国外抽水蓄能电站运营模式及价格形成机制-----节选
抽水蓄能电站建设中的国际先进经验借鉴
抽水蓄能电站建设中的国际先进经验借鉴抽水蓄能电站作为一种重要的储能设施，在现代电力系统中扮演着越来越重要的角色。
其通过在低电价时段泵水到高位水库，利用重力势能在高电价时段发电，兼具了储能和调节负荷的功能。
随着全球对可再生能源需求的激增，抽水蓄能电站的建设也日益受到重视。
各国在这一领域积累了丰富的经验，对于其他国家或地区的项目建设具有重要的借鉴意义。
在欧洲，瑞士的抽水蓄能电站被认为是行业的标杆。
这个国家的多山地形为水资源的开发提供了得天独厚的条件。
瑞士的多个电站运用了先进的水流管理技术，通过精准的水位监控和流量调整，实现了高效的能量转换。
瑞士在环境保护方面也采取了严谨的措施，确保水轮机和泵的环境影响降至最低。
这种平衡可持续发展与电力需求的模式，对其他国家的抽水蓄能项目提供了重要的参考。
另一方面，日本在抽水蓄能电站建设中强调震后恢复能力。
作为一个多地震的国家，日本的许多电站设计时考虑到了抗震功能，不仅确保了设备的安全，还增加了电网的可靠性。
例如，在福岛的一些抽水蓄能电站，设计团队采用了多重保护措施，能够在突发事件中快速恢复运作。
这种高度重视安全和稳定性的问题，是其他国家在建设电站时应当优先考虑的因素。
美洲地区以巴西为代表，其在水资源管理方面同样具有先进的经验。
巴西的抽水蓄能电站采用了先进的水资源调度系统，可以根据季节和用电负荷的变化灵活调节发电量和水库蓄水。
利用云计算和大数据技术，巴西的电力公司能够对水源进行实时监控，实现精细化管理。
这种数据驱动的决策过程，为抽水蓄能电站的运营效率提升提供了新的思路。
在中国，随着新能源的快速发展，抽水蓄能电站也逐渐崭露头角。
中国在水资源开发和大规模工程建设方面具有悠久的历史。
各省份根据当地的水资源条件，巧妙地设计了多个抽水蓄能电站。
例如，云南省的大坝设计不仅考虑了发电量，还注重了生态功能，对周围环境的影响进行了全面评估。
中国政府鼓励绿色能源的发展，同时促进了水蓄能技术的创新，取得了不小的成果。
国外抽水蓄能电站发展及启示
主要安全工器具的使用与维护注意事项1、绝缘棒：（1）使用前，应先检查绝缘棒是否超过了有效试验期。
（2）操作者的手握部位不得超过护环。
（3）使用时，工作人员应戴绝缘手套和穿绝缘靴。
（4）在下雨、下雪天用绝缘棒操作室外高压设备时，绝缘棒应有防雨罩，以使罩下部分的绝缘棒保持干燥。
（5）绝缘棒应统一编号，并存放在干燥的地方，以防止受潮。
一般应放在特制的架子上或垂直悬挂在专用挂架上，以防弯曲变形。
（6）绝缘棒不得直接与墙或地面接触，以防碰伤其绝缘表面。
检查与试验（l）绝缘棒一般应每三个月检查一次。
检查时要擦净表面，检查有无裂纹、机械损伤、绝缘层损坏。
（2）绝缘棒一般每年必须试验一次。
2、绝缘夹钳使用和保管注意事项（l）绝缘夹钳上不允许装接地线，以免在操作时，由于接地线在空中游荡而造成接地短路和触电事故。
（2）在潮湿天气时，只能使用专用的防雨绝缘夹钳。
（3）作业人员工作时，应带护目眼镜、绝缘手套和穿绝缘靴（鞋）或站在绝缘台（垫）上，手握绝缘夹钳要精力集中并保持平衡。
（4）绝缘夹钳要保存在专用的箱子里或匣子里，以防受潮和磨损。
检查与试验（1）绝缘夹钳与绝缘棒一样，应每年必须试验一次。
3、验电器的使用（1）低压验电时，笔尖金属体应触到被测设备上，手握笔尾，看氖管灯泡是否发亮，如果被测设备有电，即使操作人员穿上绝缘鞋或站绝缘垫上，氖灯也会发光。
同时可以根据发光的程度，判断出电压的高低。
（2）低压验电前，应先在有电的部位试一下，以防因验电器故障造成误判断而导致触电事故。
（3）低压验电器只能在100-500v 范围内使用。
（4）高压验电前，应先检查验电器的工作电压与被测设备的额定电压是否相符，验电器是否超过有效试验期。
（5）利用高压验电器的自检装置，检查验电器的指示器叶片是否旋转以及声、光信号是否正常。
（6）高压验电时，工作人员必须戴绝缘手套，并必须握在绝缘棒护环以下的握手部分，不得超过护环。
（7）高压验电时，应将验电器的金属接触电极逐渐靠近被测设备，一旦验电器开始正常回转，且发出声、光信号，即说明该设备有电，应立即将金属接触电极离开被测设备。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站是一种利用水的高低水位差进行能量转换的电站。
它不仅可以提供清洁、可再生的电力，还能在电网负荷不稳定的情况下进行能量调峰。
本文将介绍抽水蓄能电站的工作原理以及其在电力系统中的应用。
一、工作原理抽水蓄能电站由上层水库、下层水库和中间的压力差装置组成。
当电力系统负荷较低时，电站会利用超低负荷时段的电力将下层水库的水抽到上层水库中，形成高位水库和低位水库之间的水头差。
当负荷高峰到来时，电站停止抽水，而是开启水轮机，利用高水头驱动水轮机发电。
在电站运行阶段，上层水库的水经过进口管道进入压力差装置，而下层水库的水则通过出口管道流回下层水库。
压力差装置通常采用调节阀，它的作用是调节水流的流量和水头，以匹配电网负荷需求。
二、运行过程1. 抽水阶段：在低负荷时段，电站通过启动抽水泵，将下层水库的水抽到上层水库中。
抽水过程中要保持一定的流量和水头，以满足后续发电时的需求。
2. 发电阶段：当负荷高峰到来时，电站停止抽水并启动水轮机发电。
水从上层水库通过压力差装置进入水轮机，水轮机转动带动发电机产生电能。
之后，水从水轮机出口流回下层水库，完成一次发电周期。
3. 调峰阶段：在电网负荷波动剧烈或需要调节电力供应时，抽水蓄能电站能够快速响应，并通过调整抽水和发电的比例来实现能量调峰。
当电网负荷较高时，电站增加发电量；当电网负荷较低时，电站增加抽水量。
这种能量调峰的机制能够保证电力系统的平稳供应，并提高电网的可靠性。
三、应用及优势抽水蓄能电站在电力系统中具有重要的应用价值和广阔的发展前景。
它的主要优势包括以下几个方面：1. 能量调峰：抽水蓄能电站可以根据电网负荷需求进行快速调节，满足电力系统的负荷波动，保持电网的稳定运行。
2. 能源储备：电站利用低峰时段的电力将下层水库的水抽到上层水库中，形成能量储备，以备高峰时段使用。
这种储能方式可以提高能源利用率，减少能源浪费。
3. 清洁环保：抽水蓄能电站主要利用水力能进行发电，不会产生二氧化碳和其他污染物，不会对环境造成污染，具有良好的环境效益。
市场条件下抽水蓄能电站效益综合评价及运营模式
抽水蓄能电站的建设可以有效减少化石能源的消耗和温室气体排放，同时对周边环境的负 面影响较小，具有显著的环境效益。
促进可再生能源发展
抽水蓄能电站可以作为可再生能源的储存和调节工具，提高可再生能源的利用率和稳定性 ，有助于促进可再生能源的发展。
对策建议
加强政策引导和支持
政府应加大对抽水蓄能电站的政策支持力度，制定更加优惠的电价政 策和税收政策，鼓励更多的投资进入抽水蓄能电站领域。
可再生能源的互补性
抽水蓄能电站与可再生能源具有很好的互补性，可有效解决可再生 能源发电的波动性问题，提高电网的稳定性和可靠性。
国际市场的拓展
随着全球化进程的加速，抽水蓄能电站的国际市场也将逐渐拓展，为 电站的发展带来更多机遇。
06
结论与建议
研究结论
抽水蓄能电站具有显著的经济效益
在电力市场中，抽水蓄能电站能够通过调节电力供应和需求来获取经济效益，尤其是在电 力需求峰谷差较大的时候。
THANKS
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技术创新
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抽水蓄能技术升级
随着科技的不断进步，抽水蓄能电站的技术将得 到进一步优化和提升，提高电站的效率和稳定性 。
新材料的应用
新型材料的研发和应用，如高强度钢、碳纤维等 ，将有助于降低电站建设和运营成本，提高经济 效益。
智能化和自动化
智能化和自动化技术的应用将提高抽水蓄能电站 的运行效率和安全性，减少人工干预和操作风险 。
抽水蓄能电站对环境影响较小 ，能够实现绿色能源的储存和 释放，符合可持续发展战略。
抽水蓄能电站在市场中的作用
抽水蓄能电站在市场中发挥着重要的 储能作用，能够有效地应对电力负荷 波动和能源结构调整，提高电力系统 的稳定性和可靠性。
外国电力市场电价形成机制及定价政策
外国电力市场电价形成机制及定价政策研究先进成熟的经验,特别是发达国家成功的经验，将对我国电力改革事业起到积极的参考和借鉴作用。
电力工业市场化改革使得电价及电价形成机制发生了深刻的变化，传统的电价形成机制被打破，取而代之的是电力市场价格机制的建立。
国外电力市场的电价改革趋势主要体现在：电力市场的电价制定改变了传统的以政府定价为主的定价模式，而是以市场竞争、自由协商形成电价为主，政府定价为辅。
市场竞争形成电价主要有报价制、实时电价等制度；自由协商形成的电价主要有合同电价。
电力市场电价的管制由以前的严格管制向以法律法规规范为主，政府或机构管制为辅。
并且政府的管制范围比以前减小，一般主要对电价的公平性及输电费制定等进行监督。
电力市场电价的形成比以前传统电价形成具有更高的透明度，有利于社会的监督。
实行电力市场后一般电价水平比以前低许多。
比较典型的是阿根廷电力市场化后，发电上网电价比以前下降了50%，售电电价平均下降了17%。
一、国外的两种电价体系目前，世界上的电力定价体系可以分为两类：发展中国家采用非市场定价，电价低廉，由政府给予补贴；发达国家的电价是由市场决定的，虽然市场结构有差别，但是国家都不给予补贴。
两种不同的电价体制，形成两种不同的电力行业管理特征。
发展中国家的电力工业由政府垂直垄断经营，采用指令性的、控制性的法规条例；而发达国家采取政府、私人或政府和私人经营并存，公开透明的法规条例，由企业自我控制和平衡。
发展中国家存在信息障碍，缺乏信息、技术和融资中介；发达国家按照市场规律、价值规律和供求规律办事，信息流畅，技术水平高，效率和效益高。
实际上20世纪80年代以前的社会主义国家基本上类似于发展中国家的定价体系。
这就是说有什么样的电力部门的所有制和管理体制就实行什么样的电价定价体系。
表4-1 发展中国家和发达国家电力行业特征比较从90年代开始，许多发展中国家为了解决缺电和提高电力部门的效率，已经开始进行改革，如亚洲的韩国、马来西亚、菲律宾，拉丁美洲的阿根廷和墨西哥，还有土耳其和东欧各国，这些国家电力部门改革的基本趋势是由非市场定价向市场定价转变。
国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知
国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知文章属性•【制定机关】国家发展和改革委员会•【公布日期】2014.07.31•【文号】•【施行日期】2014.08.01•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业,价格正文国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局，国家电网、南方电网：为了促进抽水蓄能电站健康发展，充分发挥抽水蓄能电站综合效益，经商国家能源局，决定进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制。
现就有关问题通知如下：一、抽水蓄能电站价格机制电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。
电价按照合理成本加准许收益的原则核定。
其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%-3%的风险收益率核定。
（一）两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。
逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。
（二）电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。
主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。
电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价，下同）执行。
（三）电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。
二、鼓励通过市场方式确定电价为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。
三、抽水蓄能电站费用回收方式电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。
四、加强对抽水蓄能电站建设和运行的管理（一）抽水蓄能电站应根据电力系统需要和站址资源条件统一规划、合理布局、有序建设。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站（Pumped-storage hydroelectricity，简称PSH）是一种利用水的重力势能来储存和释放能量的电力站。
它在能源储备和调度方面具有重要地位，被广泛应用于电力系统。
本文将介绍抽水蓄能电站的工作原理。
一、概述抽水蓄能电站主要由上下两个水库、上游水池与下游水池之间的高差落差以及水轮机等核心设备组成。
在低电负荷或夜间电力需求较低时，利用额外的电力将水从下游水库抽到上游水库，实现能量储存；而在高电负荷或能源需求增加时，将积蓄的上游水库水通过水轮机释放，以发电供应给电力系统。
二、储能过程1. 上下水库：抽水蓄能电站需要具备两个相对高度差较大的水库，上游水库和下游水库。
这两个水库之间通过一条简捷的通道连接，例如水管或隧道等。
上游水库处于高位，下游水库则处于低位。
2. 水泵：位于下游水库，通过电力供应将水从下游水库抽入上游水库。
水泵将电能转化为水动能，并将水输送至高位水库。
3. 电力供应：电力系统将超过需求的电能输入给抽水蓄能电站，以便将水从下游水库抽到上游水库。
当系统电力需求较低时，多余的电能用于抽水作业，将水储存在上游水库中。
三、发电过程1. 水轮机：位于上游水库与下游水库之间的抽水蓄能电站的坝体内。
当电力系统需要额外能源时，上游水库的水通过受控释放，流入下游水库。
水轮机将水的重力势能转化为机械能，并与发电机相连，进而将机械能转化为电能。
2. 发电机：水轮机驱动发电机旋转，将机械能转化为电能，并通过电力系统将电能传输给用户。
四、优势与应用1. 能源储备：抽水蓄能电站能在电力需求低谷时将过剩电能转化为能量储备，能够有效平衡电力系统的供需差异。
2. 调峰削峰：抽水蓄能电站可以根据电力系统的需求，及时释放储存的水能以满足能源需求的高峰期，也可以在低峰期进行抽水储能，以平滑电力负荷曲线。
3. 拉动电力市场：抽水蓄能电站通过能量的储存与释放，可以参与电力市场的调度交易，提高电力系统的经济效益。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站是一种利用地势高低差和水的重力势能进行能量转换的电站。
它具有很高的效率和储能能力，对调节电力系统的负荷平衡有着重要的意义。
下面将详细介绍抽水蓄能电站的工作原理。
一、概述抽水蓄能电站是一种将电能转化为重力势能的储能设施。
在负荷需求较低的时候，电站利用超过系统需求的电力将水泵抽到高处储存起来，形成高位水库。
在负荷需求增加时，电站利用高位水库的水通过管道和水轮机释放能量，将水所携带的重力势能转化为电能。
二、主要组成部分1. 上水池（高位水库）：上水池位于较高的地势，主要用于储存大量的水。
当电站需要储能时，水会从下水池抽到上水池。
2. 下水池（低位水库）：下水池位于相对较低的地势，主要用于收集上水池释放下来的水。
当电站需要释放能量时，水会从上水池流到下水池。
3. 水泵：水泵用于将水从下水池抽往上水池，以便进行储能。
4. 水轮机和发电机：水轮机和发电机是抽水蓄能电站中的核心部件。
当电站需要释放能量时，水会通过水轮机驱动发电机发电。
5. 进出水口：进出水口是水流进出电站的通道。
当电站需要储能时，水会通过进水口进入电站；当电站需要释放能量时，水会通过出水口流出电站。
三、工作原理1. 储能过程：当系统负荷较低时，电站开始进行储能。
此时，水泵启动并将水从下水池抽往上水池，利用多余的电力将水储存在高位水库中。
这样，电站就将电能转化为水的重力势能，并将其存储在高处。
2. 释能过程：当系统负荷增加时，电站开始进行释能。
此时，水由于重力作用自上水池流向下水池，通过水轮机驱动发电机发电。
水轮机将水的动能转化为机械能，而发电机则将机械能转化为电能。
这样，电站就将水的重力势能转化为电能，满足系统对电能的需求。
四、优点和应用抽水蓄能电站具有以下优点和广泛应用：1. 高效储能：抽水蓄能电站可以高效地将电能转化为水的重力势能，并且在需要时能够迅速释放能量。
2. 负荷调节：抽水蓄能电站对电力系统的负荷调节有着重要的作用，能够在负荷需求瞬间增加时快速响应，保持电网的稳定性。
抽水蓄能运营方案
抽水蓄能运营方案一、商业模式1.1 基于电力市场的商业模式抽水蓄能可以作为电力市场中的一种储能服务，通过参与市场交易获取收益。
在高峰用电时段，将能量储存起来，然后在低谷用电时段释放能量来满足市场需求，从而获得电价差价收益。
1.2 基于电网服务的商业模式抽水蓄能可以作为电网调度的一种辅助手段，为电网提供削峰填谷、频率调节、备用电力等服务，获取电网服务费用。
1.3 自备电力的商业模式抽水蓄能可以作为独立的自备电力系统，为工厂、矿山、农村等地区提供稳定可靠的电力供应。
二、技术特点2.1 高效性抽水蓄能系统通过将电能转化为潜能（水库高位）和动能（水库低位），再将之反转为电能的方式进行能量储存和释放，具有高效的储能转换效率。
2.2 大规模性抽水蓄能系统可以建设在山区、河流、水库、水电站等适宜条件地区，可以实现大规模的储能和释能，能够满足城市电网或者工业生产的需要。
2.3 长周期性抽水蓄能系统可以进行长时间的能量储存，可以在高峰用电时段储存能量，然后在低谷用电时段释放能量，从而实现长周期的调峰填谷。
2.4 资源多样性抽水蓄能系统可以利用水资源，也可以和其他储能技术结合，如风电、太阳能等，实现多种能源的协同利用。
三、运营策略3.1 市场交易通过参与电力市场交易，能够获取电价差价收益，提高抽水蓄能的经济效益。
3.2 电网调度抽水蓄能可以作为电网调度的一种辅助手段，为电网提供削峰填谷、频率调节、备用电力等服务，获取电网服务费用。
3.3 水能利用抽水蓄能系统可以和水电站结合，利用既有的水能资源进行储能和释能，提高水电站的发电效率。
3.4 多能联合抽水蓄能可以和其他储能技术结合，如风电、太阳能等，实现多种能源的协同利用，提高能源利用效率。
3.5 节能减排抽水蓄能系统可以在低耗能状态长时间储能，然后在高耗能状态释放能量，实现节能减排的目的。
四、风险管理4.1 工程风险抽水蓄能投资规模较大，涉及水利工程、机电工程等多个方面，存在施工风险和技术风险。
抽水蓄能电站的运营成本与经济效益分析
抽水蓄能电站的运营成本与经济效益分析简介：抽水蓄能电站是一种利用水的重力势能进行能量储存和调峰的技术。
它能够根据电网需求，将多余的电能转化为水的潜能能量储存起来，并在需要时将潜能能量转化为电能放回电网。
抽水蓄能电站在电力系统中发挥着重要的作用，除了提供储能和调峰功能外，还能提高电网可靠性和经济性。
本文将对抽水蓄能电站的运营成本和经济效益进行分析和讨论。
一、运营成本：1. 设备与建设成本：抽水蓄能电站是一个复杂的系统，包括水库、水轮发电机组、水泵等设备。
建设一座抽水蓄能电站需要耗费大量的资金。
设备的品质和规模大小会直接影响建设成本。
2. 电力消耗与维护成本：抽水蓄能电站在蓄能过程中需要消耗一定的电力，这部分电力无法回收。
此外，抽水蓄能电站的设备需要进行定期的维护保养，以确保其正常运行。
维护成本包括工人工资、设备维修、管理费用等。
3. 运营管理成本：抽水蓄能电站需要有专业的团队来管理和运营。
这些专业人员需要进行培训、管理和考核，相应的培训、工资和管理费用也需要计入运营成本。
二、经济效益：1. 调峰收益：抽水蓄能电站可以根据电网负荷的变化进行调峰操作，在低负荷时储存多余电能，高负荷时释放储存的电能。
这样可以提高电网的供电可靠性，减少用电峰谷差，降低电网运行成本。
2. 电能存储效益：抽水蓄能电站能够储存电力，当电网需求高峰时，可以将储存的电能迅速释放，满足用电高峰需求。
这样可以减少燃煤发电等传统发电方式的使用，降低排放量，提高环境友好型发展。
3. 市场运营收益：抽水蓄能电站可以参与电力市场交易，根据电力市场的价格波动，在电力需求旺盛时将电能以更高的价格出售，在电力需求低迷时以更低的价格购买电能。
这样可以获得一定的市场运营收益。
4. 降低电网投资成本：抽水蓄能电站的运行可以减少电网运行的负荷，延缓电网的扩容与升级需求。
这样可以节约电网建设的投资成本，提高电力系统的经济性。
5. 社会效益：抽水蓄能电站的建设和运营可以促进当地经济发展，创造就业机会，并提供清洁的、可再生的能源。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站（Pumped Storage Hydroelectric Power Plant）是一种将电能和机械能相互转化和储存的电力系统。
它利用电力网的峰谷差价及能源的波动性，将低价的电能转化为机械能，然后再将机械能转化为高价的电能，以提供高效、可靠的电力供应。
本文将介绍抽水蓄能电站的工作原理。
一、工作原理概述抽水蓄能电站的工作原理可简单概括为两个过程：抽水过程和发电过程。
1. 抽水过程：当电力网电能供应较为充裕、需求较低的时候，抽水蓄能电站会利用电力网低价的电能，通过电动泵将水从下水池抽升至高水池。
在此过程中，电动泵的机械能被电能转化为水的势能，从而将电能储存起来。
2. 发电过程：当电力网电能供应不足、需求增加时，抽水蓄能电站会利用储存的水势能，通过水轮发电机将水从高水池放至下水池。
在此过程中，水轮发电机接受水的势能，并将其转化为电能，以满足电力网对高价电能的需求。
二、详细工作原理解析以下将逐步介绍抽水蓄能电站的工作原理。
1. 抽水过程：在抽水过程中，抽水蓄能电站会将电能转化为机械能，从而将水从下水池抽升至高水池。
首先，电动泵接受电能的输入，通过电动机的驱动下，产生机械能；随后，这部分机械能被传递至水泵，使其起动并开始抽水操作；此时，下水池内的水会被泵抽到高水池，形成水势能的储存。
2. 发电过程：在发电过程中，抽水蓄能电站会利用储存的水势能，将其转化为电能，以满足电力网的能源需求。
首先，水从高水池流入下水池，在流动过程中，其势能会转化为动能；接着，水流通过水轮机，驱动水轮机旋转；水轮机连接的发电机在旋转驱动下，将机械能转化为电能，输出给电力网。
这样，通过不断循环利用电能和水势能的转化，抽水蓄能电站实现了对电能的储存和调节，既提高了电力网的供电可靠性，又节约了能源资源。
三、抽水蓄能电站的优势和应用抽水蓄能电站具有以下优势和广泛的应用。
1. 能源储存：抽水蓄能电站能够将低谷时段的电能转化为水势能进行储存，以供高峰时段或电力网需求增加时的发电使用。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站是一种利用地势高低差和流体动能进行能量转换的电力发电方式。
它将低水位时的多余电力转化为储能，然后在用电高峰期将储存的能量转化为电能供应给电网。
本文将详细介绍抽水蓄能电站的工作原理及其具体的运行流程。
一、工作原理抽水蓄能电站主要由水库、上游和下游水道、电力负荷和涡轮机组等组成。
其工作原理可以简单概括为以下三个步骤：1. 低峰期储能：在用电低峰期，当电网供电能力充裕时，电力公司会通过电网将多余的电力用来抽水，将水从下游抽送到上游的水库中。
这样就可以将电能转化为势能，达到储能效果。
同时，水库的水位随着抽水的进行而逐渐提高。
2. 峰期出力：在用电高峰期或紧急情况下，当电网需要额外的电力供应时，电力公司会停止抽水，将储存在水库中的水释放至下游，通过涡轮机组来产生电力，以满足电网需求。
在这一过程中，水流经过涡轮机组时，水的动能会转化为机械能，再通过发电机转化为电能，供应给电网。
3. 电力平衡：当电网供电能力再次充裕时，电力公司会重新启动抽水过程，将水从下游抽送到水库中，以便再次储存电能。
这样，抽水蓄能电站便可以根据电网的需求动态地进行电能的储存和释放，实现了对电力供应的平衡调控。
二、运行流程下面将详细介绍抽水蓄能电站的运行流程，以更好地理解其工作原理。
1. 抽水过程在用电低峰期，电网供电能力充裕时，电力公司通过电网将多余的电力输送到位于下游的涡轮机组。
涡轮机组将电能转化为机械能，带动抽水泵将水从下游抽送至位于上游的水库中。
这一过程中，电能转化为了储存于水库中的势能。
2. 储能过程随着抽水的进行，水库的水位逐渐提高，将水的势能存储起来。
当水位达到一定高度时，抽水过程停止，此时抽水蓄能电站便完成了储能的目标。
3. 发电过程在用电高峰期或紧急情况下，当电网需要额外的电力供应时，抽水蓄能电站会启动发电过程。
即停止抽水，将水释放至下游，水流经过涡轮机组，带动涡轮机组旋转。
涡轮机组将水的动能转化为机械能，同时通过发电机将机械能转化为电能，供应给电网。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站是一种利用水力能转化为电力的发电方式。
它利用两个截然不同的水库之间的高差，通过水的上升和下降来驱动涡轮机发电。
下面将详细介绍抽水蓄能电站的工作原理。
一、整体结构抽水蓄能电站主要由上水池、下水池、水轮机和发电机组成。
上水池位于山区或高地，下水池则靠近低海拔地区或拥有湖泊的地方。
两个水池通过水管、隧道等连接起来，构成了一个封闭的循环系统。
二、工作原理1. 储能阶段在储能阶段，当电网需要低负荷或耗电量较小的时候，抽水蓄能电站开始工作。
水泵将水抽到上水池中，此时水从下水池流向上水池，由于高度差的存在，水具有潜在的重力势能储存。
这样，当需求量较低时，电站会利用电力将水泵送至高处储存能量。
2. 发电阶段在发电阶段，当电网负荷需要增加时，抽水蓄能电站开始发电。
此时，通过控制水泵停止运转，上水池的水通过水管或隧道流入下水池，水的下降速度会驱动水轮机旋转。
水轮机连接发电机，通过旋转带动发电机产生电能。
发电阶段将释放之前储存的重力势能。
三、优势和应用抽水蓄能电站有以下优势和应用：1. 能量存储和调峰能力强：由于水的密度大，抽水蓄能电站能够储存大量能量，以应对电网负荷的突然变化，具有调峰能力。
2. 可再生性：抽水蓄能电站利用水能转化为电能，水是一种可再生能源，具有可持续性。
3. 节能环保：抽水蓄能电站不需要燃料燃烧，减少了空气污染和温室气体的排放，对环境友好。
4. 电网稳定性：由于抽水蓄能电站可以根据电网负荷情况进行能量的储存和释放，可以提高电网的稳定性和可靠性。
5. 应用广泛：抽水蓄能电站适用于各种规模的电力系统，无论是城市还是乡村，都可以利用水资源进行发电。
总结：抽水蓄能电站通过利用水的高度差，将水的重力势能转化为电能。
在储能阶段，水泵将水抽到上水池中，以储存能量。
而在发电阶段，水从上水池通过水管或隧道流入下水池，利用水的下降速度驱动水轮机发电。
抽水蓄能电站具有能量储存和调峰能力强、可再生、节能环保、电网稳定性高等优势，广泛应用于不同的电力系统中。
国外电力市场主要运作模式介绍
国外电力市场主要运作模式介绍电力生产使用过程可以分为发电、输电、配电、售电四个环节，国际上电力市场的运营模式可以根据这四个环节的市场开放程度而分为5个模式。
一、垂直统一垄断[Vertical Integrated Monopo1y)模式一个政企分开、公司化经营的垂直垄断的电力公司内，为了引入激励机制，提高劳动生产率，可以采取划小核算单位，以达到综合统一管理和分散核算提高效益的双重好处。
法国电力公司就是这种类型的代表。
日本的十大电力公司和美国的一些州为此模式。
二、发电竞争上网（Competitive Generation Budding）模式输电、配电和供电仍由一个电力公司统一管理和垄断经营，各发电企业公司化(包括网所属发电企业和独立发电企业)，相互间开展电量竞争上网。
这是打破电力工业体制垂直垄断模式最为初级的形式。
三、限制性趸售竞争[Limited Whole-sale Competition]模式在这种模式下，发电、输电、配电完全分开，成立多个发电公司、一家电网公司和多个供电公司。
每个供电公司在其供电区城内具有垄断供电的性质。
电网公司负责调度运行，从发电公司购买电力并向供电公司销售。
其电力买卖均以合同的形式确定双方的权利和义务。
电网公司是电网覆盖区城内各发电公司电力的唯一购买商，也是各供电企业电力的唯一供应商。
目前，英国、美国大多数公司均为此模式。
四、完全趸售竞争(Completed Whole-sale Competition)模式发电、输电和配电三个环节都分别成立独立核算公司，并开展完全竞争。
供电公司直接向发电公司购电，输电公司只承担将发电公司的电力直接送给供电公司，也就是输电公司仅仅起输电作用，收取过网费，不再起买卖电力的中介作用。
这就象交通运输中的“公路网”一样。
这是世界银行提出来的完全竞争模式。
这种模式要求有先进的电力计量和电费结算系统以及很高的管理水平。
供电公司仍然在其供电范围内垄断经营。
抽水蓄能电站的工作原理
抽水蓄能电站的工作原理抽水蓄能电站（Pumped storage hydroelectricity）是一种利用两个相邻水体高度差，通过抽水和放水来储存和生成电能的一种系统。
抽水蓄能电站被广泛应用于电网调峰、储能以及提供紧急备用电力等方面。
本文将介绍抽水蓄能电站的工作原理，以及其优势和应用。
一、工作原理抽水蓄能电站的工作原理基于地势高差和动能转换的原理。
它通常由上池、下池、水轮机和泵组成。
1. 上池上池是由水体堆积而成的水库，其位置相对较高。
水从上池中通过管道流到下池，利用高度差将水势转变为动能。
2. 下池下池是位于上池下方的储水库，容量相对较大。
当需要储能时，水被抽取从下池泵送到上池，同时也是电站发电时的蓄能源。
3. 水轮机水轮机是抽水蓄能电站的核心设备，它将水流的动能转化为机械能。
当水从上池流向下池时，通过导流管道进入水轮机，推动水轮机转动。
水轮机将旋转的机械能传递给发电机，进而转化为电能。
4. 泵泵是用于抽水将水从下池输送至上池的设备。
泵的作用是将电力网中的多余电能转化为动能，将水从下池抽升到上池，实现能源的储存。
当电力需求高峰时，泵将停止工作，而水将从上池中通过水轮机释放出来，发电。
二、优势和应用抽水蓄能电站具有以下几个优势：1. 能量储存和调峰：抽水蓄能电站能够通过将多余的电能转化为储能，实现能量的储存和调配。
在电网负荷低谷时，电站可以利用电力将水从下池抽升至上池进行储能；而在负荷高峰时，电站将释放上池中的水，通过产生电能满足电网的需求。
2. 提供紧急备用电力：抽水蓄能电站具备快速启动能力，可以在突发情况下迅速投入工作并提供紧急备用电力。
这在自然灾害、发电机故障或电力中断的情况下尤为重要。
3. 环境友好：与传统燃煤电站相比，抽水蓄能电站不会产生二氧化碳等有害气体，对环境的影响较小。
抽水蓄能电站在以下几个方面得到了广泛应用：1. 电网调峰：电网需要保持电力供应与需求之间的平衡，而抽水蓄能电站能够通过调峰功能，在负荷高峰和低谷时段之间平衡能量供需，确保电力系统的稳定运行。
国外储能商业模式
国外储能商业模式储能技术在全球范围内得到了广泛应用，国外也出现了许多储能商业模式。
以下将介绍几种主要的国外储能商业模式。
1. 储能服务提供商（Energy Storage Service Provider，ESSP）储能服务提供商是一种基于租赁或出售储能设备的商业模式。
他们将储能设备部署在用户的场地上，并为用户提供完整的储能解决方案。
用户可以通过租赁或购买储能设备来满足自己的需求。
ESSP还负责设备的运行和维护，用户只需支付一定的租赁费用或购买费用。
这种商业模式使用户能够在不经营储能设备的情况下享受其好处，降低了用户的成本和风险。
2.频率响应与削峰填谷频率响应和削峰填谷是一种利用储能技术来参与电力市场的商业模式。
通过将储能设备连接到电网上，可以实现快速响应电网的需求。
当电网频率下降或负荷增加时，储能设备可以立即释放存储的能量，并将其注入电网中，帮助平衡供需。
另外，在电力市场的高峰期，储能设备可以存储多余的电能，然后在低谷期间释放出来，以实现削峰填谷的效果。
通过参与电力市场，储能设备的运营商可以获得相应的收益。
3.储能与可再生能源结合储能技术与可再生能源结合是一种有效解决可再生能源波动性的商业模式。
当可再生能源如太阳能和风能产生的电力超出需求时，储能设备可以将多余的电能储存起来，并在能源不足时释放出来。
这种商业模式有助于平衡可再生能源的波动性，提高可再生能源的可靠性和可持续性。
此外，储能还可以提升电网的稳定性和灵活性，减少对传统电力设备的依赖。
4.储能与电动汽车充电站结合随着电动汽车的普及，储能与电动汽车充电站结合的商业模式也逐渐兴起。
通过在充电站旁设置储能设备，可以解决电动汽车充电时的波动需求和充电桩功率限制的问题。
储能设备可以在电动汽车充电需求低谷时存储电能，然后在需求高峰时释放出来，以平衡电网负荷。
这种商业模式可以提高充电站的效率和可靠性，并为电动汽车用户提供更好的充电体验。
总结起来，国外储能商业模式多种多样，涵盖了储能服务提供商、频率响应与削峰填谷、储能与可再生能源结合以及储能与电动汽车充电站结合等。
抽水蓄能电站电价形成机制研究
抽水蓄能电站电价形成机制研究赵增海;张丹庆;韩益民;郭大军【摘要】我国抽水蓄能电站还没有形成相对成熟的定价机制,一定程度上制约了抽水蓄能电站的可持续发展,亟需对其价格形成机制进行深入研究.本文针对我国抽水蓄能电站电价机制现状及存在问题,分析费用承担主体和输导方式;结合我国电力体制改革总体部署,按照循序渐进,分步实施的原则,研究提出准市场化环境下、完全市场化环境下抽水蓄能电站的电价形成机制.【期刊名称】《水力发电》【年(卷),期】2016(042)002【总页数】4页(P94-97)【关键词】电价机制;两部制电价模式;局部竞争;完全市场【作者】赵增海;张丹庆;韩益民;郭大军【作者单位】水电水利规划设计总院,北京100120;中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司,湖南长沙410014;水电水利规划设计总院,北京100120;中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司,湖南长沙410014【正文语种】中文【中图分类】TM743随着我国国民经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，电力需求日益旺盛，电网峰谷差加大，供电质量要求越来越高，电力系统对调峰、保安电源的需求日益迫切。
抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能，我国已投产的广州、十三陵、天荒坪等大型抽水蓄能电站运营以来，在解决电网调峰矛盾、保障电力系统安全稳定运行、提高电网消纳新能源的能力等方面发挥了重要作用。
2004年，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，简称71号文）；2007年，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），根据相关文件精神，71号文下发前审批的抽水蓄能电站主要采用有单一电量制电价、两部制电价模式；71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站采用电网租赁费（容量电价）模式；71号文下发后审批由电网公司控股建设的抽水蓄能电站实行电网内部结算模式。
国内外抽水蓄能电站发展及运营模式分析
国内外抽水蓄能电站发展及运营模式分析单位邮编：300405摘要：抽水蓄能电站是一种重要的电力储能技术，已经在全球范围内得到广泛应用。
抽水蓄能电站能够通过将电力转化为潜在能量存储，然后在需要时将其转化为电力供应，从而实现电力的调峰调频和储能。
随着电力需求的不断增长和可再生能源的大规模接入，抽水蓄能电站作为一种可靠的储能方式，具有重要的意义。
基于此，本文将对国内外抽水蓄能电站发展及运营模式进行简单分析，以期促进清洁能源的利用和电力系统的可持续发展。
关键词：国内外；抽水蓄能电站；发展；运营模式1.国内外抽水蓄能电站发展1.1国内抽水蓄能电站发展概况国内抽水蓄能电站的发展经历了多个阶段。
首先，抽水蓄能电站的建设开始于上世纪五六十年代，当时的主要目的是进行负荷调峰，以应对电力系统的尖峰时段。
随着中国电力需求的不断增长，抽水蓄能电站的建设进入了快速发展阶段。
在这一阶段，国内抽水蓄能电站的建设规模不断扩大，技术水平也得到了显著提升。
其次，国内抽水蓄能电站在发展过程中逐渐形成了多种不同的建设模式。
一种常见的模式是政府引导下的项目建设，由国家能源企业或地方政府投资建设，并由国家电网公司或地方电网企业进行运营。
另一种模式是由多家企业联合投资建设，并与电力市场参与主体合作运营。
这些不同的建设模式在一定程度上满足了不同地区和不同投资主体的需求，推动了国内抽水蓄能电站的快速发展。
第三，国内抽水蓄能电站的建设重点逐渐从传统的山地水电站向非传统水源和地下水源转移。
如利用现有的水库、矿井等资源进行改造，或在地下开挖水库等方式，充分利用各类水源进行抽水和发电。
这些技术的应用扩大了抽水蓄能电站的建设范围，提高了其灵活性和可持续性。
最后，国内抽水蓄能电站的未来发展仍面临一些挑战和机遇。
一方面，电力市场的改革将进一步推动抽水蓄能电站的发展，为其提供更加广阔的市场空间。
另一方面，抽水蓄能电站运维和环境影响等问题也值得关注，需要加强技术创新和管理优化，以追求经济效益和环境友好的双重目标。
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（一）国外抽水蓄能电站运营模式及价格形成机制在国外市场经济国家，抽水蓄能电站的运营模式大体上有一体化运营、独立运营和电网租赁运营三种，并分别形成了相应的的成本回收方式和电价形成机制。
1、一体化运营模式。
抽水蓄能电站不是独立的法人实体，由电网公司或厂、网合一的电力公司所有并统一运营，没有独立的电量销售，没有独立的抽水蓄能电价。
如：在发、输、配电一体化管理的法国，抽水蓄能电站由法国电力公司统一建设、经营和管理，电站完全按照电力公司的调度运行。
电站的成本、还本付息等均由电力公司统一负责，并通过用户销售电价回收。
在日本，尽管实施了市场化改革，但原九大地区电力公司仍实行垂直一体化管理，各地区电力公司所属抽水蓄能电站仍实行“一体化”模式，其成本支出通过公司统一的电力销售予以回收。
在美国，各州电力体制模式和改革进程不同，在未实行“厂、网分开”的地区，抽水蓄能电站仍由原发、输、配（或发、配）一体化公司统一运营管理。
2、独立运营模式。
在实行厂网分开、建立竞争性电力市场的国家和地区，抽水蓄能电站已脱离于电网，其电力电量通过独立的产品销售，其成本通过相应的竞争性市场予以弥补。
如：在英格兰和威尔士，已建立了较为成熟的竞争性电力市场，抽水蓄能电站获取收入或产品销售主要通过双边交易、平衡市场和辅助服务市场完成，并形成独立的价格。
如英国迪诺威克抽水蓄能电站，凭借其频率响应和快速备用等优越性能，在英国双边合同、平衡市场和辅助服务三个竞争性市场上，均显现出较强的竞争优势，取得了很好的盈利水平。
3、电网租赁运营模式。
拥有抽水蓄能电站产权的企业不直接运营电站，而是将电站租赁给电网运营管理。
在这种模式中，抽水蓄能电站的价格仅是运营权的价格，而非抽水蓄能电站产品的价格。
通常，在未进行厂网分开的国家和地区，如果存在产权独立抽水蓄能电站，普遍由厂网一体化电力公司租赁运营，其成本通过“运营权价格”即租赁费回收。
如美国的Summit抽水蓄能电站，由“垂直一体化”的爱迪生电力公司租赁运营；卢森堡的维昂登抽水蓄能电站，由德国“垂直一体化”的RWE电力公司公司租赁运营。
（二）我国抽水蓄能电站价格政策2004年以前，我国已建成投运的抽水蓄能电站，按照独立发电企业定价机制，超出电网企业平均上网电价的部分已全部通过调整销售电价得到疏导；上网电价大体采用了3种电价模式：单一电量电价(如响洪甸电站)、两部制电价(如天荒坪电站)、租赁经营方式(如广蓄电站)。
由于国家核准了价格并全额进行疏导，这些电站运营状况良好，吸引了社会资本投资抽水蓄能电站，保证了早期抽水蓄能的发展。
2004年以来，为规范抽水蓄能的发展，国家先后出台《国家发展改革委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，以下简称71号文，详见附件十）和《国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格[2007]1517号，以下简称1517号文，详见附件十一）等文件，对抽水蓄能投资主体、规划建设、运营管理、电价机制等问题作出了规定。
其中：71号文规定抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，实行区域统一规划，与电网和常规电源统一纳入电力中长期发展规划，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。
1517号文对抽水蓄能电站电价问题做出了进一步规定，71号文下发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号文下发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，容量电费（租赁费）由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定，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。
1517号文规定相关抽水蓄能电站抽水电量指导价格的同时，规定如果电网企业采购抽水电量的实际价格低于上述指导价，则相应降低销售电价。
总体看，政府出台的71号文件和1517号文件，一方面要求抽水蓄能电站原则上由电网企业建设和管理，明确了电网经营企业作为抽水蓄能电站投资主体的地位，限制了其他投资主体在抽水蓄能领域的发展，避免了在抽水蓄能电站建设上的一哄而上，一定程度上抑制了抽水蓄能电站盲目无序发展的势头；另一方面要求抽水蓄能主要服务于电网，规定了抽水蓄能的经营方式，理顺了抽水蓄能电站和电网运行的关系，对规范抽水蓄能电站发展发挥了积极作用。
近期，国家能源局印发了《关于进一步做好抽水蓄能电站的通知》（国能新源〔2011〕242，详见附件十二），文件规定，“原则上由电网企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用；杜绝电网企业与发电企业合资建设抽水蓄能电站项目；严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目”，“新规划、建设的抽水蓄能电站，必须具有经济性，其效益应体现在整个电力系统经济性的提高。
在现行销售电价水平下，不得因建设抽水蓄能电站给电力消费者增加经济负担或推动全社会电价上涨”。
（三）我国抽水蓄能电站价格政策存在的问题当前，抽水蓄能电站电价政策的外部环境已发生深刻变化，电力系统的峰谷差不断加大，电源结构优化力度日益加强，可再生能源发展与智能电网建设步伐进一步加快，国家能源局对抽水蓄能电站的发展方针已从“抑制盲目发展”转变为“适度加快抽水蓄能电站建设步伐”。
国家能源出台的政策规定将进一步激发适度加快抽水蓄能电站发展与电价机制之间的矛盾。
一是当前抽水蓄能电站建设运行成本无法通过纳入电网运行费进行回收。
按照规定，在71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，其容量电费由电网企业消化50%。
目前，新源公司有720万千瓦抽水蓄能电站已按容量电费模式核价，并由电网企业租赁经营。
每年容量电费共约33亿元，电网每年承担约16.5亿元。
我们认为，不论是常规发电机组还是电网输配电业务，或抽水蓄能电站，其合理成本和合理收益均应通过最终用户的销售电价回收。
但由于目前合理的输配电价形成机制尚未建立，电网承担的容量电费难以合理传导至最终用户，电网企业已经承担了沉重的负担。
若进一步明确抽水蓄能电站建设运行成本全部纳入电网运行费用，并且不得推动全社会销售电价上涨，将严重制约抽水蓄能电站的正常发展，不利于电力系统整体效益提高和安全运行。
二是电站建设运行成本既纳入电网运行费用，又不得推动销售电价上涨的规定，与《电价改革方案》的有关规定不吻合。
《电价改革方案》规定，输配电价应采用成本加收益形成机制，遵循“合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担”原则，按社会平均水平确定电网运营成本，以电网企业有效资产和市场筹资成本为基础确定投资收益。
将抽水蓄能电站作为电网的有效资产，其建设运行成本纳入电网运行成本一并核定电网准许收入，由于当前电网积累的电价矛盾较多，核定的电网准许收入将高于电网实际收入，需要通过适当提高销售电价予以疏导。
因此，“将抽水蓄能电站建设运行成本纳入电网运行成本，不能推动销售电价上涨”的提法，既不符合《电价改革方案》的有关规定，也不符合电力工业健康发展的实际需要。
三是仅在电网环节难以体现抽水蓄能电站的经济性，将抽水蓄能电站建设运行成本纳入电网运行成本的做法缺乏公平性。
国家发展改革委经济研究所研究提出，“抽水蓄能电站的产品起码可分成两大类:一是高峰电能；二是辅助服务。
其中，辅助服务有较强的公共物品属性，正如防洪减灾等典型的公共物品一样，辅助服务虽然也可由独立的发电企业生产，甚至可以引入竞争机制，但却不能直接卖给电力消费者，只能由系统操作机构统一收购；其购买成本，也只能通过向电网用户的普遍加价予以收回”（研究报告详见附件十三）。
目前我国没有辅助服务收费政策，抽水蓄能电站辅助服务成本难以回收，受益电厂也没有对抽水蓄能电站运行成本进行合理补偿。
由于大部分地区上网侧并没有实行峰谷电价，抽水蓄能电站低谷购电蓄水、高峰发电的峰谷价差较小，电网难以通过峰谷价差解决抽水蓄能电站高峰电能成本问题。
在上述情况下，抽水蓄能电站成本要求电网全部内部消化的要求，难以体现政策的公平性和合理性。
四是与抽水蓄能电站投资管理体制不适应。
现行抽水蓄能电站建设运行成本纳入电网运行成本统一核算的做法难以实现不同投资方的利益分配，也无法在不同受益省份间分摊成本。
一方面为发挥地方政府积极性，确保抽水蓄能项目建设工作的顺利开展，目前大部分新建项目均由地方政府参股建设，个别项目由发电集团投资建设（如湖南黑麋峰抽水蓄能电站），均需要对抽水蓄能电站核定独立的价格；另一方面抽水蓄能电站承担的系统事故备用、调峰和黑启动等综合效益由全系统共享，电力和电量在不同省份间分配，需要对抽水蓄能电站核定独立的价格实现其成本公平分摊。
五是电网企业无力承担抽水蓄能电站建设运行成本。
目前，公司每年已承担抽水蓄能电站容量电费约16.5亿元。
“71号文”之后核准建设的白莲河、蒲石河、响水涧、仙游、洪屏等580万千瓦抽水蓄能电站投产后，若容量电费100%由电网承担，每年约27亿元。
随着新建抽水蓄能项目的陆续投产，电站运营成本还将快速大幅增加。
当前，国网公司电网发展任务依然非常繁重，公司盈利能力偏低，经营情况不容乐观。
目前公司所属30家网省公司中，资产负债率超过80-90%的有5家，70-80％的有8家；累计亏损单位14家，累计亏损金额199.8亿元。
随着内部潜力的不断挖掘，公司通过强化管理提升效益的空间越来越有限，由于购电成本超过公司总成本的70%，仅靠内部挖潜难以解决电网经营发展中面临的困难，电网的健康发展亟需合理的抽水蓄能电价政策支持。
一是建立两部制抽水蓄能电价机制，促进抽水蓄能电站与电网协调发展。
抽水蓄能电站高峰发电的成本支出以变动成本为主；辅助服务的成本支出则以固定成本为主。
两部制电价可充分反映抽水蓄能电站开发、运行的特点，可促进电力结构和资源优化配置，发挥抽水蓄能电站的容量效益优势，提高电网整体运营效益和社会效益。
二是在目前缺乏回收机制的情况下，考虑到抽水蓄能电站的建设运行最终受益的并非电网企业，而是广大电力用户和电厂，建议将抽水蓄能电站高于常规机组的发电成本部分通过疏导销售电价和由受益电厂分摊等方式解决。
三是随着电价改革的进一步实施，建立合理的输配电价机制后，可将抽水蓄能电站作为有效资产，其建设运行成本纳入电网准许成本，通过输配电价回收。
为了规范抽水蓄能电站的成本回收模式和电价疏导方式，同时也为了遏制一度出现的抽水蓄能电站投资过热的势头，国家发改委先后印发了《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）和《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）。
这两个文件的主要内容如下表所示。
表4-1 抽水蓄能电站经营模式和电价疏导的2个重要文件主要内容及含义文件发改能源[2004]71号文发改价格[2007]1517号文主要内容①抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定；②发电企业投资建设的抽水蓄能电站，作为独立电厂参与电力市场竞争。