新價格形成機制下抽水蓄能電站投資建設盈利能力研究

段敬東

（國家能源集團技術經濟研究院，北京市 102211）

0 引言

隨著以新能源為主體的新型電力系統建設提速，為了消納大規模、高比例的可再生能源，將波動性、間歇性、難以調節的清潔能源變成系統友好、安全可靠的穩定電源，靈活機動、深度調峰、快速啟停的調節能力成為電力系統中越來越稀缺的資源。抽水蓄能電站具有調節規模大、調度靈活、響應速度快等優點，可滿足以新能源為主體的新型電力系統的調節需求。

目前，我國已投運抽蓄電站裝機占比僅為全部電力裝機的1.4%，存在著發展相對滯后、投資主體單一等問題，主要原因在于抽水蓄能電價機制尚不健全。2021年4月，國家發展改革委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號），為抽水蓄能電站的建設運營彌補成本、合理收益提供了保障，是促進抽水蓄能可持續發展的重要政策文件。本文將對在新的電價機制下，抽水蓄能項目如何挖掘盈利能力、提高自爭力，如何進行區域布局進行分析研究，為投資建設抽水蓄能電站提供參考。

1 我國抽水蓄能發展現狀及存在問題

1.1 發展現狀

截至2020年，我國抽水蓄能電站投運總裝機規模3149萬kW，在建總裝機規模5373萬kW[1]，主要分布在華東、華北、南方電網等自然資源較好、經濟發達、用電負荷高的地區，西北等新能源占比高、外送基地集中地區暫無已投運抽水蓄能電站。

2016年以前，我國抽水蓄能電站處較低運行水平，發電小時在600h左右，2016～2018年，抽水蓄能電站運行有較大提升，平均發電小時達1100h以上，其中，用電負荷較高地區如北京、江蘇、安徽，核電機組集中地區如遼寧、福建、廣東、浙江，外來電集中地區如河南、湖南等，抽水蓄能電站的發電小時數高于全國水平。

目前，我國大約90%的已建抽水蓄能電站由電網企業獨資或控股建設，國家電網區域是國網新源控股有限公司，南方電網區域是南方電網調峰調頻發電有限公司，其中，新源公司運營的抽水蓄能電站約20座、裝機容量1907萬kW，約占全國抽水蓄能的60%；由發電企業控股在建的抽水蓄能電站有兩個，分別為中國長江三峽集團有限公司浙江長龍山抽水蓄能電站（210萬kW），中國華電集團有限公司福建分公司周寧抽水蓄能電站（120萬kW）；由地方國企控股的已投運抽水蓄能電站有3個，分別為江蘇國信控股的沙河抽水蓄能、溧陽抽水蓄能電站，寧波國企控股的溪口抽水蓄能電站；另有福建省投的永泰抽水蓄能電站在建。

1.2 發展規劃

根據已建、在建和已批復的抽水蓄能電站選點規劃或規劃調整成果，截至2019年，我國抽水蓄能規劃站點總裝機容量約1.2億kW，其中，華東電網最多4129萬kW，其次為華北電網2327萬kW，華中、南方、東北電網分別為1959萬、1448萬、1110萬kW，西北電網最少為820萬kW[2]。2020年，國家能源局發布《關于開展全國新一輪抽水蓄能中長期規劃編制工作的通知》（國能綜通新能〔2020〕138號），要求各地充分挖掘當地水能資源潛力，優選符合條件的抽水蓄能站點，切實為新型電力系統建設打下扎實基礎。

根據全球能源互聯網發展合作組織預測，到2030年我國抽水蓄能電站規模將達到1.13億kW裝機容量，到2060年將達到1.8億kW裝機容量。2021年3月，國家電網有限公司提出“十四五”期間，將在新能源集中地區及電力負荷中心新增建設抽水蓄能電站裝機容量2000萬kW以上，投資規模超過1000億元。

1.3 存在問題

我國抽水蓄能裝機占比低，在運抽水蓄能電站占全國電力總裝機的1.4%，而西方發達國家此數據通常為3%～10%，日本抽水蓄能電站裝機容量占其國內發電總裝機容量的8%以上[3]。2016～2019年期間，我國新開工抽水蓄能電站裝機容量為3183萬kW，為“十三五”規劃目標的53.1%；2019年底投產總裝機容量3029萬kW，為“十三五”規劃的75.7%，建設滯后于規劃，與近兩年蓬勃發展的風電、光伏等新能源相比差距較大。另外，我國抽水蓄能主要集中在華北華東等地，建設區域分布不均，投資主體單一，社會資本參與程度低。

我國抽水蓄能電站建設相對落后、社會參與程度低的原因，有站點選址困難、前期設計論證與開發建設周期長等因素，但最主要的在于沒有形成有效的電價形成疏導機制。我國部分已投運抽水蓄能電站電價情況參見表1。

表1 我國部分已投運抽水蓄能電站電價情況Table 1 Electricity price of some pumped storage power stations in-operation

我國抽水蓄能電價歷史上存在單一容量電價（租賃）、單一電量電價、兩部制電價等多種模式。單一容量電價收入來自固定容量電費，收益與機組利用率基本無關，機組運行時間增加反而會提高運營成本，抽水蓄能電站缺乏發電積極性；單一電量電價沒有固定容量電費收入，通過抽發電量盈利，導致抽水蓄能電站調用頻繁、多發超發。

2014年，國家發展改革委《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號），提出實行兩部制電價，電量電價彌補抽發電損耗等變動成本，容量電價彌補固定成本及準許收益，按無風險收益率（長期國債利率）加1～3個百分點的風險收益率確定，納入當地省級電網運行費用統一核算。2016年，國家發展改革委《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》（發改價格〔2016〕2711號），明確抽水蓄能電站是與省內共用網絡輸配電業務無關的固定資產，從此抽水蓄能電站的資產、成本費用剔除在電網有效資產和輸配電成本定價的范圍之外，導致抽水蓄能電站容量電費無法全額疏導至銷售電價，影響了抽水蓄能電站的建設熱情。

2 抽水蓄能電站盈利能力分析

2.1 新價格機制分析

2021年4月30日，國家發展改革委印發的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號，下稱《完善意見》），堅持和完善了兩部制電價的思路，其中：

電量電價：回收抽水、發電的運行成本，以競爭性方式形成。在電力現貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算；在電力現貨市場尚未運行的地方，抽水電量可由電網企業提供，抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行，也可委托電網企業通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執行。收益的20%由抽水蓄能電站留存，進一步調動抽水蓄能參與市場積極性。

容量電價：回收的是抽發運行成本外的其他成本并獲得合理收益。在成本調查基礎上，對標行業先進水平合理確定核價參數，按照資本金內部收益率6.5%、經營期40年對電站年度凈現金流進行折現，以實現整個經營期現金流收支平衡為目標核定。

《完善意見》的發布，解決了原有價格機制與市場建設不能有效銜接的突出矛盾，釋放了穩定的合理收益預期，為社會資本投資抽水蓄能電站提供了必需的機制遵循。

2.2 電量電價盈利分析

根據《完善意見》，電量電價維持抽發運營，通過峰谷價差套利（有現貨市場）或保持基本收支平衡（無現貨市場）。理想的市場中，抽水蓄能電站通過參與電能量市場，利用低谷電價抽水，在系統用能高峰以較高電價發電，獲取發電收益。電能市場是否盈利考驗的是抽水蓄能電站在系統中合理工作位置的設定以及運營階段對分時現貨市場的把握。

我國第一批8個電力現貨市場建設試點省份為廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等，2021年5月國家再次擴大電力現貨試點范圍，選擇上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現貨試點。由于處于現貨交易市場建設初期，我國大多數地區尚未建立以分時電價為基礎的現貨市場，調頻輔助服務市場同現貨交易市場的關系也各有不同，有獨立運行的，如廣東、山東、四川、甘肅、山西、福建等，也有聯合優化、一體出清的，如浙江、山西等。未來隨著電力現貨交易市場建設的不斷完善，實時電價將引導電力供需自平衡，抽水蓄能電站調峰價值將回歸到峰谷電價上。

國內外電力市場運行經驗表明，成熟電力市場的峰谷現貨電價比在1.5～2倍。以美國PJM市場為例，2015年度高峰時段日前現貨電價均值為40.97美元/MWh，低谷電價均值為28.11美元/MWh，負荷高峰時段平均電價為低谷時段平均電價的1.4倍。澳大利亞電力市場高峰電價為41澳元/MWh，低谷電價為21澳元/MWh，負荷高峰時刻平均電價為低谷時刻平均電價的2倍左右[4]。

按照通常意義上抽水蓄能電站的綜合效率75%為基礎，測算不同峰谷現貨電價比下的抽發電量收益。其中，發電量為Q，當地燃煤標桿上網電價為s。

由表2可見，峰谷電價比為1.33，即抽水電價為發電電價的75%時，抽發收益達到平衡，低于此值虧損，若高于此值，峰谷電價比越大，收益越高。除價差外，基本電價同樣是影響收益的重要因素。因此，抽水蓄能電站的建設宜選擇基礎電價高、調峰需求高、電力市場較為完善的地區，合理確定在電力系統中的工作位置，保障抽水發電盈利。

表2 峰谷電價比與收益關系測算Table 2 Calculation of the relationship between peak-valley price ratio and income

2.3 建設運維成本分析

《完善意見》明確以行業先進水平合理確定容量電價核價參數，運行維護費率按在運電站從低到高排名前50%的平均水平核定，旨在容量電價中引入競爭成分，控制好開發及運維成本成為抽水蓄能電站建設投資回收的關鍵。

抽水蓄能電站前期建設周期長，一個項目從預可行研究到建成投產正常情況下需要8～10年時間，“十三五”期間，我國抽水蓄能電站單位千瓦總投資平均值約為6300元/kW[5]，預計“十四五”期間將略有上漲，單位造價平均約為6400元/kW。其中，東北、華北、華東、華中、南方、西北區域單位造價預計分別為6600、6700、6000、6300、5800、7500元/kW。按照《完善意見》的核定辦法，依據現行抽水蓄能電站經濟評價暫行辦法[6]，以120萬kW裝機、連續發電11h、建設期6年的抽水蓄能電站為例，在不考慮電量電價收益的條件下，主要電網區域的容量電價預測如表3所示。

表3 主要電網區域容量電價預測Table 3 Forecast of regional capacity electricity price of main power grid

根據上述測算，從另一個角度來說，容量電價與總投資額度成正比，投資越高，需要越高的容量電價，在650元/kW（含稅）的容量電價條件下，單位投資應不超過6400元/kW。另外，裝機容量的規模效益對容量電價也有影響，裝機容量越大，對容量電價的需求越小。抽水蓄能電站容量電價與單位千瓦造價關系如圖1所示。

圖1 抽水蓄能電站容量電價與單位千瓦造價關系Figure 1 Relationship between capacity electricity price and unit cost of pumped storage power statio

影響抽水蓄能電站開發成本的因素主要來自站點選址條件，包括地形地質情況、距高比、水資源情況、到負荷中心距離等，其中，距高比參數尤為重要[7]。一般情況下，抽水蓄能電站的經濟水頭為330～600m，距高比小于10具開發價值，距高比越小，引水隧洞越短，開發成本越低，運行費用越少。其次，隨著國家生態環保要求、移民安置以及保障社會穩定等方面政策的不斷收緊，環境保護和水土保持工程專項投資以及建設征地移民安置補償等費用不容忽視。因此，抽水蓄能電站的建設應對以上因素進行統籌考慮，合理控制投資，優選先進運維方式，確保項目成本費用的回收。

2.4 區域開發競爭力分析[8]

2.4.1 華東區域

華東電網包括上海、江蘇、浙江、安徽和福建四省一市電網，其中，福建電網通過浙江電網與華東電網相聯，其抽水蓄能電站滿足本省需求，其余三省一市抽水蓄能電站由國家電網華東分部統一調度，統籌消納。

華東區域在建抽水蓄能電站情況如表4所示。華東區域用電負荷高，增長幅度快，峰谷差大，對調節性的需求高；當地煤電機組比重較大，環保要求嚴格，減排壓力大，增量電力主要為可再生能源和特高壓外來電，調峰缺口大。華東電網三省一市中，上海沒有抽水蓄能站點資源，江蘇省內抽水蓄能電站資源較差，浙江和安徽抽水蓄能站點資源相對豐富且建設條件較好，兩省在滿足自身需求的基礎上，同時承擔支援上海和江蘇調峰需求。目前，華東地區約有1890萬kW站點規劃資源。

表4 華東區域在建抽水蓄能電站情況Table 4 Pumped storage power stations under construction in East China

2.4.2 西北區域

受自然稟賦、水資源、地形地質等條件限制，西北區域抽水蓄能站點資源缺乏，開發成本高，加之當地用電負荷小，調峰需求小，西北區域抽水蓄能發展滯后，目前尚無已投運抽水蓄能電站，在建380萬kW，分別是陜西鎮安抽水蓄能電站140萬kW、新疆哈密抽水蓄能電站120萬kW以及新疆阜康抽水蓄能電站120萬kW，如表5所示。目前，西北地區約有440萬kW站點規劃資源，部分省區如青海省等正在開展新一輪抽水蓄能中長期規劃的需求研究工作。

表5 西北區域在建抽水蓄能電站情況Table 5 Pumped storage power stations under construction in Northwest China

西北區域傳統上以煤電機組為主，水電少，近年新能源發展迅速，其中青海新能源裝機占比高達60%，甘肅、寧夏新能源裝機占比超過40%，新疆、內蒙古、陜西超過30%。西北地區大型風、光基地集中，大比例新能源接入電網帶來的調峰問題日趨嚴重，如僅通過煤電機組進行調峰，燃料及排放帶來的綜合成本過高，亟待其他調峰形式的加入。

2.4.3 華北區域

華北區域站點資源較豐富，是我國抽水蓄能電站發展最早的地區。華北電網火電占比大，風電發展快，缺少事故情況下可快速啟動的常規水電，亟須增加抽水蓄能電站參與調峰和整體平衡，以提高全網運行的安全性與經濟性。

目前，河北省在建抽水蓄能電站裝機容量達640萬kW，是國內在建抽水蓄能電站裝機最多的省份（見表6）。河北省緊鄰京津高用電負荷、高環保要求地區，冀北風電項目開發早建設集中，對調節電源需求大。目前，華北地區約有320萬kW站點規劃資源。

表6 河北省在建抽水蓄能電站情況Table 6 Pumped storage power stations under construction in Hebei province

2.4.4 華中區域

華中區域“缺煤、少油、乏氣”，水電已基本開發完畢，能源對外依存度高，能源供給及需求的季節性不均衡現象突出。華中地區屬三北地區新能源的受端電網，在“十四五”期間，華中電網將形成“以受為主”“強直強聯”“多能互補”的新格局，電力系統亟須調節容量滿足安全運行要求。

目前，華中地區約有840kW站點規劃資源。其中，湖南省水電為主力電源（見表7），裝機占比達 35%，但大部分為徑流式電站，調節能力不強，在冬季枯水期難以適應調峰的需求；電煤價格高企，火電廠季節性調峰的定位嚴重影響企業效益。湖南省目前僅平江一個抽水蓄能電站在建。

表7 湖南省在建抽水蓄能電站情況Table 7 Pumped storage power stations under construction in Hunan province

3 結論

抽水蓄能作當前技術最成熟、功能最齊全、經濟性最好的安全調節資源，可大幅提高電力系統消納間歇性可再生能源的能力，保障電力系統的安全穩定經濟運行，在構建以新能源為主體的新型電力系統中具有不可或缺的地位。因此，應對抽水蓄能電站的建設加以重點關注，選擇在具備站點資源條件、調峰需求大、新能源增速快、基礎電價高地區，開發布局建設抽水蓄能電站，通過優化設計、控制建設造價、改進運維等方式，增強自身競爭力，確保項目成本費用的回收，合理設定電站的工作位置、充分利用峰谷電價差，在電力系統的調節中發揮應有的作用。