近日，国家发改委等五部门联合印发的《非化石能源电力消费核算指南(试行)》中，明确“抽水蓄能、新型储能等储能电站蓄电时，蓄电电量可视为电力用户下网电量，参考上述规则开展非化石能源电力消费量核算”。这一条款从核算规则层面重构了抽水蓄能（以下简称“抽蓄”）的低碳属性认定逻辑，对抽蓄行业的投资运营、市场参与、与新能源协同发展及全国碳核算体系建设均具有里程碑式意义。
一、条款核心定位与基础逻辑澄清
1.抽蓄双重角色的核算边界明确
抽蓄电站天然具有“电源-用户”双重属性：
发电侧：抽蓄属于二次能源转换设施，其发电量本身不被认定为“非化石能源发电量”（指南附件4明确非化石能源电力仅包括水电、风电、太阳能等一次能源发电及核电），避免了非化石能源属性的重复计算。
用电侧（抽水阶段）：首次被明确视为独立电力用户，其抽水蓄电消耗的电网电量，完全按照普通电力用户的“物理认定+交易认定+分摊认定”三层规则核算非化石能源电力消费量。
2.核算公式的抽蓄适配性
抽蓄电站抽水阶段的非化石能源电力消费量计算公式为：抽蓄非化石能源消费量= 物理认定量+ 电能量交易认定量+绿证交易认定量+省内分摊量
其中：
物理认定量：几乎为0（抽蓄电站无自发自用、绿电直连自身的场景）。
交易认定量：核心构成部分，包括抽蓄直接购买的绿电、核电电量，以及通过绿证交易核销的电量，且认定上限不超过抽蓄总下网电量（指南第七条）。
省内分摊量：未通过交易认定的剩余抽水电量，乘以全省统一的省内分摊系数计算得出。
二、对抽蓄电站全生命周期碳核算的颠覆性影响
1.运行阶段间接碳排放的精准核算
抽蓄电站的全生命周期碳排放中，运行阶段占比超过80%，且全部来自抽水用电的间接碳排放。此前行业普遍采用“电网平均碳排放因子”估算，无法体现抽蓄实际用电结构的低碳差异。
新规则下，抽蓄运行阶段间接碳排放计算公式变为：
间接碳排放量=(总抽水用电量−非化石能源电力消费量)×对应电网碳排放因子
抽蓄电站可通过主动购买绿电、绿证，提高非化石能源电力消费量占比，直接降低自身碳足迹。理论上，若抽蓄100%通过交易认定非化石能源消费，其运行阶段间接碳排放可降至0。
2.抽蓄碳足迹认证的官方依据
该条款为抽蓄电站参与国际国内碳足迹认证、产品低碳标识提供了国家层面的核算标准。例如：
抽蓄电站可凭借经核算的高非化石能源消费占比，申请“低碳电力供应商”资质。
下游高耗能企业购买抽蓄电力时，虽不能直接认定自身非化石能源消费，但可将抽蓄的低碳属性纳入供应链碳足迹核算，提升产品国际竞争力。
三、对绿电、绿证市场的需求侧重大拉动
抽蓄是电网中规模最大的可调节电力用户，单座120万千瓦抽蓄电站年抽水用电量约30-40亿千瓦时，全国已投产抽蓄总装机超5000万千瓦，年抽水用电量超1500亿千瓦时。新规则将这一庞大需求全面纳入绿电、绿证市场体系：
需求规模爆发：若全国抽蓄电站将50%的抽水用电量通过绿电/绿证认定，将新增约750亿千瓦时/年的绿电需求，对应绿证需求7500万张/年，远超2025年全国绿证核发总量（约3000万张）。
交易结构优化：抽蓄抽水时段（通常为夜间负荷低谷）与风电、光伏夜间出力特性高度匹配，将推动“新能源夜间大发+抽蓄抽水消纳”的常态化交易模式，平抑绿电价格波动。
跨省交易活跃度提升：抽蓄电站可购买省外绿证（指南附件3第三条），打破绿证交易的地域限制，促进非化石能源资源在全国范围内的优化配置。
四、对抽蓄电站投资运营成本与收益的双向影响
1.成本端：新增绿电/绿证购买成本
绿电价格通常较常规电价高0.03-0.05元/千瓦时，绿证价格约50-100元/张（对应0.05-0.1元/千瓦时）。若抽蓄100%购买绿证，将增加约0.05-0.1元/千瓦时的用电成本。
成本传导机制：目前抽蓄实行两部制电价，容量电价由政府核定，电量电价由市场形成。未来需明确绿电/绿证成本是否纳入容量电价核定范围，或通过电量电价的低碳溢价传导给下游用户。
2.收益端：开辟多元低碳收益渠道
碳市场收益：抽蓄电站降低的间接碳排放可转化为碳配额盈余，在全国碳市场出售获利。按碳价50元/吨计算，100%非化石能源消费的抽蓄电站年碳收益约15-20元/千瓦。
低碳电力溢价：在电力现货市场中，低碳电力可获得0.01-0.03元/千瓦时的溢价；部分地区已出台政策，对高比例非化石能源消费的抽蓄电站给予辅助服务补偿倾斜。
政策补贴：符合条件的抽蓄电站可申请可再生能源消纳奖励、低碳转型补贴等。
五、对省级与区域非化石能源消费考核的影响
1.省级层面：跨省绿证交易成为调节工具
抽蓄电站购买省外绿证，将直接增加所在省份的非化石能源电力消费量（指南附件1第三条），助力完成非化石能源消费比重考核目标。
非化石能源资源富集省份可通过向东部负荷中心的抽蓄电站出售绿证，获得额外收益，同时不影响本省非化石能源消费比重（绿证对应电量从售证省份扣除）。
2.地级层面：抽蓄布局影响区域考核结果
抽蓄电站所在的地市，其总下网电量将包含抽蓄的巨大抽水用电量。若抽蓄大量购买绿电/绿证，将显著提高当地非化石能源消费比重；反之，若主要依靠省内分摊，可能拉低当地考核成绩。
地方政府将更有动力推动本地抽蓄电站与新能源项目捆绑开发，通过本地绿电交易提升区域非化石能源消费占比。
六、对“新能源+抽蓄”一体化发展的强力推动
该条款从核算层面建立了新能源与抽蓄的利益联结机制，彻底改变了此前两者仅在物理层面协同的模式：
一体化项目的核心优势凸显：“新能源+抽蓄”一体化项目可实现绿电直供，抽蓄抽水用电量直接通过电能量交易认定为非化石能源消费，无需购买绿证，大幅降低交易成本。
新能源消纳能力提升：抽蓄可全额消纳新能源大发时段的弃风弃光电量，并将其转化为非化石能源消费，既解决了新能源消纳难题，又提高了抽蓄自身的低碳属性。
项目经济性优化：一体化项目可同时享受新能源补贴、抽蓄容量电价、碳收益等多重政策支持，内部收益率可提高1-2个百分点，显著增强投资吸引力。
七、现存问题与未来政策完善方向
1.发电侧低碳属性传递机制缺失
目前抽蓄发电不能将其抽水阶段的非化石能源属性传递给下游用户，导致下游用户购买抽蓄电力无法认定自身非化石能源消费，一定程度上影响了抽蓄电力的市场竞争力。未来有望出台“低碳电力证书”制度，允许抽蓄电站将其非化石能源消费占比转化为证书出售给下游用户。
2.跨省抽蓄项目核算规则待细化
对于跨省级行政区域的抽蓄电站（如跨省界的流域抽蓄项目），其抽水用电量的归属、省间分摊规则、绿证跨省交易认定等问题尚未明确，需进一步出台配套细则。
3.成本传导机制需加快明确
建议将抽蓄电站购买绿电、绿证的合理成本纳入容量电价核定范围，或建立“低碳抽蓄电价”机制，确保抽蓄电站的低碳投入能够获得合理回报。
该条款是我国非化石能源消费核算体系的重大突破，首次将抽蓄的用电侧低碳属性纳入官方核算框架，不仅为抽蓄行业的低碳转型提供了清晰路径，更通过需求侧拉动激活了绿电、绿证市场，推动了新能源与抽蓄的深度融合。对于抽蓄企业而言，应提前布局绿电长期交易、绿证采购策略，积极参与“新能源+抽蓄”一体化项目开发；对于政策制定者而言，需加快完善成本传导、低碳属性传递等配套机制，充分释放抽蓄在新型电力系统中的低碳价值。
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