近日，两大电网公司分别发布关于电化学储能发展的指导意见，特别指出：研究电网侧储能纳入电网企业准许收入的可行模式，以及储能产业参与电力市场的机制，引导储能产业健康发展。

一个多月前，国家电网有限公司宣布，河北抚宁、吉林蛟河、浙江衢江、山东潍坊、新疆哈密5座抽水蓄能电站工程开工。本次开工建设的5座电站总装机600万千瓦，计划全部于2026年竣工投产，被业界称为“大手笔”投资。目前，中国抽水蓄能电站装机容量已居世界第一。

与电化学储能有着“异曲同工”之处的抽水蓄能电站也同样迎来了密集开工的热闹，但在价格机制上可谓是“身先士卒”的前辈——多年求索，依然未能找到一条皆大欢喜的路径。

中国长江三峡集团已在2019年将呼和浩特抽水蓄能电站控股权移交给内蒙古电力公司。十年间，这座抽蓄电站从蒙西的电网公司手中转让给发电企业，多年扭亏无望后，如今又要重新回到电网公司。

发电企业将难以为继的抽水蓄能项目转手给电网，呼蓄并不是孤例。一旦投资机制和价格机制理不顺，抽蓄电站往往身世坎坷。

如今抽水蓄能的“光芒”虽不如电化学储能那么耀眼，但它仍是目前最为成熟、应用最广泛的储能技术，能为电力系统提供调峰、调频、事故备用、黑启动等重要的辅助服务。而抽蓄在全国电力装机容量中占比不到2%，在历次电力体制改革中都不是话题中心，命运跟随改革大潮起起落落。

随着间歇性清洁能源比例的不断上升，电力系统调节资源显得越发必要和珍贵，是时候找到充分发挥它们价值的机制了。

多元投资，试水两部制电价

20世纪90年代，欧美国家建设抽水蓄能电站的高峰期已经过去，中国规模化建设抽水蓄能的步伐才刚刚开始。然而在很长一段时间里，抽水蓄能在中国都有电力行业“奢侈品”的称号。

业内人士回忆，这种不是专为发电而建设的电厂，用4度电抽水发3度电，在缺电的年代里遭到不少人误解。但是，日益扩大的电力峰谷差和频繁的拉闸限电就摆在眼前，抽蓄的作用不容忽视。

在一篇论证天荒坪抽水蓄能电站建设必要性的文章中，作者指出，根据华东电管局统计资料，1986年全网拉电28878条次，拉去电量约11亿千瓦时。而江苏无锡市相关资料显示，拉电时间均为高峰时间，缺电缺的主要是高峰电量。经济的快速发展催赶着各种新电源投建，而这些机组需要一定的配套电源，加上峰谷差日渐明显，1994年，南方的广州抽水蓄能电站投产，华东的天荒坪抽水蓄能电站开工。

据《中国南方电力工业志（1888—2002）》（下称《工业志》）记载，为确保大亚湾核电站的安全、稳定、经济运行和广东电网调峰、调频的需要，1988年国务院批准立项，由国家能源投资公司、广东核电投资公司和广东省电力集团三家合资兴建，三方出资比例分别为23%、23%和54%，组建广州抽水蓄能电站联营公司，负责建设和运营。这是中国首个百万千瓦级的抽水蓄能电站。

天荒坪抽水蓄能电站则是华东电网第一座大型抽蓄电站，装机容量超过了广州蓄能电站，达到180万千瓦，由当时的华东电力集团公司、上海申能、浙江能源、江苏国投、安徽皖能共同集资建设。这项投资利用世界银行贷款2.46亿美元，内资贷款45.15亿元。

这些“奢侈品”高昂的成本决定了从开工起，就需要一个良好的价格机制，以保证其投资收益。

当时国内还处在“一厂一价”的年代，每个电厂的价格都要单独核定。

广州抽蓄电站采用了租赁制。1990年12月19日，经原国家计划委员会批准，广州抽水蓄能电站联营公司与香港中华电力有限公司签署《有关购置广州抽水蓄能电站的使用权与该有关的输电设施相应的使用权合同》，约定一期工程售卖容量60万千瓦的使用权问题。

《工业志》里评价，这对广东的经济效益十分显著，不仅解决一期工程外资偿还本息问题，外汇余额还可以冲抵建设时期部分内资和二期工程的部分资本金，并用于滚动发展。

1997年建成的十三陵抽水蓄能电站则由电网统一经营，作“车间”管理，投资贷款通过地区售电的平均加价予以解决。

而天荒坪项目决定尝试一条新的路径：两部制电价。

参与制定方案的当事人在一篇题为《两部制电价在抽水蓄能电站的运用》的文章中做了阐述。当时两部制电价应用在国际上已经比较常见，国内却几乎没有案例，甚至也没有人有设计两部制电价的经验。后来，经世界银行推荐，美国BDR咨询公司为天荒坪项目提供了电价设计咨询服务。

1998年，国家计委批准了天荒坪电站两部制上网电价。公开信息显示，天荒坪是中国最早运用两部制电价的抽蓄电站。

两部制电价由容量电价和电量电价构成。不过当时容量电价与电量电价的具体设计与现在不同，对于天荒坪电站来说，容量电价的基础是固定成本，电量电价则主要由变动成本组成，按实际上网电量计费。

除了发电，抽蓄机组还需要用电抽水，当时按照电网当年计划燃料成本加500kV线路网损确定。这个抽水电价是在“厂网分开”改革之前确立下的，从1998年一直实施到2005年才取消。此后，抽水电价按照正常上网电价收取。

据当事人撰文回忆，华东电网公司一开始也考虑过参照常规机组，实行单一制上网电价。但是，在这种情况下，电站发电量越多，效益才越高，抽水蓄能电站反而不愿意参与调峰，不利于发挥其价值。峰谷电价也是备选项，这种方法可以反映抽水蓄能电厂的高峰电能效用，但体现不出填谷、事故备用等效用，因此也被舍弃了。

在两部制价格机制下，天荒坪抽水蓄能电站从投运第四年开始盈利，取得了很好的经济效益。天荒坪开始盈利的第二年初，也就是2002年，国家计委又准许湖北天堂抽水蓄能电站采用两部制电价。

2002年电力体制启动，随着电改5号文的发布，“厂网分开”成为主题。在庞大的电力体系中，装机容量仅占个位数份额的抽水蓄能电站开始随着变革的潮流沉浮。

划归电网，规划目标提速

“多元投资，一站一价”的模式在2002年以后淡出了视线。

2004年1月12日，国家发改委发布《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）（下称“71号文”）明确：抽水蓄能电站主要服务于电网，为了充分发挥其作用和效益，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。

广州蓄能电站就留在了电网。

深圳市原副市长张思平2014年接受《中国能源报》采访时提到，电力系统对厂网分开没有很大的抵触情绪，广东省电网只留下了一个抽水蓄能电站。他当时提出，抽水蓄能电站实际上也是可以分离的，晚间用电便宜点，白天用电贵点，通过经济手段完全可以满足电力调度需求。但由于部分业内人士对电网安全、调度安全的疑虑，尤其是抽水蓄能电站还保障着核电运营的安全，就将其留在了电网。

中国华能集团的一位业内人士曾发表论文认为，抽蓄在电力体制改革的机构划分中，被行政性地划给了电网系统。改革对抽蓄进行定位，总体上看，会对抽蓄的发展产生积极作用，促进了抽蓄与电网的内在利益机制联系，这种内在的利益关系用完全的市场方法难于准确、客观定位和定量评价，因而起码在机制上保证了网内抽蓄作用的发挥。

71号文下发之后，抽蓄电站的投资方纷纷退股，电网公司渐渐将建设、运营权统一起来。

2005年3月，国家电网成立了国网新源公司，由国家电网全资控股，以调峰调频电源建设运营为主营业务。相关资料记载，2007年11月20日，国家电网公司召开加强火电、抽水蓄能机组管理工作会议，决定将原为各省公司所属抽蓄电厂全部划入国网新源控股有限公司实施集中管理，其中包括8家原来就由国网系统投资运营的电厂。

在2007年企业划转之前，抽蓄电厂多属于某区域或省级电网公司全资下属企业，执行“车间式”管理，企业运营成本和创造的效益均纳入整个电网中考虑，但在划转之后，需要明确它们的运营成本及收益。

南方区域抽蓄电站也在陆续划归电网。

2009年，深圳能源集团旗下上市公司深圳能源发布公告：挂牌转让正在筹建的深圳抽水蓄能电站。深蓄电站项目位于深圳市东部盐田区和龙岗区交界，总装机规模120万千瓦，是广东省和深圳市电力系统调峰填谷、调频调相以及紧急事故备用电站。2001年，经深圳市规划局同意，深能集团正式开展电站的前期工作。

在2009年转让深圳抽水蓄能电站的公告中，深圳能源表示：受71号文影响，“公司建设经营深蓄电站的效益将由此受经营管理模式与国家电价政策的制约，独立建设经营深蓄电站效益将存在较大的不确定性。为规避项目长期效益的风险，公司以公开挂牌方式转让深蓄电站项目。”

深圳能源2009年年报显示，截至 2009 年 12 月 31 日止，公司对深圳抽水蓄能电站已投入的资金约为人民币 2亿元。最终，深圳能源以2.71亿元将电站转让给南方电网公司。

上述业内人士指出，国内抽水蓄能的建设运营体制和常规水电一样，基本为有限责任公司模式，电站建成后要与电网建立经济关系，这和以往的车间运行模式有本质差异。计划经济时期，抽蓄的建设是建立在单纯系统安全稳定的条件下考虑；市场经济时期，对抽蓄综合经济性的认识成为促进发展的根本性问题，但由于电力商品的特殊性，其价格不能完全由市场调控，政策性电价体系就起着实质性的主导作用。

在划归电网后，抽蓄迎来了集中投资建设期。

河北张家湾、山东泰安、山西西龙池、浙江桐柏、江苏宜兴、湖南黑麋峰等多个百万千瓦级别的大型抽水蓄能电站在这一时期投产。广东清远、江西洪屏、江苏溧阳、浙江仙居、福建仙游、安徽响水涧、内蒙古呼和浩特等抽水蓄能电站相继开工。

不过，根据《可再生能源发展“十一五”规划》，抽水蓄能的发展目标是2000万千瓦，到2010年规划目标并没有完成。根据《水电发展“十二五”规划》披露的数据，“十一五”期间，全国新增抽水蓄能电站994.5万千瓦，截至2010年底，中国抽水蓄能装机容量达到1694.5万千瓦。

“十二五”时期，国家又为抽水蓄能定下装机容量达到3000万千瓦，以及开工4000万千瓦的目标。这一次目标还是没有完成。到2015年底，抽水蓄能电站装机容量数据为2303万千瓦，开工规模也只达到规划目标一半左右。

由于难以完成规划目标，抽水蓄能给外界留下了建设缓慢的印象。

水电水利规划设计总院副总工程师王化中告诉eo，造成这一现象的因素是多方面的，包括开发市场主体单一，抽水蓄能电站电价机制不健全，部分项目前期工作推进困难等等。而电价机制是其中最主要的因素。

单一制电价忧虑

在确定电网为抽蓄电站投资主体后，几乎没有新的抽水蓄能电站再执行两部制电价。

天荒坪两部制方案设计参与者撰文回忆，两部制的优点在于既有利于吸引投资，也有利于电网灵活调度。但两部制的缺点也十分明显：“电网承担了市场预测风险且计量计费系统比较复杂”。

南方区域一座抽水蓄能电站相关负责人也曾撰文写道：“由于我国电力市场刚刚起步，容量价格体系尚未建立。客观、公正准确地确定蓄能电站的容量价格是十分困难的。”

2007年 7月，国家发改委发布《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》(发改价格﹝2007﹞1517号)，明确了新的抽水蓄能电站电价思路。

文件指出，71号文后审批的抽水蓄能电站，由电网经营企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；71号文前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决；用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。

在为桐柏、泰安抽蓄电站核定租赁费后，2008年，国家发改委又分两批，为河南宝泉、河北张河湾、山西西龙池、广东惠州、江苏宜兴、安徽琅琊山抽水蓄能电站等六座电站核定了租赁费。同年，“租赁费”改名为“容量电费”。

湖南黑麋峰电站就经历了这种单一容量电费分摊模式。

2009年，由五凌公司（厂网分离后被划归当时的中国电力投资集团公司旗下）承建的湖南黑麋峰抽水蓄能电站投运。和同年转让的深蓄电站比起来，黑麋峰的命运要坎坷许多。

eo记者早前报道，出于为当时集团拟建的小墨山核电站调峰考虑，中电投并未将这个未建成的项目移交给国网公司，而是成为了“厂网分开”后第一个发电企业独资的抽蓄电站。只是投运后的三年间，黑麋峰都处境尴尬。

71号文并没有禁止电网企业以外的主体投资抽蓄电站。文件指出，发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争。但由于缺乏适合的市场环境和价格机制，落地项目极少。

2012年，国家发展改革委下发《关于黑麋峰抽水蓄能电站电价问题的通知》，最终拍板黑麋峰电站的电费解决方法：执行容量电费政策，每年的容量电费总计为4.84亿元。这笔4.84亿的费用，由电网公司承担50%，发电企业承担25%，用户承担剩下的25%。

但多年以来，发电企业一直没有支付这25%，也暂无打算支付。在多次协调会上，发电企业认为，一是企业本身经营存在困难，二是火电厂具有一定的调峰能力，并不一定需要抽水蓄能电站。当然，影响最大的原因还是2012年湖南省取消了峰谷电价的政策。2011年全国遭遇“电荒”，在发电企业看来，不管是发高峰电还是低谷电，经营成本都是一样的，在他们的集体诉求下，湖南省取消了峰谷分时电价的政策。这使得抽蓄电站再也无法实现低买高卖了。

一位江苏抽水蓄能电站相关负责人曾直言，不管是电网自己建设的抽水蓄能电站还是历史遗留下的发电企业蓄能机组，如果没有明确的峰谷电价，没有竞价上网，体现抽水蓄能经济效益将是空谈。

2013年，国网新源公司最终全资收购了湖南黑麋峰抽水蓄能电站。在“回归”电网之后，黑麋峰电站基本仅服务于电网稳定性，抽水电价与发电电价都可以不与电网结算。但亏损还在继续。

河南回龙、北京十三陵和安徽响洪甸抽水蓄能电站则执行单一电量电价。这类电站拥有比常规水电高的上网电价，有一个相对较低的抽水电价或者没有抽水电价。比如河南回龙抽水蓄能电站，当时的上网电价为0.65元/千瓦时，抽水电价为0.213元/千瓦时。

2015年国家能源局发布的《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》（下称《报告》）对这种单一制电价机制做出了评价：执行单一容量电价的抽蓄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，抽蓄电站缺乏发电积极性。

这份报告披露，当时华北、华东区域共9家抽蓄电站执行单一容量电价，2014年1-9月平均发电利用小时仅为439小时，与执行单一电量电价和两部制电价的抽蓄电站差距明显。其中，山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。

单一电量电价的效果则正相反：单一电量电价造成抽蓄电站效益过度依赖抽发电量，导致抽蓄电站调用频繁、多发超发。此类抽蓄电站没有固定容量电费收入，只能通过抽发电量盈利，个别电站利用小时数明显偏高。

报告显示，当时全国实行单一电量电价的抽蓄电站共有4家，年平均发电利用小时数为1600小时左右，远高于国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。

要么不愿用，要么过度用，单一制电价下抽蓄电站显得有些尴尬。