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影響我國抽水蓄能發展的最大制約因素終于解決。
這個接近萬億元投資空間的市場，將正式擺脫虧損的境遇，邁入可持續發展的正軌。
5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發揮電價信號作用。
這個聽起來較為晦澀的政策，用一句話總結，就是國家正式給抽水蓄能進行了定位，并讓抽水蓄能投資方有利可圖。
作為中國最大的抽水蓄能投資方，國網新源控股有限公司董事長、黨委書記侯清國認為，新價格機制有力推動抽水蓄能加快發展。
按照侯清國的理解，新的政策中，經營期定價法核定容量電價，明確了資本金內部收益率等核價參數，暢通了電價疏導渠道，提出了確保電站平穩運營保障投資主體利益措施，有利于投資主體獲得穩定的投資預期，能夠充分發揮電價引導作用，調動各方面積極性，加快推進我國抽水蓄能健康有序高質量發展。
抽水蓄能容量電價核定辦法規定，電站經營期按40年核定，經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定。
雖然這并不是一個較高的收益率，但是已經明確改變了抽水蓄能的虧損狀態。國家電網公司內部曾經表示，平均建設一個抽水蓄能電站將虧損3個億。
要看清此次政策的重要性，就要了解抽水蓄能的發展歷史。
在第一輪電力改革前，由于電網與電站由電力公司統一投資建設并運營，電網不區分輸送電能的服務和保障安全調節的輔助服務，抽蓄成本計入電網運營成本統一核算，由電網通過銷售電能向電力用戶統一回收。
電改實施后，抽蓄電站從電網剝離，抽蓄電站的成本也從電網服務成本中剝離出來。抽蓄電站不計入輸配電價回收。
由于抽水蓄能具有調峰、調頻、調相、儲能、系統備用和黑啟動等“六大功能”，在保障大電網安全、促進新能源消納、提升全系統性能作用巨大，在運營中仍嚴格按照電網調度發布的指令時時提供輔助服務。
事實上，抽蓄電站的成本費用是電網輔助服務成本的重要部分，輔助服務從輸配電服務中區分開后，輔助服務費政策并未及時制定實施，從而導致電網輔助成本費用傳導受阻。
因為市場化用戶享受了抽蓄電站提供的系統安全服務，但承擔的上網電價和輸配電價中均不包含抽蓄成本；居民、農業等非市場化用戶執行目錄電價，無法承擔新建的抽蓄電站成本。
這導致抽水蓄能投資方無法從市場化用戶端回收抽蓄電站運營的固定成本。
過去大部分抽蓄電站都是由電網投資，因此電網只能用輸配電費獲得的利潤墊付抽蓄電站費用。
在抽水蓄能規模尚小的時候，電網還能通過其他方面的利潤進行彌補，但是隨著規模越來越大，加上幾輪電價下調，電網再也無力承擔。
這就是為何2019年國家電網曾經發布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，建議不安排新的抽水蓄能建設項目。
但是伴隨新能源并網規模的進一步擴大，電力系統對于抽水蓄能以及其他儲能的需求不斷提高，國網不得不繼續進行投資。
尤其是今年3月15日召開的中央財經委員會第九次會議，對碳達峰、碳中和工作作出部署，明確了實現碳達峰、碳中和的基本思路和主要舉措，強調要構建以新能源為主體的新型電力系統。同時，國家“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要指出，要構建現代能源體系，提升清潔能源消納和存儲能力。隨著能源體系向清潔低碳安全高效轉型，電力系統運行特性將發生顯著變化，需要配備足夠的靈活調節電源和儲能設施，加大加快抽水蓄能開發建設更加迫切。
沒有足夠多的儲能設施，就無法構建以新能源為主體的新型電力系統，更無法實現碳達峰、碳中和戰略目標。
此次會議召開4天后，3月19日國家電網迅速提出，“十四五”期間，將在新能源集中開發地區和電力負荷中心新增建設抽水蓄能電站裝機2000萬千瓦以上，投資規模超過1000億元。
從中長期來看，這些規模還遠遠不夠。按照全球能源互聯網發展合作組織預測，到2030年我國抽水蓄能電站規模將達到1.13億千瓦裝機，到2060年將達到1.8億千瓦裝機。
而截至2020年底，我國抽水蓄能裝機只有3149萬千瓦。這意味著，未來還有1.5億千瓦裝機空間，按照單位千瓦造價5000-7000元計算，總投資額在9000億元左右，接近萬億。
如果按照既有的政策，抽水蓄能項目建的越多，虧損的就越多，無法持續。因此，國家發改委開始研究完善抽水蓄能價格形成機制。
此次新的政策就明確了抽水蓄能電價定價和疏導政策，為抽水蓄能電站加快發展、充分發揮綜合效益、助力實現雙碳目標創造了更加有利的條件。
抽水蓄能政策機制基本得以解決，接下來就會出臺與之相仿的電化學等新型儲能政策。
4月21日，國家發改委、國家能源局發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，其實已經給出了相似的政策建議。
比如征求意見稿就提出，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，將儲能的容量價值顯性化，對于形成儲能行業成熟的商業模式意義重大，對于提升電力供應充裕度也有非常重大的作用。
同時提出“研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，對于將能夠延緩電網投資的儲能進入輸配電價留下了一定空間。
相信伴隨政策的不斷完善，抽水蓄能以及包括電化學儲能在內的新型儲能市場，都將迎來爆發式增長的態勢。
這個接近萬億元投資空間的市場，將正式擺脫虧損的境遇，邁入可持續發展的正軌。
5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發揮電價信號作用。
這個聽起來較為晦澀的政策，用一句話總結，就是國家正式給抽水蓄能進行了定位，并讓抽水蓄能投資方有利可圖。
作為中國最大的抽水蓄能投資方，國網新源控股有限公司董事長、黨委書記侯清國認為，新價格機制有力推動抽水蓄能加快發展。
按照侯清國的理解，新的政策中，經營期定價法核定容量電價，明確了資本金內部收益率等核價參數，暢通了電價疏導渠道，提出了確保電站平穩運營保障投資主體利益措施，有利于投資主體獲得穩定的投資預期，能夠充分發揮電價引導作用，調動各方面積極性，加快推進我國抽水蓄能健康有序高質量發展。
抽水蓄能容量電價核定辦法規定，電站經營期按40年核定，經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定。
雖然這并不是一個較高的收益率，但是已經明確改變了抽水蓄能的虧損狀態。國家電網公司內部曾經表示，平均建設一個抽水蓄能電站將虧損3個億。
要看清此次政策的重要性，就要了解抽水蓄能的發展歷史。
在第一輪電力改革前，由于電網與電站由電力公司統一投資建設并運營，電網不區分輸送電能的服務和保障安全調節的輔助服務，抽蓄成本計入電網運營成本統一核算，由電網通過銷售電能向電力用戶統一回收。
電改實施后，抽蓄電站從電網剝離，抽蓄電站的成本也從電網服務成本中剝離出來。抽蓄電站不計入輸配電價回收。
由于抽水蓄能具有調峰、調頻、調相、儲能、系統備用和黑啟動等“六大功能”，在保障大電網安全、促進新能源消納、提升全系統性能作用巨大，在運營中仍嚴格按照電網調度發布的指令時時提供輔助服務。
事實上，抽蓄電站的成本費用是電網輔助服務成本的重要部分，輔助服務從輸配電服務中區分開后，輔助服務費政策并未及時制定實施，從而導致電網輔助成本費用傳導受阻。
因為市場化用戶享受了抽蓄電站提供的系統安全服務，但承擔的上網電價和輸配電價中均不包含抽蓄成本；居民、農業等非市場化用戶執行目錄電價，無法承擔新建的抽蓄電站成本。
這導致抽水蓄能投資方無法從市場化用戶端回收抽蓄電站運營的固定成本。
過去大部分抽蓄電站都是由電網投資，因此電網只能用輸配電費獲得的利潤墊付抽蓄電站費用。
在抽水蓄能規模尚小的時候，電網還能通過其他方面的利潤進行彌補，但是隨著規模越來越大，加上幾輪電價下調，電網再也無力承擔。
這就是為何2019年國家電網曾經發布《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，建議不安排新的抽水蓄能建設項目。
但是伴隨新能源并網規模的進一步擴大，電力系統對于抽水蓄能以及其他儲能的需求不斷提高，國網不得不繼續進行投資。
尤其是今年3月15日召開的中央財經委員會第九次會議，對碳達峰、碳中和工作作出部署，明確了實現碳達峰、碳中和的基本思路和主要舉措，強調要構建以新能源為主體的新型電力系統。同時，國家“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要指出，要構建現代能源體系，提升清潔能源消納和存儲能力。隨著能源體系向清潔低碳安全高效轉型，電力系統運行特性將發生顯著變化，需要配備足夠的靈活調節電源和儲能設施，加大加快抽水蓄能開發建設更加迫切。
沒有足夠多的儲能設施，就無法構建以新能源為主體的新型電力系統，更無法實現碳達峰、碳中和戰略目標。
此次會議召開4天后，3月19日國家電網迅速提出，“十四五”期間，將在新能源集中開發地區和電力負荷中心新增建設抽水蓄能電站裝機2000萬千瓦以上，投資規模超過1000億元。
從中長期來看，這些規模還遠遠不夠。按照全球能源互聯網發展合作組織預測，到2030年我國抽水蓄能電站規模將達到1.13億千瓦裝機，到2060年將達到1.8億千瓦裝機。
而截至2020年底，我國抽水蓄能裝機只有3149萬千瓦。這意味著，未來還有1.5億千瓦裝機空間，按照單位千瓦造價5000-7000元計算，總投資額在9000億元左右，接近萬億。
如果按照既有的政策，抽水蓄能項目建的越多，虧損的就越多，無法持續。因此，國家發改委開始研究完善抽水蓄能價格形成機制。
此次新的政策就明確了抽水蓄能電價定價和疏導政策，為抽水蓄能電站加快發展、充分發揮綜合效益、助力實現雙碳目標創造了更加有利的條件。
抽水蓄能政策機制基本得以解決，接下來就會出臺與之相仿的電化學等新型儲能政策。
4月21日，國家發改委、國家能源局發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見（征求意見稿）》，其實已經給出了相似的政策建議。
比如征求意見稿就提出，建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，將儲能的容量價值顯性化，對于形成儲能行業成熟的商業模式意義重大，對于提升電力供應充裕度也有非常重大的作用。
同時提出“研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”，對于將能夠延緩電網投資的儲能進入輸配電價留下了一定空間。
相信伴隨政策的不斷完善，抽水蓄能以及包括電化學儲能在內的新型儲能市場，都將迎來爆發式增長的態勢。
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