中國儲能網(wǎng)訊：抽水蓄能是為了解決電網(wǎng)峰谷供需矛盾、實現(xiàn)電量儲能的一種常見方式，在新型電力系統(tǒng)搭建中具有重要作用。相較于電化學儲能、飛輪儲能等新型儲能方式而言，抽水蓄能不但歷史悠久、技術(shù)成熟，而且具有快速反應(yīng)能力、經(jīng)濟效益佳和單機容量大等特點，可以快速穩(wěn)定電壓，是目前我國大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。尤其在近年來風光新能源裝機比重快速提升、電網(wǎng)系統(tǒng)穩(wěn)定性問題日益突出的背景下，抽水蓄能在以風光電源為主體的新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮著愈加重要的作用。
一、抽蓄裝機情況：抽水蓄能電站迎來爆發(fā)式發(fā)展，在建規(guī)模超1.1億千瓦
“十四五”以來，我國抽水蓄能推動政策密集發(fā)布。從2021年《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施》《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》提出完善抽水蓄能參與電力市場的機制，大力推動抽水蓄能快速發(fā)展；到2021年《抽水蓄能中長期規(guī)劃（2021-2035）》落地，抽水蓄能的發(fā)展方向、計劃和任務(wù)目標明確；再到2023年國務(wù)院在2022年政府工作報告中，再次強調(diào)加強抽水蓄能電站建設(shè)。
在一系列頂層政策推動下，我國抽水蓄能電站迎來爆發(fā)式發(fā)展。根據(jù)《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告（2022）》，截至2022年底，我國已投產(chǎn)抽水蓄能裝機容量4579萬千瓦，同比增長25.83%。同時，當前我國在建抽水蓄能項目超過11000萬千瓦，處于前期項目勘察設(shè)計階段的抽水蓄能電站接近20000萬千瓦，抽水蓄能建設(shè)如火如荼。
圖1：我國抽水蓄能裝機容量
資料來源：國家能源局，中電聯(lián)
二、當前經(jīng)濟效益：受抽水蓄能電價新政影響，部分電站短期收益率有所下降
（一）抽水蓄能收入深受電改影響，“663號文”推動“兩部制電價”機制完善
抽水蓄能屬于電力領(lǐng)域，其收入深受電改影響。從運行原理來看，抽水蓄能電站直接商品就是電量，而電價是影響電站收入的唯二因素。歷史上，我國曾出臺一系列抽水蓄能電價相關(guān)政策，從“租賃費”到“單一容量電費”，再到“兩部制電價”。直到2021年“663號文”明確抽水蓄能執(zhí)行兩部制電價，即“容量電價”+“電量電價”，保證40年經(jīng)營期IRR達6.5%。同時，“663號文”對全國抽水蓄能電站進行了電價統(tǒng)一，即，不管此前電站執(zhí)行的是單一容量、單一電量，還是兩部制電價，都需自2023年起執(zhí)行“663號文”電價機制，多種電價機制并存的局面結(jié)束。
表1：我國抽水蓄能電價機制不同階段
資料來源：國家發(fā)改委、國家能源局
2023年以來，我國所有在運抽水蓄能電站均執(zhí)行兩部制電價，電站收入來源于“容量電價”和“電量電價”。從容量電價來看，2023年5月15日，國家發(fā)改委發(fā)布“533號文”，公布在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站的核電容量電價。其中，48座抽蓄電站容量電價由發(fā)改委進行一廠一議核算，新建項目電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內(nèi)資本金IRR按6.5%計算，各抽蓄電站容量電價漲跌不一，但整體上容量電價小幅下降。從電量電價來看，電力現(xiàn)貨市場運行區(qū)域，抽蓄電站抽水電價和上網(wǎng)電價按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算；推動參與中長期交易、現(xiàn)貨交易、輔助服務(wù)市場，輔助服務(wù)市場、抽水電價和上網(wǎng)電價形成收益的20%由電站分享。電力現(xiàn)貨市場尚未運行的區(qū)域，抽水電價按照燃煤基準價75%執(zhí)行，上網(wǎng)電價按照燃煤基準價執(zhí)行。
（二）執(zhí)行“663號文”“533號文”后，部分抽水蓄能電站收益率將有所下降
以下收入-成本分析，以浙江天荒坪抽水蓄能電站為例。根據(jù)公司資料，該抽蓄電站裝機容量180萬千瓦，總投資額71.18億元，容量電價549.9元/千瓦時，抽水電價0.404元/千瓦時，上網(wǎng)電價0.575元/千瓦時，平均發(fā)電小時數(shù)1200小時。
收入方面，該電站年容量電價收入=裝機容量*容量電價=9.9億元，電量電價收入=裝機容量*發(fā)電小時數(shù)*上網(wǎng)電價=12.42億元，電站總收入為22.32億元。2023年“533號文”發(fā)布浙江天荒坪抽水蓄能電站核定容量電價為417.7元/千瓦時，預(yù)計2023年該電站年收入為19.92億元，較“533號文”前下降10.75%。
表2：理論上“533號文”執(zhí)行前后浙江天荒坪抽水蓄能項目收入
資料來源：浙江天荒坪電站，天風證券等
成本方面，該電站年購電成本=（發(fā)電量/綜合利用效率）*抽水量=10.98億元，折舊成本按照近五年平均數(shù)為2.4億元，其他成本（包括材料費、人工費等）為1.6億元，總成本為14.98億元。2021年“663號文”規(guī)定抽蓄電站抽水電價和上網(wǎng)電價按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，即抽水電價與上網(wǎng)電價一致（注：天荒坪抽蓄電站位于浙江，浙江電力現(xiàn)貨市場已試運行），均為0.575元/千瓦時，其購電成本增加至15.63億元，總成本增加至19.63億元，較“663號文”前增加31.04%。
表3：理論上“663號文”執(zhí)行前后浙江天荒坪抽水蓄能項目成本
資料來源：浙江天荒坪抽水蓄能電站資料
通過上述分析，可以算出2023年全國執(zhí)行“533號文”和“663號文”前后，浙江天荒坪抽水蓄能電站的收益率變化情況。按照電站期間費用前后一致、稅費20%計算，理論上，預(yù)計2023年浙江天荒坪抽水蓄能電站收益率將由4.07億元的凈利潤轉(zhuǎn)為虧損1.9億元，凈利率由18.24%變?yōu)?9.84%。
表4：理論上2023年前后浙江天荒坪抽水蓄能項目收益對比
資料來源：浙江天荒坪抽水蓄能電站資料
目前浙江省已執(zhí)行分時電價政策，電價峰谷差拉大，用電尖峰時段延長，浙江電網(wǎng)代理購電最大峰谷電價差排在全國前列，浙江天荒坪抽蓄電站可在峰谷電價差拉大過程中賺取更多收益。因此，考慮實際上電站會采用峰谷電價實現(xiàn)發(fā)電與抽水，電站經(jīng)濟預(yù)期效益如下：以2022年12月浙江電力市場批發(fā)側(cè)市場交易數(shù)據(jù)“高峰期發(fā)電價0.777元/千瓦時，低谷期抽水電價0.0977元/千瓦時”來計算，其他指標數(shù)值不變，該電站將獲得26.38億元收入，購電成本將下降至2.66億元，最終實現(xiàn)凈利潤13.98億元。
三、未來經(jīng)濟效益：抽水蓄能電價機制愈加完善，長期有望在電力現(xiàn)貨市場中降本增收
在“663號文”出臺前，我國抽水蓄能電站不論執(zhí)行的是單一容量電費機制，還是租賃制，均很難保障抽水蓄能電站的基本收益，電站普遍虧損嚴重，甚至導致抽水蓄能項目一度停滯。“663號文”規(guī)定抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價后，我國抽水蓄能電站將全面執(zhí)行兩部制電價，既以容量電價保障電站投資成本回收，又以電量電價保障運營成本覆蓋，保障電站內(nèi)部收益率6.5%，電站的價格形成機制進一步完善。最終，“663號文”直接推動2022年我國抽水蓄能電站核準大爆發(fā)。數(shù)據(jù)顯示，2022年我國新核準抽水蓄能電站48座，總裝機規(guī)模6889.6萬千瓦，超過此前50年投產(chǎn)總規(guī)模。
盡管“553號文”的出臺，整體上調(diào)低了抽水蓄能電站的容量電價，短期內(nèi)可能導致部分抽水蓄能電站收益率下降，測算收入下降10%左右。如南網(wǎng)儲能預(yù)計2023年將減少4.96億元的收入預(yù)算，同比2022年公司抽水蓄能板塊收入約下降10%。但是長期來看，“553號文”有望給過熱的抽水蓄能大開發(fā)降溫，引導電站回歸儲能調(diào)峰調(diào)頻作用，進而促進行業(yè)良性發(fā)展。
整體來看，在我國新型電力系統(tǒng)加快構(gòu)建的背景下，電力現(xiàn)貨市場運行機制愈加成熟，電網(wǎng)峰谷電價差逐步增大，抽水蓄能電站有望通過“663號文”和“533號文”保證容量電價基本收益之外，在電力現(xiàn)貨市場降本增收，最大化實現(xiàn)經(jīng)濟效益。
