储能需求推动抽水蓄能电站建设加速。
新能源发电装机规模快速扩张，消纳压力持续增加。根据国家电网预测，2035 年 前风电、光伏装机规模将分别达到 7 亿千瓦和 6.5 亿千瓦，相应的最大功率波动 将达到 1.56 亿千瓦和 4.16 亿千瓦，大大超过当前电源调节能力，调峰储能设施 建设改造必须加速推进，否则将面临较为严重的弃风弃光压力。
抽水蓄能是目前储能的主流模式，技术成熟度高，应用广泛。抽水蓄能是全球储 能的主要力量，装机规模占比近 90%，相对于煤电的单向调峰，抽水蓄能还可以 在低负荷、风光发电过剩的情况下把过剩的电能储存起来，实现双向调控。截至 2021 年底，全国已建抽水蓄能装机容量 3639 万 kW，同比增长 15.6%，在电力总 装机的占比为
抽水蓄能电价制度长期不完善，建设成本难传导。在发改委 2014 年发布《关于完 善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（以下简称《通知》）之前，抽 蓄电站基本由电网投资建设，其建设成本全部纳入电网运行费用。在《通知》发 布后，“两部制电价”确立，抽蓄电站的电价拆分为容量电价和电量电价两部分， 其中容量电价是体现抽蓄调频、调压等辅助功能，电量电价体现抽蓄电站发电功 能，容量电价纳入当地电网运行费用统一核算，电量电价按照当地煤电上网电价 执行。在这样的背景下，抽蓄电站的建设成本计入电网运行费用通过上调销售电 价进行疏导，由电网和用户承担，一方面缺少对抽蓄创造价值的明确考核细则， 另一方面受益的电源方也并未充分承担调峰成本。
新规下成本传导机制理顺，价格机制完善重新激发投资动力。2021 年 5 月发改委 发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，要求坚持以两部制电价 为主体，进一步完善抽水蓄能价格的形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将 容量电价纳入输配电价回收。在容量电价方面，按照 40 年经营期，6.5%的资本金 收益率核定容量电价，大大增强了抽蓄电站投资建设回报的可预期性。在电量电 价方面，以竞争性方式形成电量电价，即在风光发电过剩的时段，风光发电厂出 售电力时将向下竞价，抽蓄电站吸收的电力成本将会更低，其抽放电价之差的利 润空间将得到释放。随着后续配套措施的出台，抽水电站成本传导机制将有望持 续改善，抽水蓄能电站投资价值将逐步回归。
抽水蓄能电站建设资源丰富，项目可研申报加速推进。截至 2021 年底，我国已纳 入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿 kW，已建项目总装机规模 3639 万 kW， 核准在建项目总装机规模 6453 万 kW。截止 2021 年末，正在开展科研工作的抽水 蓄能电站项目共 40 个，装机容量合计 5508 万 kW，华中、南方、华东地区项目规 模较大，其中南方地区已有 620kW 通过三大专题审查（《枢纽布置格局比选专题 研究报告》、《正常蓄水位选择专题报告》、《施工总布置规划专题报告》）， 预计能够较快落地。
规划加持，抽水蓄能有望持续释放增长潜能。根据国家能源局《抽水蓄能中长期 发展规划（2021-2035 年》，“十四五”期间抽水蓄能电站投资规模约为 9000 亿 元，开工 180GW，2025 年投产总规模 62GW，规划详细列举了规划项目，可执行度 和可追踪性高。
