽水蓄能行业出台了一系列的文件，这三个问题的答案也出现转变。

关于谁来决策的问题，分成了两部分。一是由国家组织来编规划。7月，国家发展改革委印发《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），明确提出未纳入国家抽水蓄能电站选点规划及相关建设规划的项目不得建设。9月，国家能源局综合司印发《关于落实抽水蓄能电站选点规划进一步做好抽水蓄能电站规划建设工作的通知》（国能综新能〔2014〕699号）中，也明确提出“国家能源局组织制定的选点规划是各地抽水蓄能电站规划建设的基本依据”。二是由省级政府负责核准。国务院印发《国务院关于发布政府核准的投资项目目录（2014年本）的通知》，明确提出抽水蓄能电站由省级政府核准。

关于谁来建设的问题。11月，国务院印发《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》，提出“在做好生态环境保护、移民安置和确保工程安全的前提下，通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站”。同月，国家发展改革委印发《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》（发改能源〔2014〕2482号），提出“抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求独立投资建设抽水蓄能电站”。

关于谁来买单的问题。上述1763号文中，提出“电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价”，“电力市场化前，抽水蓄能电站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”。

第三阶段。2015年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）。在电力体制改革的大背景下，上述三个问题中部分问题的答案有了新的变化。

关于谁来决策的事情。在这一阶段，依旧维持国家编规划，由省级政府核准的总体格局。但是内涵发生了变化，主要是因为国家编制规划的指导思想和原则发生了变化。原来的思路是“国家能源主管部门统一组织开展选点规划工作，统筹考虑区域电网调峰资源、系统需要和站点资源条件，分析研究抽水蓄能电站建设规模和布局，合理确定推荐站点、建设时序和服务范围，将选点规划作为各地抽水蓄能电站规划建设的基本依据”（发改能源〔2014〕2482号），而新一版中长期规划的原则是“应规尽规，能开快开”。相对于2482号文，新一版中长期规划中不对各省的需求和发展规模设限，而是以各省级上报的项目为基础，按照不涉及生态保护红线、确保抽水蓄能与生态环境保护协调发展等原则，把上报项目清单中符合原则的项目列入重点实施清单，把不符合上述原则的项目暂时列入规划项目储备。可以把中长期规划中推荐项目清单理解为“菜单”，中长期规划中提出的建设规模作为预期性指标。由各省级单位制定并组织实施的“本地区抽水蓄能电站中长期规划实施方案”，是最后摆上桌的“正餐”，取代原来的选点规划，成为未来抽水蓄能建设决策过程的核心环节。

关于谁来建设的问题。在中长期规划中，进一步强化了投资主体多元化的发展思路，明确提出“进一步完善相关政策，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，支持核蓄一体化、风光蓄多能互补基地等新业态发展，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。”相对于2014年的相关文件，这一表述更准确、更积极。同时，因为电价政策的支持，积极的发展预期，由电网企业为主的投资主体必将发生较大规模的改变，日益呈现多元化的发展态势。

关于谁来买单的问题。根据《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号），“市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成，促进市场用户公平承担系统责任。输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。”虽然《省级电网输配电价定价办法》提出，抽水蓄能电站、电储能设施属于与输配电无关的固定资产，不得纳入可计提收益的固定资产范围，但根据《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）规定，“政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。”因此，抽水蓄能的买单对象最终仍是通过省级输配电价传导到市场用户来承担。

（二）利害分析

综上所述，在第一阶段，国家审批建设，电网企业负责建设，电网买单。收益主要在地方，成本通过电网企业分摊到全国。项目成本由全国分摊，但是项目建设却可以拉动地方经济社会发展，所以项目所在地的积极性最高。电网为了电力系统安全稳定运行需要，建设一定规模的抽水蓄能可以起到节约燃煤的作用，但是规模总量却不宜过大。

在第二阶段，国家严格编制规划，地方负责核准，成本分摊到省级电网运行费用，但实际上可能也会通过电网企业省际盈亏平衡传导到全国的电力用户。与上一阶段一样，地方仍然会得到了大部分好处，所以项目所在地建设积极性依然很高。因为经营压力，电网企业倾向于维持有序发展。在这一阶段，由于投资体制、电价形成机制和疏导机制均存在一定不确定性，社会资本总体呈观望态度。

在第三阶段，国家编制规划，地方制订实施方案、核准，成本通过省级电网输配电价传导到省内用户。从国家来讲，因为新能源大发展，必须建设大规模的储能设施，因此大力支持抽水蓄能建设，并提出了“应规尽规”的发展思路，大幅放宽了纳入中长期规划的站点规模。考虑到抽水蓄能的容量价格成本将主要通过省级输配电价传导到省内电力用户，推高省内用能成本，因此省级能源主管单位对于是否进行大规模抽水蓄能电站将持审慎的态度，以期在系统调峰能力建设和经济用能成本之间寻找一个平衡。对于市县一级的地方政府，项目建设对当地地方经济的发展的促进作用仍然是直接而且显著的，而电价成本将在全省疏导，所以积极性较高。此外，因为明确的发展预期和稳定的电价回收机制，社会资本在这个阶段的积极性将得到大幅提升，但是所跟踪的项目是否能够被列入省内的实施方案，将是下一阶段关注的重点。

三、规划出世

“兵无选锋曰北。”——《孙子兵法》

（一）历次选点规划

20世纪80年代中期，为了研究解决电网调峰困难问题，广东省、华北电网、华东电网等地区有关单位，组织开展了重点区域的抽水蓄能电站资源调查和规划选点工作。20世纪90年代期间，华中、东北等区域电网开展了部分区域的抽水蓄能站点资源调查和规划选点工作。2009年，国家能源局在山东泰安召开了抽水蓄能建设工作座谈会。会议纪要中提出，要切实加强抽水蓄能电站建设规划工作。要求“水电水利规划设计总院要会同电网公司、地方政府，进一步加强和组织开展抽水蓄能电站的选点工作，按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则，以省或区域（电网）为单位，全面系统地开展站址选点工作。”按照座谈会工作部署，2009～2013年，国家能源局组织各相关单位，以2020年为水平年，完成了浙江、安徽、江苏、福建、山东、山西、内蒙古、河北、河南、湖南、湖北、江西、重庆、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、甘肃、宁夏、新疆、广东、海南共22个省（区、市）的选点规划工作。本次规划抽水蓄能站点共59个，规划总装机容量7485万千瓦。

抽水蓄能电站历年装机规模变化图

2016年，国家能源局在北京组织召开了抽水蓄能规划工作座谈会。会议纪要中提出，要启动部分省份选点规划和规划调整工作。“十三五”期间，国家能源局组织各相关单位先后开展了广西、贵州、青海共三个省（区）的选点规划工作和河北、浙江、安徽、福建、山东、湖北、新疆共7个省（区）的选点规划调整工作。本次共增加推荐规划站点22个，规划总装机容量2970万千瓦。截至2020年底，根据国家能源局批复的历次选点规划成果，我国已纳入国家级规划的抽水蓄能站点资源规模在1.2亿千瓦左右。

（二）规划编制过程

我国山川辽阔、地势雄奇，具有大规模建设抽水蓄能电站的资源条件。截至2021年6月底，我国抽水蓄能电站已、在建装机规模达8536万千瓦，其中已建3149万千瓦，在建5393万千瓦，抽水蓄能在电力系统中发挥越来越重要的作用。

已建装机分布

在建装机分布

但是在抽水蓄能电站快速发展的同时，也面临一些问题，主要体现在建设进度滞后于电力系统需求，资源储备与发展需求不匹配，开发与保护协调有待加强等方面。

为适应当前及未来新能源大规模高比例发展以及新时期构建新型电力系统的需要，在历次抽水蓄能电站站点资源规划的基础上，提出未来抽水蓄能发展的总体思路、主要任务、重大布局、保障措施等，2020年12月，国家能源局综合司印发《关于开展全国新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作的通知》（国能综通新能〔2020〕138号），正式启动通过抽水蓄能中长期规划（2021-2035年）编制工作。作为国家能源局确定的第一批研究资源基地（国能规划〔2014〕63号），受国家能源局委托，作为技术支撑单位，水电总院全程参与了抽水蓄能中长期规划的编制工作。

2021年6月至7月，在深入研究的基础上，各省级能源主管部门相继提出本省（自治区、直辖市）抽水蓄能中长期发展的思路、主要任务和重大布局。以此为基础，国家能源局组织起草了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，经征求各相关单位意见并修改完善后发布实施。

在规划编制过程中，水电总院专家团队充分体现了“功成不必在我、功成必定有我”“铁有痕、踏石留印”的工作精神，在郑声安董事长、彭程总经理、彭才德总工程师、李昇副院长、赵增海总经理助理的领导下，规划部组建了以严秉忠主任、韩冬助理、崔正辉博士、陈晨博士、于倩倩为骨干的规划编制团队，在规划部全体员工一道帮助下，在总院各兄弟部门的大力支持下，在中国电建北京、西北、成都、中南、华东、贵阳、昆明勘测设计研究院等兄弟单位的共同努力下，以饱满的精神和昂扬的斗志，近二十易其稿，“为求一字稳，耐得半宵寒”，字斟句酌，配合国家能源局圆满完成了规划的编制工作。

四、下步重点

“雄关漫道真如铁，而今迈步从头越”——《忆秦娥·娄山关》

综合研判外部形势和内部规律，我们认为，下一步总院对于抽水蓄能的工作重点应该主要放在三个方面。

一是配合国家定盘子。在规划实施过程中，配合国家能源局，做好规划调整工作，将条件成熟的站点纳入重点实施方案。

二是配合省里做方案。规划落地的重点，在于各省的实施方案。在这一方面，总院具有丰富的经验和优势。

三是配合投资主体来推进建设。

奋斗是新时代最美的姿态。抽水蓄能的新时代已经来临，我们将攻坚克难、迎刃而上，以饱满的热情拥抱未来！