要求加快构建以新能源为主体的新型电力系统，而抽水蓄能是目前公认最安全、最稳定、最成熟、最环保、最经济、最具大规模开发条件的储能方式，具有削峰填谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动、新能源消纳等优势。近两年，中央相继出台政策鼓励发展抽水蓄能。；要求各地按能核尽核、能开尽开原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站，预计未来重点实施（。随着《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）《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）等政策出台和两部制电价落地，抽水蓄能爆发增长态势不减，加之电力市场投资建设主体加速由单一走向多元、价格回报机制加快完善，众多企业尤其建筑类央企和国企，开始大举进入该市场。

　　抽水蓄能电站建设领域在资质、技术、人员、资金、管理等方面均有较高要求，进入壁垒相对较高。近期国家能源局《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号）指出，目前部分地区的抽蓄项目存在前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等，推高企业参与此类项目投建的风险。因此，作为新进者，首先需要了解抽水蓄能项目的“玩法”，方能制定有效的“打法”，本文试图对项目运作中的部分要点进行介绍和分析，有不恰当的地方请批评指正。

　　根据《国家能源局关于印发抽水蓄能电站选点规划技术依据的通知》（国能新能〔2017〕60号），经国家能源局批准的抽水蓄能电站选点规划或调整规划，是编制抽水蓄能电站发展规划、开展项目前期工作及核准建设的基本依据。

　　根据《抽水蓄能电站选点规划技术管理规定》，国家能源局负责选点规划批准，水规总院负责申报立项、全过程技术指导和审查，省级能源局负责提出规划申请，省级及以上电网公司负责提供需求和提出意见，规划编制单位负责具体选点规划工作。

　　站点选址需关注重大制约因素（生态保护、地形地质、社会因素）、建设必要性（考虑区域内资源与市场、电力发展和新能源发展规划、电网运行和系统经济性）、工程建设条件（上下水库高差、距高比、补充水源）、合理容量规模（考虑电力系统技术、经济、安全稳定需求）、合理市场布局（考虑区域内外电网需求和调峰容量平衡）等。

　　国家能源局《关于新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作的通知》（国能综通新能〔2020〕138号）和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，重点实施和储备站点567个；《关于做好抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）实施工作的通知》（国能综通新能〔2021〕101号）和《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号）提出，地方可按“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”原则，提出项目调整建议，国家能源局将根据需求论证情况和实际需要，及时对全国或部分区域中长期规划进行滚动调整，表明国家对纳规硬性管控有所减弱，但更加强调纳规的科学性和高质量要求。

　　各省结合地区新能源发展和电力系统需求等，提出的规划调整建议，主要包括重点实施项目建设时序调整、储备项目调整为重点实施项目、新增纳入规划项目和项目调出规划等。对于新增项目纳入重点实施项目和储备项目调整为重点实施项目，由项目所在地市能源局向省能源局提出申请，说明项目具备地形地质、水文条件、建设条件等工作基础；省能源局经向自然资源、生态环境、水利、农业农村等部门征求意见，出具项目不涉及环境限制因素（生态保护红线、永久基本农田、各类自然保护区、饮用水水源地、军事设施等）的支持文件，向国家能源局提出规划调整申请建议，国家能源局经研究后下发批复函件。需说明的是，新增项目纳入重点实施项目需在现场查勘基础上编制初步分析报告，对建设条件较好但涉及生态环境制约的项目可申请纳入中长期规划储备项目。（本文以抽水蓄能电站的工程投资为主，抽水蓄能电站项目是复杂的系统工程，在具体业务中，还需要考虑水头落差较高时对业绩经验和相关资质的要求，系统主机设备和电力系统上网要求，本文不做展开。）

　　项目纳规后，根据《国家能源局关于印发水电工程勘察设计管理办法和水电工程设计变更管理办法的通知》（国能新能〔2011〕361号），抽水蓄能电站勘察设计包括选点规划、预可研、可研、招标设计和施工详图设计五个阶段，勘察设计发包一般要求选点规划批准后进行。预可研和可研是项目前期推进的重要阶段，按照《水电工程预可行性研究报告编制规程》和《水电工程可行性研究报告编制规程》等相关规范要求，主要围绕工程建设必要性、技术环境可行性等展开，包括工程建设条件、工程规模、建设方案、征地移民、投资估算和经济评价等。在报告编制过程中，一般需要进行勘探平硐，便于查明预可研选定的输水线路和地下洞室群工程地质条件，为正式可研提供更详实的资料。

　　预可研报告经水规总院技术审查通过后，可开展三大专题报告（正常蓄水位选择、枢纽布置格局比选、施工总布置规划）评审。三大专题报告经水规总院审查通过后，可进行其他子项专题报告编制，如水资源论证报告、水土保持方案报告、压覆矿产资源评估报告、环境影响评价报告、防洪评价报告、水工程建设规划论证报告、地质灾害危险性评估报告、防震抗震设计报告、工程安全监测设计报告等。

　　招标设计是以经批准的可研报告为基础，复核、深化和细化设计方案，实现根据招标设计图准确地计算出各种工程量，满足招标及合同签订的需要。施工图设计要求完成对各建筑物结构和细部构造设计；施工总体布置及施工方法确定、施工进度计划和施工预算编制等，提出整个工程分项分部的施工、安装详图等，以满足工程施工的需求。

　　如漳州云霄抽水蓄能电站招标及施工图勘察设计招标文件指出，工作内容是工程筹建期、准备期、主体工程施工期、完建期、竣工期和尾工期等各阶段招标设计、施工图设计及重要设备工厂试验验收等。包括但不限于：主体工程（含土建工程、金属结构、机电设备安装等）、设备采购、环境保护和水土保持工程、施工辅助工程（含交通道路、施工供电、供水等）、业主营地和附属设施及上下库承包商营地（永临结合）规划招标和施工图勘测设计、电站工程全寿命周期管控、 “五系统一中心”预警监测系统设计、建设征地移民安置实施阶段综合设计服务等。

　　根据《关于发布政府核准的投资项目目录（2016年本）的通知》（国发〔2016〕72号），抽水蓄能电站由省级政府按国家相关规划核准。由于抽水蓄能项目主要为企业投资，根据《企业投资项目核准和备案管理办法》（国家发改委2017年第2号令），项目核准的前置条件包括：项目单位需报送项目申请报告，附加城乡规划部门出具的选址意见书（以划拨方式提供土地使用权）、国土资源部门出具的用地预审意见以及法律法规规定的其他相关手续。

　　省级能源局在核准过程中，将会同省级自然资源厅、生态环保厅、住建厅等部门、行业管理单位以及金融机构对项目是否符合区域发展规划、产业政策、技术政策、准入标准、用地政策、环保政策、总量控制目标、信贷政策等进行审查，最终由省发改委下发批复文件，一般会明确项目单位、建设地点、建设规模、建设内容、项目总投等。

　　抽蓄项目开工前往往需获取相关批文或审批意见。政府批文包括省发改委核准批复文件、省水利厅水土保持方案批复意见和水资源论证及取水许可申请批文、省自然资源厅压覆矿产资源评估意见、省文旅厅文物古迹调查评估意见、省地震局地震安全性评价报告审查意见、省政府或省移民管理局项目建设征地移民安置规划大纲批复（已下达封库令）及移民安置规划设计报告审查意见（移民大纲已获批复）、项目所在地政府社会稳定性风险评估意见等。同时，第三方咨询机构也需要就相关报告出具专业审查意见，如工程预评估报告意见、调节保证设计报告意见、工程安全监测设计报告意见、职业病危害预评价报告意见等。另外，电网企业需要对电力接入系统报告出具评审意见或公司批文，220kv和500kv一般分别由省级和区域电网企业进行审查批复。

　　根据《关于取消三项水利部行政许可的公告》（水利部2013年第35号），水利工程开工不需要审批，不再核发水利工程施工许可证。但项目主体工程开工一般需要具备一些条件，包括项目法人已设立、初步设计已批准、施工图设计满足主体工程施工需要、建设资金已落实、主体工程施工和监理单位已按规定选定并依法签订合同、主要设备和材料已落实来源、施工准备和征地移民工作满足主体工程开工需要、可研审批前置要件已全部完成审批等。按照《水利部关于水利工程开工审批取消后加强后续监管工作的通知》（水建管〔2013〕331号），水利工程开工后需将开工情况的书面报告报项目主管单位和上一级主管单位备案。目前根据项目的不同规模和重要程度，分别向市级、省级水行政主管部门和水利部及流域管理机构进行备案。

　　抽水蓄能电站投资建设回报如何回收经历了一个较长过程。2002年《电力体制改革方案》提出，政企分开、厂网分开、主辅分离、输配分开和竞价上网，发电公司与电网公司被分拆为利益不同的独立个体；2004 年《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）提出，文件下发后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，之前已审批但未定价的，由电网企业租赁经营，租赁费按补偿固定成本和合理收益原则核定，致使早期建设的项目投资方纷纷退股，抽水蓄能建设运营权逐渐归入电网公司。但电网公司面临容量电费疏导渠道不明确、新建电站成本无法纳入销售电价、相关收益方享有的辅助服务收益难以量化分摊、市场价值不能充分体现等困境，如电站运行费用分担未明确导致电站运行时间越长企业承担费用越高；新一轮电改未将抽蓄容量电价纳入“市场化交易的上网电价+输配电价+政府性基金电价”范围，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围、不允许计入输配电成本等。出现的一系列问题导致抽水蓄能项目的成本无法顺利传导，极大抑制抽水蓄能项目投资（“十二五”和“十三五”抽蓄装机容量均未达到规划目标，仅完成77%和79%）。

　　2021年，发改价格〔2021〕633 号文下发，强调以两部制电价为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，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，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。633号文细化和疏通了容量电价传导、明确电站可获取6.5%固定收益以及鼓励通过市场化定价获取电量电价收益。2023年发改价格〔2023〕533号和《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〕526号），公布全国在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的容量电价，标志着两部制电价全面落地，进一步打消电站投资方顾虑。数据显示，2010-2020年我国抽水蓄能装机规模从16GW增长至31.49GW，年复合增长率仅6%；2021年之后装机规模逐年增长，2022年新增装机容量8.8GW，截至2022年底累计装机容量达45.19GW，较2021年增长24.18%；截至2023年2月，“十四五”以来全国已核准抽水蓄能电站67个，其中 2023年已累计核准电站装机规模950万千瓦，已超过2021年全年。

　　633号文明确，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定（对于自有资金充足的投资主体，可考虑30%甚至更高比例资本金，而建筑类央国企在手资金和现金流状况往往不理想，尽量要求减少出资，更多希望小资金撬动大施工，获取项目施工收益）。同时，建立容量电费纳入输配电价回收机制，明确抽水蓄能容量电价（由国家发改委核定）对应的容量电费由电网企业支付（需与电网企业及时签订《并网调度协议》《中长期购售电合同》，明确抽水电价与上网电价，保证项目运行发电后所有发电量可全部并网消纳），纳入省级电网输配电价回。