中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：近日，中金公司研究院發(fā)表的有關(guān)抽水蓄能的報(bào)告認(rèn)為，抽水蓄能電站建設(shè)正在提速，以實(shí)現(xiàn)2025/2030年裝機(jī)目標(biāo)62/120GW。建設(shè)高峰不僅將為抽水蓄能設(shè)備生產(chǎn)商有望迎來千億級(jí)市場(chǎng)。而且運(yùn)營(yíng)回報(bào)收益率也將越來越有優(yōu)勢(shì)，將吸引到大量企業(yè)進(jìn)入此行業(yè)。
由于抽水蓄能在新型電力系統(tǒng)中具備多重價(jià)值，在基建投資加速+新能源比例逐漸提高的雙輪驅(qū)動(dòng)下，抽水蓄能有望迎來黃金發(fā)展期。投資具備一定的吸引力，三峽、中廣核、中核、華電等發(fā)電企業(yè)正在積極布局。
市場(chǎng)預(yù)測(cè)：裝機(jī)規(guī)模有望在未來十年間實(shí)現(xiàn)高速增長(zhǎng)
根據(jù)《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)》，到2025年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模62GW以上；到2030年投產(chǎn)總規(guī)模達(dá)到120GW左右。
截至2021年底，我國(guó)已投產(chǎn)抽水蓄能36.4GW。目前在建抽水蓄能項(xiàng)目約60GW，另有已簽約或正在開展前期工作的項(xiàng)目超過60GW。
按照目前已開工項(xiàng)目預(yù)計(jì)投產(chǎn)時(shí)間測(cè)算，2025年裝機(jī)目標(biāo)如果如期完成，到2028年裝機(jī)規(guī)模將達(dá)到90GW以上，“十五五”規(guī)劃的120GW裝機(jī)目標(biāo)有望順利完成。
抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模(2010A-2030E)
抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)
當(dāng)前抽水蓄能裝機(jī)主要集中在我國(guó)東南部 (統(tǒng)計(jì)截至2022年4月)
各省市在建、在運(yùn)抽水蓄能裝機(jī)(2022年4月)
之所以有這樣的信心，是因?yàn)槌樗钅茏鳛樾履茉聪{主體力量，受到了國(guó)家政策的扶持。2021年，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局先后印發(fā)了《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》和《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，為抽水蓄能電站加速開發(fā)建設(shè)奠定了政策基礎(chǔ)。
在2021年，共有11個(gè)電站、13.7GW抽水蓄能電站獲得核準(zhǔn)，是2020年核準(zhǔn)容量的4倍。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院，截至2021年底，我國(guó)已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點(diǎn)資源總量約814GW，其中在運(yùn)36.39 GW、在建61.53GW，中長(zhǎng)期規(guī)劃重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目410GW，備選項(xiàng)目310GW。
2021年抽水蓄能項(xiàng)目核準(zhǔn)情況
2022年4月，國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)通知，部署加快“十四五”時(shí)期抽水蓄能項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)，要求各省發(fā)改委、能源局按照能核盡核、能開盡開的原則，加快推進(jìn)2022年抽水蓄能項(xiàng)目核準(zhǔn)工作，促進(jìn)抽水蓄能又好又快大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展。
混合式抽蓄電站有望成為主流
抽水蓄能電站單位千瓦投資成本已趨于穩(wěn)定。通過中金公司測(cè)算，目前國(guó)內(nèi)抽蓄電站單位千瓦投資成本在5600元左右。
抽水蓄能電站建設(shè)周期大多在7-8年。前期一般需要經(jīng)歷站址選點(diǎn)、項(xiàng)目意向簽約、預(yù)可研及可研編制審查等環(huán)節(jié)，項(xiàng)目核準(zhǔn)權(quán)在能源領(lǐng)域“放管服”背景下已由國(guó)家層面轉(zhuǎn)交至地方發(fā)改委。抽水蓄能電站建設(shè)具體時(shí)間線見下圖。
抽水蓄能電站建設(shè)過程
抽水蓄能電站一般由建筑物和機(jī)組設(shè)備組成，從建筑物看，包括上水庫、下水庫、輸水系統(tǒng)、廠房和其他專用建筑物等，從機(jī)器設(shè)備看，包括電動(dòng)機(jī)、水泵水輪機(jī)、球閥等。由于抽水蓄能技術(shù)已相對(duì)成熟，且后期選址開發(fā)難度加大、原材料暫無進(jìn)一步降價(jià)空間，中金公司認(rèn)為未來抽水蓄能開發(fā)成本或有上升趨勢(shì)，預(yù)計(jì)“十五五”投產(chǎn)項(xiàng)目平均造價(jià)在6000元/千瓦以上。
就抽水蓄能機(jī)電設(shè)備市場(chǎng)來看，空間廣闊。抽水蓄能核心主機(jī)設(shè)備包括發(fā)電電動(dòng)機(jī)、水泵水輪機(jī)、進(jìn)水球閥、靜止變頻器(SFC)、調(diào)速器系統(tǒng)、勵(lì)磁系統(tǒng)、繼電保護(hù)系統(tǒng)、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)等，此外高壓電氣設(shè)備還包括主變壓器、GIS、電力電纜等。
中金公司報(bào)告根據(jù)國(guó)網(wǎng)、南網(wǎng)招標(biāo)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，發(fā)現(xiàn)機(jī)電設(shè)備成本一般占電站總投資的15%~30%。按照抽水蓄能電站單位千瓦造價(jià)5500元、機(jī)電設(shè)備成本占比20%、“十四五”開工70GW測(cè)算，抽水蓄能設(shè)備制造商的市場(chǎng)空間規(guī)模有望達(dá)到770億元以上；考慮到“十五五”、“十六五”開工量，報(bào)告認(rèn)為未來抽水蓄能設(shè)備廠商市場(chǎng)空間規(guī)模有望達(dá)到千億元以上。
目前，哈爾濱電氣、東方電氣已經(jīng)全面掌握了抽水蓄能定速機(jī)組的核心技術(shù)，新增抽水蓄能定速機(jī)組以國(guó)產(chǎn)機(jī)組為主。抽水蓄能變速機(jī)組有待進(jìn)一步國(guó)產(chǎn)化。國(guó)電南瑞/南瑞繼保為靜止變頻器、繼電保護(hù)、計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)等的核心設(shè)備廠商，有望充分收益。
為節(jié)省成本，混合式抽蓄電站有望成為建設(shè)主流?；旌鲜匠樗钅茈娬臼侵?，利用已有的常規(guī)水電站址資源建設(shè)的抽水蓄能電站，具有投資小、建設(shè)周期短、節(jié)省站址資源影響等優(yōu)點(diǎn)。
混合式抽蓄電站優(yōu)點(diǎn)對(duì)比
混合式抽蓄電站最大的好處是降低千瓦造價(jià)和縮短建設(shè)周期。單位千瓦造價(jià)可降低30%~50%，建設(shè)周期縮短至3-4年。
混合式抽水蓄能電站可以利用常規(guī)水電站已經(jīng)建成的庫區(qū)、水壩、電氣線路等，還沒有和拆遷征地投資，能夠大幅減少投資建設(shè)成本和建設(shè)周期。以吉林白山抽水蓄能電站為例，單位千瓦投資約為2700元，與常規(guī)抽水蓄能電站(5000元/千瓦以上)相比至少節(jié)省了46%。建設(shè)周期方面，常規(guī)抽水蓄能大約為6-8年，混合式抽水蓄能電站可在3-4年內(nèi)完成改造投產(chǎn)。
市場(chǎng)化收益空間正在打開
雖然國(guó)家已經(jīng)危抽水蓄能市場(chǎng)化投資建設(shè)和運(yùn)營(yíng)打開了空間，但是因?yàn)橥顿Y成本過大，目前多數(shù)企業(yè)對(duì)投資和收益的不平衡有所疑慮。中金公司重點(diǎn)對(duì)這一問題進(jìn)行了考察與探索。報(bào)告發(fā)現(xiàn)，容量電價(jià)確保穩(wěn)定回報(bào)，市場(chǎng)化打開收益空間。
抽水蓄能電站收入來源：
電費(fèi)收入：向電網(wǎng)收取容量電費(fèi)和電量電費(fèi)是抽水蓄能電站最主要的收益來源。根據(jù)歷史電價(jià)政策，目前在運(yùn)的抽水蓄能電站價(jià)格機(jī)制主要分為單一容量制電價(jià)、單一電量制電價(jià)、兩部制電價(jià)三種類型。
抽水蓄能電站價(jià)格機(jī)制
輔助服務(wù)收入：電力輔助服務(wù)主要包括調(diào)頻、調(diào)峰、備用、調(diào)壓、黑啟動(dòng)等品種，抽水蓄能電站可以提供上述幾乎所有品種的有償輔助服務(wù)，因此可以按照“兩個(gè)細(xì)則”獲得一部分考核收入。但從實(shí)際情況來看，抽水蓄能電站目前實(shí)際輔助服務(wù)考核收入占總收入比例較低。根據(jù)國(guó)網(wǎng)能源研究院初步測(cè)算，抽水蓄能電站從輔助服務(wù)市場(chǎng)獲得的收入占比不足1%。
容量租賃收入：廣州抽水蓄能電站是全國(guó)唯一一家出售容量使用權(quán)的抽水蓄能電站。一期50%容量使用權(quán)出售給香港抽水蓄能發(fā)展有限公司；另外50%容量由廣東電網(wǎng)與大亞灣核電站聯(lián)合租賃，中廣核為了讓其核電站保持滿發(fā)狀態(tài)、不參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻，與廣蓄公司簽訂電能轉(zhuǎn)換及調(diào)峰等服務(wù)合同，由廣東電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度使用。根據(jù)文山電力重組說明書，中廣核、廣東電網(wǎng)每年分別向廣蓄電站支付1000萬美元，合共2000萬美元的服務(wù)費(fèi)用，港蓄發(fā)支付的單位容量電費(fèi)與廣東電網(wǎng)相近。
目前，抽水蓄能電站的獨(dú)立價(jià)格政策逐漸確立，成本回收方式日益明朗。轉(zhuǎn)折點(diǎn)是2021年5月，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》(以下簡(jiǎn)稱“633號(hào)文”)為重要節(jié)點(diǎn)，進(jìn)一步強(qiáng)調(diào)堅(jiān)持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，同時(shí)明確將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收。
633號(hào)文明確抽水蓄能電站“容量電價(jià)+電量電價(jià)”兩部制電價(jià)機(jī)制
依照6.5%資本金內(nèi)部收益率核定抽水蓄能電站容量電價(jià)，項(xiàng)目穩(wěn)定回報(bào)有望得到保障。
容量電價(jià)主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動(dòng)等的輔助服務(wù)價(jià)值。633號(hào)文明確抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價(jià)，其中容量電價(jià)按照內(nèi)部收益率6.5%核定，經(jīng)營(yíng)期按照40年核定，納入省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)回收。相比較此前抽水蓄能電站收益機(jī)制，新政策：1)給定了抽水蓄能電站容量電價(jià)回報(bào)率及核定辦法，能夠確保電站每年獲得固定收入；2)明確了抽水蓄能容量電費(fèi)的來源，即通過電網(wǎng)企業(yè)輸配電價(jià)中的成本項(xiàng)向終端用戶分?jǐn)偅苊庖蚍謹(jǐn)倷C(jī)制不明確帶來的抽水蓄能電站收入不確定性。
當(dāng)前，抽水蓄能電站收入將以容量電費(fèi)為主。根據(jù)633號(hào)文件，在參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)之前，電站的上網(wǎng)電價(jià)按照燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)確定，抽水電價(jià)按照燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行。由于抽水蓄能電站的運(yùn)行效率一般為75%(即“抽四發(fā)三”)，可以近似認(rèn)為抽水蓄能電站的發(fā)電電費(fèi)與抽水電費(fèi)收支基本平衡，電站收入主要來源主要為容量電費(fèi)收入。
抽水蓄能電站目前以電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)獨(dú)資或控股投資建設(shè)為主，逐步建立引入社會(huì)資本的多元市場(chǎng)化投資。由于抽水蓄能電站主要服務(wù)于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，過去基本由電網(wǎng)企業(yè)負(fù)責(zé)開發(fā)，抽水蓄能電站的盈利與整個(gè)電網(wǎng)運(yùn)營(yíng)利潤(rùn)進(jìn)行捆綁式計(jì)算，發(fā)電企業(yè)建設(shè)抽水蓄能電站的積極性不高。隨著633號(hào)文進(jìn)一步明確抽水蓄能電站盈利模式和成本傳導(dǎo)機(jī)制，更多發(fā)電企業(yè)開始投資抽水蓄能電站。
國(guó)網(wǎng)新源、南網(wǎng)雙調(diào)仍為最大的抽蓄運(yùn)營(yíng)商，發(fā)電企業(yè)裝機(jī)容量快速增長(zhǎng)。從目前已投運(yùn)+在建項(xiàng)目來看，發(fā)電企業(yè)投資的抽水蓄能電站數(shù)量占比已達(dá)到15%，中廣核集團(tuán)、三峽集團(tuán)權(quán)益裝機(jī)容量接近3GW(對(duì)比國(guó)網(wǎng)新源39.4GW、南網(wǎng)雙調(diào)6.7GW)。從投資主體來看，五大電力企業(yè)中華電集團(tuán)最為積極(控股福建周寧)，中廣核、中核等核電企業(yè)均參股或控股抽水蓄能電站，三峽集團(tuán)旗下三峽重工也積極參與項(xiàng)目投資開發(fā)，權(quán)益裝機(jī)容量?jī)H次于中廣核集團(tuán)。
發(fā)電企業(yè)投資抽水蓄能主要為助力新能源開發(fā)、配套調(diào)峰資源。隨著新能源比例的提升，調(diào)峰資源的稀缺性凸顯，部分省份在獲取新能源項(xiàng)目開發(fā)指標(biāo)時(shí)需要配套一定的調(diào)峰資源。對(duì)于大型發(fā)電企業(yè)而言，隨著資金成本的下行，擁有6.5%穩(wěn)定回報(bào)的抽水蓄能項(xiàng)目開發(fā)具備一定的吸引力，可作為爭(zhēng)取新能源項(xiàng)目指標(biāo)的配套調(diào)峰資源；此外，對(duì)于傳統(tǒng)火電、水電業(yè)務(wù)增長(zhǎng)空間受限制的發(fā)電企業(yè)而言，抽水蓄能業(yè)務(wù)也是擴(kuò)大公司裝機(jī)規(guī)模和收入空間的重要方向。
不同類型投資主體抽蓄電站數(shù)量比例
在運(yùn)+在建發(fā)電企業(yè)控股抽水蓄能電站梳理（截止于2022年4月）
發(fā)電企業(yè)抽水蓄能權(quán)益裝機(jī)容量(在運(yùn)+在建項(xiàng)目)
報(bào)告認(rèn)為收益有持續(xù)上行趨勢(shì)?，F(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差下，抽水蓄能電量電費(fèi)收入有望增加，為項(xiàng)目回報(bào)帶來上行空間。633號(hào)文指出，在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格及規(guī)則結(jié)算。此外，抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價(jià)、不承擔(dān)政府性基金及附加。抽水蓄能電站參與電力市場(chǎng)所獲收益的20%可以直接留存，剩余80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減。在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下抽水蓄能電站有望賺取價(jià)差，在固定的容量電費(fèi)之外再獲得額外的電量電費(fèi)收入。
抽水蓄能電站參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)主要有“按需調(diào)度”和“自調(diào)度”兩種模式。
“按需調(diào)度”模式：抽水蓄能電站仍然由電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)按需調(diào)度，但按照當(dāng)時(shí)的現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)進(jìn)行結(jié)算。由于抽水蓄能電站運(yùn)行效率為75%，那么只要現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差大于25%即可實(shí)現(xiàn)正向價(jià)差套利。
“自調(diào)度”模式：抽水蓄能電站可在日前自行決定發(fā)電/抽水運(yùn)行曲線，在低谷低價(jià)時(shí)段抽水、高峰高價(jià)時(shí)段發(fā)電，即自主實(shí)現(xiàn)現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差套利，彌補(bǔ)抽發(fā)損耗成本，賺取合理收益。目前山東省獨(dú)立儲(chǔ)能電站參與現(xiàn)貨市場(chǎng)即采用該模式。
抽水蓄能逐步納入輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制。抽水蓄能是電網(wǎng)重要的輔助服務(wù)資源。過去，由于輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制的不完善，抽水蓄能的輔助服務(wù)價(jià)值主要通過容量電費(fèi)(即“包干價(jià)”)來體現(xiàn)。當(dāng)前，部分地區(qū)在新版“兩個(gè)細(xì)則”中已將抽水蓄能納入，并且給定了補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，但實(shí)際補(bǔ)償電量比例仍然較低。未來，隨著輔助服務(wù)品種多元化和補(bǔ)償機(jī)制的完善，抽水蓄能有望通過提供市場(chǎng)化或有償?shù)妮o助服務(wù)獲得收益。
站在目前時(shí)點(diǎn)看，在大量新能源需要并網(wǎng)消納的背景下，抽水蓄能或?qū)⒊蔀樘峁╈`活性資源的中堅(jiān)力量，即將迎來廣闊發(fā)展空間。
