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确保抽水蓄能电站建设不掉队
电价政策尚不完善，是制约抽水蓄能电站健康发展的核心原因。为促进抽水蓄能行业有序健康发展，我国完善了抽水蓄能的价格机制，形成了“稳定的成本回收机制+额外的经济效益”的商业模式。
近日，国家发展改革委在严格成本监审基础上，首次按照新的抽水蓄能价格机制核定在运，以及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价，印发了《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》。通过释放清晰的电价信号，有利于形成稳定的行业预期，充分调动各方积极性，推动抽水蓄能电站建设，发挥电站综合运行效益，助力“双碳”目标实现。
抽水蓄能电站是通过把低处的水抽到高处来蓄积能量，待电力系统需要时再发电的水电站，具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，是当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，在世界上已有上百年的发展历史，可充当大电网安全运行的稳定器、调节器，以及支撑新能源大发展的“超级充电宝”。从全球储能市场发展来看，抽水蓄能装机规模占据绝对领先地位。
当前我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，对调节电源的需求更加迫切，构建新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。为满足电力系统调节能力需求，抽水蓄能电站装机容量配置一般为电力系统总装机容量的7%至10%。为保障电力系统安全稳定运行，美国、德国、法国、日本、意大利等国家抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%，目前我国抽水蓄能电站装机容量占全国电力总装机比重不足2%。
为推动抽水蓄能电站健康发展，从“十一五”开始，我国连续提出抽水蓄能建设的中长期规划目标，但始终无法完成既定目标。从实际情况来看，目前我国抽水蓄能电站建成投产规模较小、在电源结构中占比低，不能有效满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模快速发展需求。以去年夏季缺电严重的四川为例，如果省内能配置足够规模的抽水蓄能和新能源电站，就可以大幅缓解因水力发电不足带来的电力供需失衡。
电价政策尚不完善，是制约抽水蓄能电站健康发展的核心原因。长期以来，我国抽水蓄能电站主要实行3种价格机制：单一容量电价、单一电量电价、两部制电价(容量电价+电量电价)。执行单一容量电价的电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本，因此缺乏发电积极性。执行单一电量电价的电站没有固定容量电费收入，只能通过抽发电量盈利，导致个别电站利用小时数明显偏高。由于缺乏合理的价格机制和评价标准，电站建设成本无法合理向用户侧传导，电网企业承担压力过大，非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站积极性不高。
为促进抽水蓄能行业有序健康发展，国家发展改革委于2021年出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，完善了抽水蓄能的价格机制，形成了“稳定的成本回收机制+额外的经济效益”的商业模式，有效解决了容量电费疏导等制约抽水蓄能发展的核心问题，显著提升了价格形成机制的科学性、操作性和有效性，为投资主体获取合理收益提供了政策保障。
此番明确全国48座抽水蓄能电站容量电价和容量电费的分摊方式，标志着上述文件已经落地。从目前公布的容量电价水平来看，有利于科学引导社会资本参与抽水蓄能投资建设，同时最大限度控制了因系统调节成本增加带来的电价上涨压力。以三峡集团所属长龙山抽水蓄能电站为例，本轮核定的临时容量电价为每千瓦499.96元，既保障了电站的稳定经营，又有利于引导电站规范管理、内部挖潜、降本增效。此外，本轮核价电站的投资主体既有电网企业也有发电企业，通过核价，对吸引不同类型社会资本参与抽水蓄能投资具有显著示范效应，增强了各类主体建设运营抽水蓄能电站的信心。
建设抽水蓄能电站要以发展眼光看问题。抽水蓄能电站5年至7年的建设周期要远高于风电、光伏等新能源，若不提前规划、加快建设，届时难以满足新能源大规模发展的需求。要珍惜当前来之不易的良好发展环境，科学合理加强规划布局，确保抽水蓄能电站建设不掉队。
