物理储能仍是主流容量电价促进抽蓄建设
思瀚产业研究院    2025-07-31

因此双碳战略提出后，储能也随着光伏、风电行情表现突出，产业内配储战略也使得储能的需求相对明确。然而与电源不同，储能本身并不生产电能，其价值通过何种方式体现一直是过去几年困扰行业的核心问题之一。此外，储能技术路线多种多样，各自优势、劣势、降本曲线也大不相同，这也让储能的发展路径更加复杂。

抽水蓄能是一种成熟的储能技术，在双碳战略提出之前便已有一定程度的发展。新能源靠天吃饭、波动性大的特点在行业内早已被广泛认知，而抽水蓄能是公认的解决这一问题的重要手段。抽水蓄能电站在用电富裕时利用电能将水抽至高处，在用电紧张时放水发电，从而起到储能的作用。但抽水蓄能本身并不直接生产电能，甚至还会产生一定程度的损耗，在电力市场并未充分建立的年代，其成本分摊机制一直是制约其发展的主要因素。因此我国抽水蓄能建设长期处于较低水平。2014—2020 年，我国7 年累计新增996万千瓦装机，年均仅 142 万千瓦。

因此在 2021 年，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了对抽水蓄能电站实行“容量电价+电量电价”的两部制电价机制。简单来说，抽水蓄能固定成本部分根据给定收益率核算为容量电价，并进入输配电价回收，而抽水->发电形成的收益部分的 20%由抽水蓄能企业留存，80%在下一监管周期扣减（相当于返还至用户）。这样便在保证了抽水蓄能合理收益率的基础上，留有一定程度的灵活性。

2021 年 9 月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，提出到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上，到 2030 年投产1.2 亿千瓦左右。中长期规划布局重点实施项目 340 个（4.21 亿千瓦）、储备项目247 个（3.05 亿千瓦），抽水蓄能发展上限充分打开。

在两部制电价加持下，抽水蓄能建设加速。据我们不完全统计，2022、2023、2024年我国核准抽水蓄能装机分别达到 70、65、35GW，总计 170GW。按照7—8 年的建设周期，即使不考虑目前在建的项目，到 2030 年抽蓄投产装机也将大幅超过1.2 亿千瓦的规划。

通常意义上的容量电价，实际上是用户为了保证电力供给充足而支付给冗余电源的一笔保险。在成熟市场，通常由政府或电网来预测未来需要配置的冗余机组容量，然后由发电公司竞标获取相应的容量电价。但我国抽水蓄能的容量电价，事实上相当于一种辅助服务。且我国抽水蓄能的容量电价由地方核准、并按各个项目实际发生成本核定，从而导致“旱涝保收”发生，因此这种模式一定程度上导致我国抽水蓄能建设加速、核准和开工量远超国家规划。如果抽水蓄能大幅超预期建设，可能导致电站利用率下降、投资浪费、用户承担的成本增加。

2025 年 1 月，国家发改委、能源局印发《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》，要求各省结合本身电力系统发展实际、在国家下达的总量规模基础上，确定建设项目。后续抽蓄的建设可能会更加趋于理性。

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