两部制电价和输配电价体制决定了抽蓄电站能不能收回投资。 前者对应于业主，后者对应于电网。 ==先说储能=== 抽水蓄能电站，如其名，是储能电站。 电力是非常独特的“物流”系统，基本上是即发即用。因此，起到仓库作用的储能电站对于电力系统而言，是非常重要的调节手段。考虑到目前大量的不稳定可再生装机，储能对于电力系统的贡献日益增加。前不久的英国大停电事故，如果没有抽蓄的事故缓解功能，后果恐怕极为严重。
电力是非常独特的“物流”系统，基本上是即发即用。因此，起到仓库作用的储能电站对于电力系统而言，是非常重要的调节手段。考虑到目前大量的不稳定可再生装机，储能对于电力系统的贡献日益增加。前不久的英国大停电事故，如果没有抽蓄的事故缓解功能，后果恐怕极为严重。
从这个角度来看，抽蓄过程中的能量损失是可以接受的。目前较为认可的平均效率是75%左右，也就是用掉4度电，出来3度电。在大容量高功率储能里面，已经是效率最高的储能形式了，超过压缩空气储能。
经济性的评价要针对具体的主体来说。对于不同的主体而言，经济性的评价是方式不同。
目前国际上主要的
抽水蓄能电站
主要运行方式是 电网自己投资自己运营 非电网企业投资租赁给电网运营。我国主要以后者为主
对于投资者而言，投资抽蓄电站从政策体制上来说，是肯定能收回经济成本的。
目前最近一次关于抽蓄电站的定价文件是2014年，发改委发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知(发改价格[2014]1763号)》，该政策确定在电力市场形成前抽水蓄能电站采用两部制价格。
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。
1如果抽蓄电站的效率是75%，购电价格=放电价格，电量电价基本上就是不亏不赚。
抽蓄电站有没有可能亏损，当然有，并不是政策给了个
两部制
就不会亏，涉及到容量电价的核算，电网是否及时给付等等。但是总体而言，非电网企业投资抽蓄电站还是一个稳健的经济项目。
有几个回答提到靠买便宜电，卖高价电的峰谷价差盈利。如果按照两部制电价的电量电价体制，这条路是走不通的。那不按两部制电价走呢？允许自由买卖会不会收益就好？恐怕也很难。
抽蓄
不像电池储能，容量小 ，可以做到一天一充一放甚至两充两放。抽蓄的运行
小时数
在1800小时到2500小时左右。更多的是提供备用等辅助服务功能。而这些功能在没有相应市场的前提下，是没有公允价格的。
所以对于非电网企业投资者，国家打包了一个容量电价甩给电网企业。电网企业通过输配电价将这部分成本转移给消费者。但是这是之前的情况了。
根据“ 国家发展改革委 国家能源局关于印发《输配电定价成本监审办法》的通知 发改价格规〔2019〕897号”，储能电站，抽水蓄能电站的成本费用属于与输配电业务无关的范畴，不得计入输配电价。
根据这个文件，从经济效益上看，电网企业投资储能是收不回经济成本了……
根据谁受益谁付出的原则，广大发电者，电网企业和用户都受益于抽蓄电站。抽蓄电站的成本费用理应由受益者分摊并支付给投资者。形成良性循环之后才能推动储能的投资发展。
所以未来这个链条怎么打通，还要观察
电力体制改革
。
可以，但是怎么收回，收回多大，收益多少，还要看改革进度。
肯定不能。打个比方吧。给你一万度电，你能抽一百吨水。但是一百吨水放下去能发一万度电么？肯定不能，因为一万度电拥有的能量主要转化成两个部分，第一个是水的势能，第二个是热能，也就是损耗。水的势能再转化成电能的时候呢？也是两个部分，所以这个时候的电能要比之前的电能少很多。至于少多少要根据这个水电站的设备来决定。
电厂发多少电是根据用户用多少来决定的。因为多了也是浪费。国家电网的发电单位以四种为准：火力发电站，水力发电站（包括抽水蓄能水电站），核能发电站，其他发电站（种类比较多，大概十几种）。这么多种电站，每种都有自己独特的特性，最常见的火力发电站，它的特性就是稳定，但是笨拙。简单的说，就是只要你把煤炭扔到炉子里，就有电，受外界影响小，好用的很。但是有一个缺点，就是也不怎么受人类控制。我前面提过了，发多少取决于用多少，万一突然用不了这么多，这不是浪费么，想停？嘿嘿，煤炭都着了一半了，你总不能用水浇灭吧。所以
火力电厂
就是个憨厚的大叔，能背负很多任务。但是不太灵活，所以一般担任基荷任务，也就是发一个基本的电量，这个电量基本能维持用电低峰用电，但是高峰，得请更灵活的出马。
更灵活的就是水电站了。最灵活不过。说发电我就放水，不想发就不放，收放自如啊，但是
水电站
也有窘迫的地方，就是没水。
巧妇难为无米之炊
啊，没水怎么发电？所以，水电站的总体发电量不大，但是想发就发，一般用来担任
峰荷
，也就是用电高峰期，基荷不够的部分。
核电厂并没有普及，但是它比火电厂更任性，一般燃料加进去，没个一年半载的停不下，比炫迈还炫迈。所以在有核电厂的地方，核电厂也是担任基荷任务。
最扯淡的就是那些其他了。啥风力，地热，都是不靠谱的玩意。比如风力发电吧，真是风一样的男子啊，有风就发，没风不转。任性的很。这些电荷是靠不住的，不过省钱啊。基本上不用费啥。所以，这些电量就当天上掉下来的，多多益善。
现在就总结一下，水电站的特点是 运行灵活，启动迅速；出力和发电量变化大；综合利用价值大；不消耗燃料，清洁生产。但是前期投入太大，水库淹没损失也比较大。
火电站
的特点是只 要燃料不断供给，就能稳定发电；但是启停机困难，运行部灵活；而且消耗一次性能源（煤炭）
核电站的特点是 运行稳定，出力均匀，持续不断；单位电能的燃料费很便宜。但是单位千瓦的投资费用贵的吓人。
最后把
抽水蓄能
单拿出来说一下： 抽水蓄能最大的好处就是可以填谷，也就是可以吸收负荷低谷时多余的电能，而且运行灵活，启停迅速，可以拿来调峰，同时一般担任事故维修的备用发电站。
抽水蓄能电厂已经有几十年的历史了。不新鲜，国内天荒坪抽水蓄能电站1998年投运的。
抽水蓄能电厂起初主要功能是负责“吃电”。 这是因为电网中发电主力军——火力发电厂机组启动一次一度电不发就要烧掉几万几十万的人民币，从经济角度说，尽量少停，且如果经常启停实际上对机组可靠性不利。这就意味着晚上发电厂仍然源源不断的发电。而晚上我们用电负荷其实很低了，这就会造成大量的电没地方用，那么这就对电网安全构成威胁。
所以电网公司会想很多招来“吃掉”这些多余电，比如变电站里放电阻来让他消耗掉，比如给用户实行峰谷电价来鼓励大家晚上用电。如果跟这些手段比起来，那么抽水蓄能电厂实际上更经济一些。 它可以大晚上用电把下面水库的水抽到上面水库，等到白天大家都要用电的时候变成个水力发电站来发电满足白天用电需求。 这是抽水蓄能电厂的最大作用。
但是抽水蓄能电厂要修上下两个水库，对选址要求比较高，所以实际能造出来的抽水蓄能电站并不多，无论是吃电的量还是发电的量，放到全国，占比其实很低。
所以说，抽水蓄能电站赚不赚钱其实是次要的，主要它在电网中的角色是调接峰谷，确保电网安全运行的一个帮手。
抽水蓄能电站如果要靠电费赚钱，他赚的是晚上的电价和白天的电价差，所以，提高效率对它来说很重要。我读书的时候，书上教材写的是2度电抽上来的水，能发1度电；当时天荒坪是1.6度电抽水，发1度电；现在公开的数据是可以做到1度电抽水，发0.8度电。你看，如果晚上电价和白天电价如果价差够大，那么抽水蓄能电站当然可以盈利啦。
当然，电力交易也是比较复杂的，这里就不展开了。 另外，抽水蓄能电站可以有很多副业，比如天荒坪那里搞了工业旅游项目，还有我们华东电网下面的很多公司的劳防用品也都是天荒坪那边生产的。
单个的抽水蓄能电站肯定是收不回成本的，其效率仅有75%，就是说发电没有用电多。
建它的原因在于，现在的电网动力是火电机组为主，开机和停机缓慢且成本高，一直运行反而最节省。可是，电网的负荷并不是恒定的，往往白天负荷大、晚上负荷小，这种情况对电网运行不利。抽水蓄能电站正是用来平衡这个电网负荷，俗称“削峰填谷”，哪怕付出25%的能效代价，也值。
所以抽水蓄能电站都是由国家电网、南方电网这些公司开发的，自己造、自己用。抽蓄越多，整个电网就越健康。将来如果核电上来，那么对抽水蓄能电站的需求就更大了。
我印象中，抽蓄规划时主要要考虑上下库的来水情况，比如有天然河流补充上库就比较好；再一个要考虑上下库的地形情况，比如 一个小坝就能把库盆封起来，肯定比建几个中坝封起来的情况好；其他可能就是考虑地质情况了吧，库盆好不好做防渗、地下厂房好不好开挖等等。
抽水蓄能的几个作用，这些作用有的并不好直接用钱来衡量。
1、调峰。火电厂用锅炉烧水发电，负荷基数大，不好调节。白天生产生活用电量大，火电不够用，抽蓄机组开发电模式给电网补充电能。夜晚生产生活用电量小，火电用不完，抽蓄机组开抽水模式耗电转化为水的势能。抽蓄停机到发电一般在3分钟，停机到抽水一般在7分钟以内，响应很快。
2、调频。频率也和系统里的负荷有关。系统频率低了，机组测开发电或者切泵。系统频率高了，机组开抽水或者紧急关闭发电机组
3.调节新能源发电。光电、风电这类能源不稳定。比如有时候风大了，突然发好多电，但是生产生活一时用不掉，抽蓄就可以开抽水把这些本来要抛弃的电储存起来，以后再用
4.黑启动。假如整个电网突然没电了，需要紧急供电。这时候可以用柴油发电机给抽蓄机组的自用盘柜供电，用蓄电池给抽蓄机组加励磁。这时候抽蓄机组可以靠自身启动发电模式给电网迅速充电。据说，北京十三陵抽蓄听说有一路是连到人民大会堂的(只是听说），能保证出现紧急情况时还有电。
5.民生方面。本身带俩水库，关键时刻可以作为灌溉水、饮用水。另外，抽蓄一般有山有水，可以带动附近山村的旅游，天荒坪抽蓄也叫“江南天池”景区，带领地方百姓致富。
抽水蓄能并不算新鲜事物，原理也很简单。80年代上学时，老师曾带我们去十三陵看过拟建的抽水蓄能坝址，之前潘家口的，也去看过。
抽水蓄能的作用就是调峰填谷，对电网的稳定极为重要。因为发电效率和固定资产成本，蓄能电站发出来的电，肯定比电网售电的单价要高，在经济评价上是不合算的。在厂网分家后，为解决蓄能电站问题，曾搞过“租赁制”，但只是缓解了一些矛盾而已。一直到2014年7月，国家出台了“两部制电价”政策，即容量电价和电量电价。其中容量电价弥补固定成本及准许收
益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1-3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本；逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价；电站容量电价和损耗纳入当地省级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。这个政策解决了投资收益问题，对促进蓄能电站的发展有了一个政策性保障。
抽水蓄能电价终极解决方案，还是要依靠“峰谷电价”，只有高峰电价和低谷电价之差达到一定程度，投资抽水蓄能电站才会变成有利可图，才是一种市场行为。
知易行难，电价机制，不仅涉及电网集团和发电集团，也涉及终端用户，实际就是整个社会，统调难度可想而知，不是一纸公文能解决的。
抽水蓄能电站的意义不在于能够获得多少经济效益， 而在于维持电网的安全稳定运行，为火电机组节省因为频繁启停机带来的额外煤耗。
电网的负荷在一天之内是剧烈变化的，如果电厂的发电量与电网负荷相差太大，则会导致频率起伏加大，使得用电设备工作不稳定。因此需要电站能够跟踪电网的负荷变化。
水电机组相对于火电机组的优势在于启停迅速，能够快速响应电网负荷的变化，而且启停的耗水少；而火电机组启停极慢，而且需要额外的燃煤，经济成本高。所以当电网负荷突然增大时，为使火电机组出力平稳不变，就让抽水蓄能电站通过放水来发电，电网负荷减小时，同样的道理，让抽水蓄能电站通过抽水来消耗多余的电能，保证火电机组出力平稳。
因此，从单个抽水蓄能电站来说，确实是收不回成本的，但是从整个电网角度来说，抽水蓄能电站能够维持电网的安全稳定运行，同时能节省煤耗，应该来说是增加了整个电网的效益的。
在传统的电力系统中，抽水蓄能电厂保证电网安全稳定性，调峰调频等功能非常重要。即使综合效率只有75%，因为两部制电价的存在，保证了基本的投资回收能力。夜间抽水的电价（俗称垃圾电）应该是显著低于白天调峰的电价，考虑效率之后仍能盈利。在当前我国碳中和碳达峰的国家战略下，更有重大意义。要实现双碳目标，就要大力发展可再生能源。风电，光伏电在大量进入电网后产生了更大的安全稳定性问题。其他储能技术（电池、压缩空气）均达不到抽水蓄能电厂的装机容量规模和经济性。因此在未来的40年内，抽水蓄能电厂将大有作为。抽水蓄能电厂适合建在山区丘陵地区，且处于或靠近电网用电负荷中心，比如中东部省份，或靠近负荷中心的西部省份。总体上南方省份更为适合，因为南方水资源丰富且为山地丘陵，能较容易形成上库和下库。目前一种思路是将西北地区的光伏和风电送到四川重庆湖南贵州湖北等省份的抽水蓄能电厂转换为水能储存起来，然后再打捆送入华中电网或南方电网，提高可再生能源能源利用率，减少弃风弃光，降低电网的碳排放，同时也能确保电网的安全稳定。因此抽水蓄能电厂肯定是盈利的。
一般75%到80%的效率，也就是消耗比产出高。
但是，抽水蓄能目的主要是为了调峰，对电网很重要。
(部分电站对周边旅游经济带动比较高。
)
抽水蓄能难盈利根本原因是电网垄断，上网电价议价权低，加上没有国外的昼夜电价差，原则上国内很难盈利。
目前主要靠相关政策维持，虽然长期看好抽水蓄能技术，但现实情况是，国网自营外的电站项目，很多都亏的一塌糊涂。
