中國儲能網(wǎng)訊：隨著“雙碳”目標的實施，我國能源綠色發(fā)展勢在必行，新型能源體系加快構(gòu)建，風、光等新能源大規(guī)模高比例發(fā)展，發(fā)展速度遠超預期，新型電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)電源的需求更加迫切。抽水蓄能作為當前及未來一段時間內(nèi)滿足電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求的重要方式，具有較大的市場發(fā)展空間，大規(guī)模發(fā)展勢在必行。近年來，我國抽水蓄能相關配套政策陸續(xù)出臺，行業(yè)實現(xiàn)跨越式發(fā)展，但在電費分攤及參與市場交易等方面仍存在一些亟待解決的問題，有必要對抽水蓄能運營模式、成本管控及相關體制機制等進行深入研究，助力抽水蓄能更加科學健康發(fā)展，更好地服務于新型電力系統(tǒng)建設。
我國抽水蓄能發(fā)展概況
我國抽水蓄能電站開發(fā)建設始于20世紀60年代后期，1980年以來，隨著改革開放政策的實施，經(jīng)濟社會快速發(fā)展，電網(wǎng)規(guī)模不斷擴大，我國抽水蓄能進入相對快速發(fā)展期。我國油氣資源相對匱乏，目前燃氣電站裝機占比僅4.5%，抽水蓄能裝機占比僅1.8%，較發(fā)達國家仍有較大差距。為適應新型電力系統(tǒng)建設需要，抽水蓄能還有較大市場需求和發(fā)展空間。
在國家發(fā)展改革委、國家能源局統(tǒng)籌下，2021年陸續(xù)出臺了《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021~2035年）》和《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）等文件，大大提高了各類主體投資抽水蓄能的積極性，激發(fā)了市場活力，極大促進了我國抽水蓄能行業(yè)實現(xiàn)跨越式發(fā)展。據(jù)公開資料統(tǒng)計，“十四五”以來，我國共核準抽水蓄能裝機超1.4億千瓦；截至2023年12月，全國抽水蓄能已建、在建及核準裝機約2.3億千瓦，其中在運裝機約0.5億千瓦，核準、在建裝機約1.8億千瓦，預計2030年投產(chǎn)規(guī)模將遠超規(guī)劃投產(chǎn)規(guī)模?？傮w來看，抽水蓄能開發(fā)建設進程明顯加快。
抽水蓄能主要運營模式和電價機制
相關統(tǒng)計顯示，國外約85%的抽水蓄能電站采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營或租賃經(jīng)營方式，如法國電力公司經(jīng)營本國抽水蓄能電站，采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營模式；日本電力公司經(jīng)營本國大部分抽水蓄能電站，采用電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營模式；日本電源開發(fā)公司擁有抽水蓄能電站則主要采用租賃運營模式交由電力公司調(diào)度運行等。剩余約15%的抽水蓄能電站采用獨立運營方式，主要通過參與電力市場競爭獲取收益，如英國、美國加州等電力市場較為完善的國家和地區(qū)。國外抽水蓄能電站主要運營模式、電價機制比較分別見表1和表2。
隨著我國電力體制改革的深入，我國一直在探索適合抽水蓄能發(fā)展的建設運行管理模式。目前，我國抽水蓄能建設體制主要有電網(wǎng)獨資，電網(wǎng)控股、其他企業(yè)參股和非電網(wǎng)企業(yè)投資；運行管理模式主要有電網(wǎng)統(tǒng)一運營模式和獨立運營模式；效益回收機制主要是兩部制電價機制?？傮w來看，我國當前抽水蓄能運營模式與電價機制較好促進了抽水蓄能電站開發(fā)和建設，但隨著投資開發(fā)主體多元化、抽水蓄能功能定位轉(zhuǎn)變，也面臨一些亟需解決的問題，比如抽水蓄能服務多個省級電網(wǎng)以及服務特定電源電費分攤方式、電站價格疏導與經(jīng)濟承受能力、電價機制延續(xù)性等。
關于抽水蓄能經(jīng)濟性分析與思考
我國抽水蓄能價格政策分析
伴隨著抽水蓄能投資、建設、運營模式的轉(zhuǎn)變，我國抽水蓄能電價機制相關政策不斷完善。2021年4月，發(fā)改價格〔2021〕633號文應運出臺，指出現(xiàn)階段抽水蓄能要堅持以兩部制電價為主體，進一步加強抽水蓄能價格機制與電力市場機制的銜接，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，緩解了原有價格機制與電力市場建設缺乏有效銜接的突出矛盾。
2023年5月，《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕533號）印發(fā)，核定了在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價（見圖1），標志著633號文精神和要求的全面落地，同時，抽水蓄能容量電費納入系統(tǒng)運行費在工商業(yè)用戶用電價格中疏導。48座電站中，35座為國網(wǎng)公司投資，6座為南網(wǎng)公司投資，7座為非電網(wǎng)企業(yè)投資；70%的裝機容量集中在華東、華北和南方區(qū)域，主要服務長三角、京津冀和珠三角三大經(jīng)濟圈；新建電站容量電價普遍高于同等規(guī)模已投運電站。根據(jù)各電站核價水平和“十五五”期間擬投產(chǎn)情況，預測“十五五”末全國抽水蓄能總?cè)萘侩娰M將推高系統(tǒng)運行費平均約0.01元/千瓦時，其中青海、甘肅、湖北、河北、重慶等省市將超過0.02元/千瓦時。
抽水蓄能電站造價水平分析
2022年，共核準抽水蓄能電站48座，各電站所處區(qū)域分布數(shù)量及平均單位造價情況（見圖2）為：華北區(qū)域7個，單位造價為5460元/千瓦；華東區(qū)域8個，單位造價為5275元/千瓦；華中區(qū)域18個，單位造價為5385元/千瓦；西北區(qū)域7個，單位造價為5774元/千瓦；南方區(qū)域5個，單位造價為5459元/千瓦；西南區(qū)域3個，單位造價為6032元千瓦；東北區(qū)域無核準項目。
對比各區(qū)域抽水蓄能電站造價水平，不同規(guī)模和不同區(qū)域造價水平存在較大差異。對于同一區(qū)域的項目，規(guī)模越大，單位千瓦投資越低；對于同一規(guī)模的項目，呈現(xiàn)“西高東低”的特點，華東區(qū)域單位千瓦投資最低，西北、西南區(qū)域最高（西南地區(qū)樣本較少）。除物價因素外，“十四五”期間項目資源稟賦總體不及“十三五”期間項目，西北區(qū)域項目普遍地質(zhì)條件較差、水資源稀缺，需要設置補水工程并承擔水權(quán)費用，導致整體投資較高。
關于保障抽水蓄能經(jīng)濟性的建議
高度重視抽水蓄能項目必要性論證，保障作用充分發(fā)揮
抽水蓄能本質(zhì)上是新型電力系統(tǒng)的基本組成部分，目的是為電力系統(tǒng)及新能源大規(guī)模發(fā)展服務，需充分分析電力系統(tǒng)電力調(diào)峰需求及網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，尤其是新能源發(fā)展及出力特性，統(tǒng)籌各類調(diào)節(jié)資源，綜合考慮電力保供、新能源合理利用率、電價承受力等因素，從電力系統(tǒng)確有需求、整體經(jīng)濟性最優(yōu)角度出發(fā)，論證抽水蓄能合理需求及合理布局。“十四五”以來，部分區(qū)域抽水蓄能項目布局及開發(fā)時序相對集中，電力接入與消納不夠明確，可能導致抽水蓄能建成后不能充分發(fā)揮應有作用。
為促進抽水蓄能行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，國家發(fā)展改革委、國家能源局先后多次召開抽水蓄能開發(fā)建設座談會，并陸續(xù)印發(fā)關于抽水蓄能規(guī)劃建設系列政策文件，組織電網(wǎng)公司、權(quán)威咨詢機構(gòu)深入開展全國抽水蓄能新一輪需求論證與布局優(yōu)化，總體來看為納入全國需求總盤子項目作用的充分發(fā)揮提供了基本保障，為項目建成后價值體現(xiàn)和效益回收奠定了堅實基礎。
各方需更加準確地認識抽水蓄能功能和定位，始終堅持以電網(wǎng)需求為導向，科學規(guī)劃、合理布局、有序建設。一是深入貫徹落實國家規(guī)劃統(tǒng)籌安排，積極主動服務國家戰(zhàn)略，科學有序推進抽水蓄能項目規(guī)劃建設，同時考慮到供需形勢及電源結(jié)構(gòu)動態(tài)變化、科技進步發(fā)展等因素，各地可綜合研究提出納規(guī)動態(tài)調(diào)整建議。二是加強網(wǎng)源協(xié)調(diào)，優(yōu)化電網(wǎng)規(guī)劃與抽水蓄能規(guī)劃銜接機制，充分考慮抽水蓄能項目電網(wǎng)接入與消納，確保項目建成投產(chǎn)后“送得出”“用得上”，保障項目作用充分發(fā)揮。三是嚴格項目建設必要性論證，各方需在國家規(guī)劃總體安排基礎上，充分研究項目建設對系統(tǒng)安全、電力調(diào)峰需求、新能源消納及系統(tǒng)經(jīng)濟性等方面的作用，優(yōu)中選優(yōu)推進項目開發(fā)建設。
進一步完善抽水蓄能價格分攤機制，保障合理效益回收
國家明確抽水蓄能兩部制電價機制，極大促進了抽水蓄能行業(yè)跨越式發(fā)展，在投資建設熱情高漲的形勢下，未來抽水蓄能容量電費分攤疏導壓力較大，疊加煤電容量電費分攤，可能會造成系統(tǒng)運行費和工商業(yè)用戶終端電價較大幅度上漲，因此應進一步完善抽水蓄能容量電費多元化疏導機制。
針對服務多個省級電網(wǎng)的抽水蓄能項目，如何確定服務省份、容量電費分攤及回收路徑有待進一步明確。以華東區(qū)域為例，各省市均規(guī)劃布局了大量新型儲能，抽水蓄能需求空間縮水較多，部分省份面臨抽水蓄能開發(fā)規(guī)模超出本省需求，需外送鄰省市競爭消納的問題。但各項目前期論證及核準時均未能完全明確服務對象、分攤方式等，部分項目投產(chǎn)后極大可能面臨消納困難局面。
針對服務新能源、核電等特定電源的抽水蓄能項目，現(xiàn)行政策指出特定電源應分攤的容量電費由相關受益主體承擔，但并未明確如何分攤和回收。我國新能源大基地與負荷中心呈逆向分布，高電壓等級超遠距離送電需求多，電網(wǎng)潮流波動復雜，源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)難度大，需加強大基地配套抽水蓄能建設。目前西北區(qū)域布局了大量抽水蓄能電站，普遍面臨項目造價成本高、本地電價承受能力有限的問題，抽水蓄能服務新能源大基地部分容量需通過提升新能源消納能力帶來增量收益彌補其合理回報，但現(xiàn)有機制未明確如何從特定電源獲取收益以及在特定電源和電力系統(tǒng)之間的分攤機制，且現(xiàn)有電力市場環(huán)境下，抽水蓄能與新能源大基地聯(lián)合參與電力市場收益不高，面臨較大的市場價格波動，抽水蓄能合理收益難以得到充分保障。
為保障抽水蓄能合理效益回收，需結(jié)合各區(qū)域項目特點進一步完善抽水蓄能價格機制。一是建立健全抽水蓄能分攤機制，明確服務區(qū)域電網(wǎng)容量分攤比例和電價回收方式。二是研究服務新能源基地以及特定電源的抽水蓄能項目電價機制。三是加強新型電力系統(tǒng)建設背景下區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)互濟，促進抽水蓄能在更大范圍內(nèi)的資源配置和作用發(fā)揮。
加強抽水蓄能項目成本管控，降低全社會用電成本
抽水蓄能“一站一價”的容量電價政策保障了電站的合理收益，但相關費用納入系統(tǒng)運行費在銷售電價中進行疏導，若項目布局過多或工程投資不合理將會直接增加全社會用電成本，導致電價提高，進而對經(jīng)濟社會發(fā)展產(chǎn)生影響。因此，加強抽水蓄能成本管控有利于降低全社會終端用電成本，有效激發(fā)經(jīng)濟發(fā)展活力，助力提升我國國際市場競爭力，同時也有利于增強抽水蓄能開發(fā)企業(yè)市場競爭力。
抽水蓄能開發(fā)企業(yè)作為項目成本管控的責任主體，一是要強化前期論證，在充分論證項目建設必要性基礎上，系統(tǒng)評估站點地形地質(zhì)、水文、庫能、接入等條件，全面摸排站點環(huán)境制約性因素，避免工程實施階段出現(xiàn)顛覆性問題。二是優(yōu)化設計管理，高度重視前期工作周期短、勘察設計工作深度不足的問題，要保證合理勘察設計周期，積極推行標準化設計、限額設計、優(yōu)化設計等考核約束機制，從源頭上控制工程投資。三是加強建設管理，依托信息化系統(tǒng)實現(xiàn)精細化成本管控，在保證工程質(zhì)量和安全的前提下，通過優(yōu)化工期、提高施工管理水平和優(yōu)選承包商、供貨商等方式，降低工程投資。四是統(tǒng)籌融資管理，通過優(yōu)化財務結(jié)構(gòu)、提高投資計劃準確性、降低融資利率等方式降低融資成本。
建立與抽水蓄能功能定位相適應的效益回收機制，保障抽水蓄能行業(yè)可持續(xù)發(fā)展
結(jié)合抽水蓄能功能定位和效益發(fā)揮，其主要運營收入可通過電量電價、容量電價和參與輔助服務市場獲取收益。圍繞抽水蓄能運營收入的主要渠道，一是加強頂層設計，統(tǒng)籌各類調(diào)節(jié)資源，充分認識抽水蓄能的功能作用以及較其他儲能形式的優(yōu)勢，持續(xù)完善抽水蓄能效益回收機制，保障不同功能定位抽水蓄能電站的合理收益；二是穩(wěn)步推進抽水蓄能參與電力市場，現(xiàn)階段宜維持現(xiàn)有電價政策保障抽水蓄能健康發(fā)展和作用充分發(fā)揮，隨著電力市場逐步完善、在各類電源實現(xiàn)充分競爭、且建立了相適應的效益回收機制的情形下，再考慮將抽水蓄能逐步推向市場；三是結(jié)合我國電力市場建設進程，未來條件成熟時可采用“中長期+現(xiàn)貨電能量市場+容量市場+輔助服務市場”方式，充分體現(xiàn)抽水蓄能功能定位和作用稀缺價值；四是探索“抽蓄+”發(fā)展新模式，不斷拓展抽水蓄能應用場景，對與水利等綜合利用結(jié)合建設的項目，著力研究投資分攤、運營成本分攤、運行調(diào)度協(xié)同等問題，保障項目投資收益。
