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  我觉得他远不及此，但是考虑到以后还需要经常找他请教问题，不得不虚与委蛇。

  随着《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》印发以来，我国抽水蓄能进入了快速高水平发展的新阶段。根据水电总院、抽水蓄能行业分会发布的《抽水蓄能产业高质量发展报告2022》，截至2022年底，我国抽水蓄能已建规模0.46亿千瓦，核准（在建）装机规模1.21亿千瓦。抽水蓄能的快速高水平质量的发展对于支持我们国家新能源加快速度进行发展、保障电力系统安全稳定运行发挥了重要的作用。但与此同时，这些在建抽水蓄能投产后，对于终端用户电价到底会有多大的影响，也引起了大家的广泛关注。

  值此盛夏酷暑难耐，为了厘清大家对于抽水蓄能电站建成投运将对电价有何种影响的疑虑，兼有节约空调电费之目的，我特意备上了几颗杨梅，打算去找他详细讨论一下这电价问题。

  电价问题关系到国民经济社会全局，关系到能源转型的路线选择问题，关系到无数企业的投资决策，关系到所有工商业企业和千家万户，是国之大事，不可以不慎重。为实现双碳目标，加强源网荷储多向协同的新时代电力系统建设，抽水蓄能将在其中发挥主心骨的作用，如果电力系统调节和储能设施不够，将会严重制约新能源的发展，且电力系统安全稳定运行没办法得到切实保障。但同时我们也应该看到，如果超过实际要，建设了过多的抽水蓄能电站，会直接增加大家的用电成本，导致电价提高，正如古语所云“水满则溢、过犹不及”。所以我们这次从正反两个方面去理性、辩证的看待这样的一个问题，到底抽水蓄能会导致用电成本如何变化？以及如何可以平抑这种变化？

  2023年5月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕52号），“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行的成本、政府性基金及附加组成。系统运行的成本包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。”

  工商业用户用电价格= ①上网电价+ ②上网环节线损费用+③输配电价+ ④系统运行的成本+ ⑤政府性基金及附加，即工商业用户用电价格由5部分所组成，其中抽水蓄能容量电费记入④系统运行的成本中回收。

  2023年5月，国家发展改革委印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），按照有关法律法规，核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，其中即将投运的17座抽水蓄能核准容量价格在471.2元/千瓦（文登）~690.4元/千瓦（阜康）之间，加权平均价格为565.2元/千瓦（以上均为含增值税价格）。考虑到资源条件的变化，未来抽水蓄能电站的建设成本可能略有提升，我们初步考虑按照600元/千瓦计算。

  到2030年，随着目前核准（在建）抽水蓄能电站全部投产，我国抽水蓄能投产装机规模将在1.67亿千瓦左右，其中比2022年新增的规模为1.21亿千瓦。按照600元/千瓦计算，则要增加的系统运行的成本为1.21亿千瓦×600元/千瓦= 726亿元。

  2022年，我国全社会用电量为86372亿度，其中第一产业1146亿度，居民生活用电13366亿度；除第一产业和居民生活用电外，工商业用户用电量为71860亿度，占比为83.2%。

  考虑到4.2%的年均增速，到2030年，我国全社会用电量预计120000亿度，按照80%的比例划分，则工商业用户用电量为96000亿度。那么平摊到每度电的系统运行的成本= 726亿元÷96000亿度=0.0076元/度。即考虑到核准（在建）的抽水蓄能全部建成后，在工商业用户用电价格其他的4个组成部分不变的情况下，每度电增加的成本不到1分钱，仅为7.6厘。

  值得注意的是，这里考虑所有系统运行的成本在工商业用户用电价格中疏导，第一产业和居民生活用电价格不用负担这部分成本。如果系统运行的成本是在全社会用电价格进行疏导，那么平摊到每度电的系统运行的成本= 726亿元÷120000亿度=0.006元/度。

  以上计算是假设构成电价的其他4个组成部分不变情况下的增加情况。那么，其他的4个组成部分会怎么变化呢？

  “故曰：知彼知己，百战不殆；不知彼而知己，一胜一负；不知彼，不知己，每战必殆。”

  近年来，随着科学技术不断技术，新能源的发电成本得到了大幅的降低。“十四五”以来，光伏发电和陆上风电进入了全面平价、低价的新时代。

  在2022年国际可再次生产的能源机构（IRENA）发布的《可再次生产的能源发电成本2021》中指出，“2010年至2021年期间，可再次生产的能源与现有化石燃料和核能之间的竞争力平衡发生了巨大变化。随着化石燃料价格危机的持续，太阳能和风能由于其相对较短的项目交付周期，成为各国减少化石燃料暴露并限制这些燃料造成的经济和社会损害的重要支柱。这还不包括可再次生产的能源在减少当地污染物和二氧化碳排放方面的额外环境效益。”

  关于光伏：“自2010年以来，太阳能光伏经历了最快速的成本下降，新投产的公用事业规模太阳能光伏项目的全球加权平均平准化度电成本（LCOE）在2010年至2021年间下降了88%，从0.417美元/度降至0.048美元/度”。

  关于风电：“2010年至2021年间，陆上风电项目的全球加权平均电力成本下降了68%，从0.102美元/度降至0.033美元/度。”

  根据《中国可再次生产的能源发展报告2022》，2022年我国全社会用电量增加3000亿度，其中可再次生产的能源新增电量2400亿度，约占全国新增用电量的80%。可再次生产的能源慢慢的变成了满足我国新增用电量需求的绝对主体。

  考虑到2030年，我国全社会用电量达到120000亿度，相比2022年，新增用电量约为33600亿度；考虑其中新增80%由可再次生产的能源满足，则可再次生产的能源新增发电量约为27000亿度。

  根据国家发改委价格司下发《关于2022年新建风电、光伏发电项目延续平价上网政策的函》，2022年，对新核准陆上风电项目、新备案集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目，延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以充足表现新能源的绿色电力价值。

  国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（征求意见稿）中提出2021年各省（区、市）新建光伏发电、风电项目指导价见下表。其中，最高为0.4529元/度（广东），最低为0.2423元/度（新疆），中位数为0.3727元/度（黑龙江），平均数为0.3668元/度。考虑到至2030年，随着科学技术进步，新能源发电成本会促进降低，从全面平价时代进入到全面低价时代，仅按照上网电价平均降低20%来考虑，那么可以节约的总上网电价=27000亿度×0.3668元/度×20%÷2=990亿元。

  除了①上网电价和④系统运行费用外，还有②上网环节线损费用、③输配电价、⑤政府性基金及附加三个部分。目前，这三个部分都是分摊到每度电来考虑的（单位：元/度），我们暂按不变考虑。实际上②上网环节线损费用随着技术进步，我们预判将来有逐步降低的潜力。根据目前我国两个监管期的核定输配电价变化可以看出，虽然输配电价总体是增加的，但是分摊到每一度电的③输配电价变化很小。⑤政府性基金及附加主要有5项，包括：国家重大水利工程建设基金、中央水库移民扶持基金、地方水库移民扶持基金、可再生能源电价附加和农网还贷资金。随着用电量的基数增加，我们预判上述费用未来也有进一步降低的潜力。

  一是为了实现双碳目标，我们需要加快建设源网荷储协同发展的新时代电力系统。抽水蓄能是目前最成熟，经济性最优、最具大规模开发条件的调节电源、储能设施，建设抽水蓄能发展是实现双碳目标的重要抓手。

  二是按照目前的电价政策，抽水蓄能的容量价格在系统运行费用中进行疏导。根据初步测算，到2030年，目前在建的抽水蓄能电站全部建成投产后，预计需要新增系统运行费用726亿元，其他因素不变的情况下，折合到工商业用户电价为7.6厘/度，折算到全社会用电电价为6.1厘/度。

  三是大力发展抽水蓄能是为了支持大规模高比例的新能源发展。而规模化的发展新能源，则会带来新能源开发成本的进一步降低，以此可以平衡系统运行费用的增加。考虑未来新能源上网电价降低20%，则合计能节约①上网电价约990亿元，在平衡全部新增系统运行的成本外，还可以用于支持新型储能、火电灵活性改造、水电扩机等其他调节电源、储能设施发展，并进一步支持工商业用户电价降低。

  四是抽水蓄能+新能源的组合方案，不仅是实现双碳目标的最优电源方案，同时也可以兼顾保障电力系统安全稳定运行。是建设绿色低碳、安全高效新型能源体系的最佳选择。

  ②为了平抑新能源发电的随机性、波动性，切实确保电力系统安全稳定运行，需要配套大量的灵活调节电源和储能设施，这部分投入，将增加系统运行费用。

  ③随技术进步，未来新能源开发成本还会逐步降低，相应上网电价将会进一步降低。

  ④降低的上网电价可以全部或部分抵消增加的系统运行费用，总的用电成本不会增加甚至可能会逐步降低。

  ⑤抽水蓄能是目前技术最成熟、最具大规模开发潜力、最具经济性的灵活调节电源，新能源+抽水蓄能（包括一部分新型储能）是实现双碳目标最好的电源组合，未来发展可期。

  鲁迅说：“巨大的建筑，总是由一木一石叠起来的，我们何妨做做这一木一石呢？”

  感谢马伟、秦潇、卢有麟、郑静、赵越、任伟楠、崔正辉、刘纳等领导和专家对本文的贡献，以及各兄弟单位支持。再次对大家宝贵的意见和辛苦的工作表示衷心的感谢。

  受作者自身认识所限，本文内容难免疏忽、甚至挂一漏万，谨此抛砖引玉，欢迎各位的批评指正。