基于兩部制電價的抽水蓄能投資回收與價格疏導(dǎo)機制分析報告

1、基于兩部制電價的抽水蓄 能投資回收與價格疏導(dǎo)機制初探2022.09目 錄1新型電力系統(tǒng)運行曲線功率/GW05:0020:0025155510:0015:00時刻隨著新能源和核電的快速發(fā)展，我國電源電網(wǎng)結(jié)構(gòu)發(fā)生了較大變化，電力系統(tǒng)調(diào)峰、新能源消納以及 大功率缺失情況下的頻率控制和有功控制等問題日漸突出。加快抽水蓄能發(fā)展，是解決特高壓直流饋入事 故備用問題，滿足清潔能源大規(guī)模開發(fā)和受電區(qū)域調(diào)峰要求等新形勢的需要。抽水蓄能原理1抽水蓄能電站截止2021 年我國規(guī)模最大的電能存儲載體，3639萬千瓦，世界第一位。技術(shù)最為成熟，成本最低，安全性最為可靠?？梢蕴峁╇娏ο到y(tǒng)所需的幾乎所有調(diào)節(jié)需求。建設(shè)周期長

2、，選址受限。國內(nèi)外發(fā)展對比抽蓄電站是電力系統(tǒng)的重要組成部分，我國抽蓄 電站裝機比例與世界發(fā)達國家相比尚存在較大差 距，未來我國抽蓄電站仍存在較大發(fā)展空間。在全球抽蓄裝機大國中：日本在役抽蓄電站占總裝機8.5%。意、西、德、法占總裝機3.5%6.6%。2021年底我國僅占裝機1.5%。我國在運抽水蓄能裝機分布（截止2021年6月）12021年我國抽水蓄能技術(shù)新進展吉林敦化抽蓄電站在國內(nèi)首次實現(xiàn)700米級超高水頭、高轉(zhuǎn)速、大容量抽 水蓄能機組的完全自主研發(fā)、設(shè)計和制造，成功建設(shè) 嚴寒地區(qū)抽水蓄能電站首個瀝青混凝土心墻堆石壩。浙江長龍山抽蓄電站最大發(fā)電水頭( 756 m)、機組額定轉(zhuǎn)速( 5 號6

3、號機組600r/min)、高壓鋼岔管HD值(4800mm)均為世界第一。黑龍江荒溝抽蓄電站填補國內(nèi)空白的技術(shù)創(chuàng)新成果“分數(shù)極路比”繞 組技術(shù) 。廣東陽江抽蓄電站國內(nèi)單機容量最大（40萬千瓦）的全自主化制造、世 界首條800m級水頭的鋼筋混凝土襯砌水道。河北豐寧抽蓄電站世界裝機容量最大的抽水蓄能電站（360萬千瓦），在 國內(nèi)首次引進使用變速機組技術(shù)。1到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模 較“十三五”翻一番，達到6200 萬千瓦以上。到2030年，我國抽水蓄能電站產(chǎn) 總規(guī)模達到1.2億千瓦。到2035年，形成滿足新能源高比 例大規(guī)模發(fā)展需求的，技術(shù)先進、 管理優(yōu)質(zhì)、國際競爭力強的抽水 蓄能現(xiàn)代化產(chǎn)業(yè)

4、，培育形成一批 抽水蓄能大型骨干企業(yè)。2021年抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）我國在建抽水蓄能裝機分布（2021年6月）目 錄2，抽水蓄能電站的運行方式?jīng)Q定了所處工況，不同工況影響著電站發(fā)揮的功能和相應(yīng)的收益，有些運行方式 下幾種效益可能同時存在。抽水蓄能電站工況、運行方式和發(fā)揮功能關(guān)系圖國家運營機制具體實施方法日本抽水儲能電站電價機制有 兩種租賃制：電源開發(fā)公司是獨立的電源開發(fā) 商，其建設(shè)和經(jīng)營的抽水蓄能電站，全部 采用租賃經(jīng)營模式。內(nèi)部核算制：電力公司是發(fā)輸配售一體， 擁有大量發(fā)電資產(chǎn)，包括抽水蓄能電站法國主要由EDF統(tǒng)一建設(shè)經(jīng)營電站沒有獨立的經(jīng)營權(quán)，完全按照EDF.的 要

5、求調(diào)度：EDF也統(tǒng)一負責(zé)電站的還本付 息、利潤和稅收等以及對電站的運行考核英國抽水儲能電站收入包括兩 部分年度交易中的固定收入（基于調(diào)峰電量和 輔助服務(wù))；參與平衡市場交易中的電量 銷售(變動部分)美國主要由電網(wǎng)建設(shè)和經(jīng)營， 電價機制主要有三種電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營：參與電力市場競價；租賃 制。德國斯洛施維克公司是專門建 設(shè)和管理抽水蓄能電站的 股份有限公司，由四家電 力公司合資組成現(xiàn)擁有5個電站，20臺機組，發(fā)電容量184萬千瓦；由使用電廠的電網(wǎng)股東付費 每年支付類似租賃的費用；費用每年不同 主要在于各電廠的大修和資本性開支差別 要由董事會核定。8中國現(xiàn)行抽水蓄能電站電價可 歸為四種模式單一電量電價；

6、兩部制電價；租賃模式； 納入輸配電成本消納。2第一階段第二階段第三階段電力市場化改革前，抽蓄電 站由電網(wǎng)統(tǒng)一運營或租賃運 營，其定價也未實行獨立價 格機制；關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管 理 有 關(guān) 問 題 的 通 知 （2004）、關(guān)于桐柏、泰 安抽水蓄能電站電價問題的 通知（2007）等；抽水蓄能電站由政府核定單 一容量（電量）電價或者兩 部制電價，并將其納入電網(wǎng) 購銷價差中進行疏導(dǎo)。我國抽水蓄能價格政策的歷史沿革總體上可以追溯到2004年。伴隨著我國抽水蓄能電站投 資運營模式的轉(zhuǎn)變，以及我國電力市場化改革進程的不斷推進，總體來看抽水蓄能價格機制基 本上較好地契合了抽蓄電站不同發(fā)展階段的需要，其政

7、策演變可以劃分為三個階段：伴隨著投資主體的逐步多元 化，抽蓄電站初步明確了獨 立價格機制，但成本傳導(dǎo)渠 道尚未理順；關(guān)于完善抽水蓄能電站價 格形成機制有關(guān)問題的通知（2014）、省級電網(wǎng)輸 配電價定價辦法（試行）（2016）等；抽水蓄能大規(guī)模建設(shè)和發(fā)展 被提上日程，但受限于成本 疏導(dǎo)問題，各方投資主體均 持觀望態(tài)度。新的定價機制和傳導(dǎo)機制的 確立，解決了由政府定價向 市場競價的過渡問題 ；關(guān)于進一步完善抽水蓄能 價 格 形 成 機 制 的 意 見 （2021）、關(guān)于開展抽水 蓄能定價成本監(jiān)審工作的通 知）（2022）等；較好地體現(xiàn)了市場化的改革 方向，有利于引導(dǎo)多元化投 資主體加快推進抽水蓄能

8、電 站建設(shè)，抽水蓄能電站建設(shè) 進入快車道。2、項目裝機（萬千瓦）電價機制電價疏導(dǎo)方式浙江天荒坪180兩部制容量：549.9元/千瓦 年抽水：0.404元/千瓦 時上網(wǎng)：0.5751元/千 瓦時上海42.9%，江蘇28.6%，浙江19%， 安徽9.5%；銷價全額疏導(dǎo)。安徽響洪甸8單一電量 電價抽水：0.214元/千瓦 時上網(wǎng)：0.85元/千瓦時安徽；銷價全額疏導(dǎo)河南回龍12單一電量 電價抽水：0.213元/千瓦 時上網(wǎng)：0.65元/千瓦時河南；銷價全額疏導(dǎo)河北潘家口27容量租賃容量：549.9元/千瓦 年京津唐；銷價全額疏導(dǎo)吉林白山30容量租賃容量：300元/千瓦年遼寧、吉林、黑龍江；銷價全額疏

9、導(dǎo)山東泰山100容量租賃容量：459元/千瓦年25%招標采購抽水解決、50%電網(wǎng)承擔(dān)25%銷價疏導(dǎo)浙江桐柏120容量租賃容量：403元/千瓦年浙江7/12，上海5%；25%招標采購抽 水解決、50%電網(wǎng)承擔(dān)、25%銷價疏導(dǎo)江蘇宜興100容量租賃容量：561元/千瓦年江蘇；25%招標采購抽水解決、50%電 網(wǎng)承擔(dān)、25%銷價疏導(dǎo)安徽狼牙山60容量租賃容量：446元/千瓦年安徽50%，上海50%；25%招標采購抽 水解決、50%電網(wǎng)承擔(dān)、25%銷價疏導(dǎo)河北張家灣100容量租賃容量：491元/千瓦年河北南網(wǎng)；25%招標采購抽水解決、50%電網(wǎng)承擔(dān)、25%銷價疏導(dǎo)山西西龍池120容量租賃容量：443元

10、/千瓦年25%招標采購抽水解決、50%電網(wǎng)承擔(dān)、浙江天荒坪項目已經(jīng)實現(xiàn) 了兩部制電價；其他在運的電站多數(shù)以容 量租賃的方式獲取收益；價格在300-561元/千瓦 年之間；多數(shù)抽蓄電站的容量電費 由相鄰省份按照一定的比 例分擔(dān)。我國的抽水蓄能電站 正經(jīng)由單一容量租賃制或 單一電量制向兩部制電價 機制轉(zhuǎn)變，主要的抽蓄電 站電價及其疏導(dǎo)機制歸納 如表所示。2抽蓄633號文抽水蓄能在電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定運行和促進清潔能源消納中發(fā)揮重要作用，從目前的電價政策體系 來看，為系統(tǒng)服務(wù)的抽水蓄能電站，電價將主要通過省級輸配電價疏導(dǎo)到市場用戶側(cè)，疏導(dǎo)方式單一，亟 需深入研究抽水蓄能的新能源消納作用機理和科學(xué)合理的

11、電價疏導(dǎo)策略。自2023年起，實施兩部制電價，容量電價用于固定 投資回收，電量電價用于抵償抽發(fā)損耗。容量電價：按照資本金20%，40年折舊年限，25年 還貸，對標先進運維成本，按資本金內(nèi)部收益率6.5%核定；納入輸配電價回收；每三年重新核算， 與輸配電價同步。電量電價：現(xiàn)貨市場開啟前，鼓勵抽水電量招標， 由電網(wǎng)承擔(dān)的抽水電價納入輸配電價回收；現(xiàn)貨市 場開啟后由市場定價，利潤的80%在下個周期核定容 量電價時扣減。輔助服務(wù)：利潤的80%在下個周期核定容量電價時 扣減。目 錄3iiNii 0 (1 IRR) 0（CI -CO）內(nèi)部收益率法內(nèi)部收益率（IRR，%）是指治理方案計算期內(nèi)，與項目資本金相

12、關(guān)的凈 現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計等于零時的折現(xiàn)率，是項目投資的盈利率，反映了投資的 使用效率。其核算依據(jù)是抽水蓄能電站經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核 定容量電價。收益CIi p1Vi ,backii ,comeCI pV 0.8 B1i B2i （新監(jiān)管周期前）pV （新監(jiān)管周期開始）臨時容量電費核定的收益新的監(jiān)管周期的收益支出建設(shè)費用IN123CIN1CIN2CIN3C1 tax1 tax1 taxzjINCi1 CCZ iC fni 1t 1 k C IN E t C in tr利息支出稅費支出增值稅、附加稅、企業(yè)所得 稅運維大修費insC iN V內(nèi)部收益率法3裝機容量(MWp)1400.

13、000單位造價(元/Wp)5.56總造價(萬元)778400自有資本金比例20%貸款比例80%自有資本金(萬元)155680貸款金額(萬元)622720貸款利率4.00%貸款年限(年)25還款方式等額本息折舊年限(年)40年折舊費用(萬元)16468.15殘值率5.00%殘值（萬元）34669.78是否將殘值計入收入是可抵扣增值稅(萬元)85004.42建設(shè)期(月)70運維材料單價(元/W)0.02年運維材料費用(萬元)2800運維費用單價(元/W)0.02年運維費用(萬元)2800管理人員人數(shù)24管理人員年薪（萬元）600項目保險取費率0.01%年電站保險費用(萬元)77.84評測檢測費單價

14、（元/MW）600評測檢測費用（萬元/年）84大修成本(元/kW)10大修起計年(第幾年開始)6以2021年投運的某座抽水蓄能電站為例進行容量電價核算，電站裝機容量140萬千瓦，安裝4臺35萬千瓦 可逆式水泵水輪機組。工程總投資77.89億元，折合0.556萬元/千瓦。該項目按照自有資本金20%，貸款25年， 利率4%，等額本息還款方式，40年后殘值5%設(shè)定，基本信息和運行費用如下表所示。基本信息運行費用容量電價（元/千瓦時年）42340年資本金收益率6.50%資本金回收期(年)22.725年資本金凈現(xiàn)值（萬元，基準 折現(xiàn)率取6%）-68726.2140年資本金凈現(xiàn)值（萬元，基準 折現(xiàn)率取6%

15、）16202.52臨時容量電價核算結(jié)果若該省單獨承擔(dān)該抽水蓄能電站的 成本，省內(nèi)年度工商業(yè)電量為732.55億千瓦 時，則該抽水蓄能電站將抬高輸配電成本 423*140/732.55/10000=8.0810-3元/千瓦時。3然后，假設(shè)該電站經(jīng)過三年的監(jiān)管運營周期后，即將開展第二個三年的容量電費核定，在第一個運 營周期該抽水蓄能電站積極投身電量市場和輔助服務(wù)市場，前三年獲得的收益如表所示，電量收益和輔 助服務(wù)收益之和的80%納入第一個監(jiān)管周期的收益后核算第二個監(jiān)管周期的容量電價。年份電量收益輔助服務(wù)收益額外總收益計入容量電價核算的收益130004000700056002400050009000

16、7200350006000110008800第一個監(jiān)管周期內(nèi)的額外收益（萬元）容量電價（元/千瓦時年）409.540年資本金收益率6.50%資本金回收期(年)23.825年資本金凈現(xiàn)值（萬元，基準折現(xiàn)率 取6%）-66994.9640年資本金凈現(xiàn)值（萬元，基準折現(xiàn)率 取6%）15181.49第二個監(jiān)管周期容量電價核算據(jù)此，在未來37年資本金收益率6.5%條件下， 根據(jù)以上模型可計算得出該抽水蓄能電站的容 量電價需核定為409.5元/千瓦時年，可見容量 電費下降了13.5元/千瓦時年?；厥掌谟兴?長，25年資本金凈現(xiàn)值虧損有所降低，40年資 本金凈現(xiàn)值也有所降低。3電站建設(shè)造價成本影響貸款利率

17、影響運維費率影響人工費率影響容量電價影響因素分析目 錄4原進入輸配電價金額：抽水電費支出容量電費支出抽水電量招標現(xiàn)貨市場購售電特殊電源容量租賃現(xiàn)貨價差利潤的80%輔助服務(wù)收益的80%剩余抽水電費剩余容量電費最終進入輸配電價金額關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（633號文）在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算；在電力現(xiàn)貨市場 尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，鼓勵委托 電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標方式采購，抽水電價按中標電價執(zhí)行。鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制，上一監(jiān)管周期

18、內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電 價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減，形成 的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)。抽水蓄能電站明確同時服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機組容量分攤比例。主要依據(jù)：關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企 業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并 網(wǎng)規(guī)模的通知4以我國某區(qū)域公司和所轄的某省級電網(wǎng)公司為例，分析近中遠期抽水蓄能的價格疏導(dǎo)成效.設(shè) 定抽水蓄能抽水小時數(shù)為1780，抽發(fā)效率為75%，抽水蓄能電站未經(jīng)疏導(dǎo)的容量電價取430元/千瓦 時年。范圍類別單位現(xiàn)狀（2021年）近期（2025年）中期（2030年）遠期（2035年）區(qū)域電網(wǎng)抽蓄裝

19、機萬千瓦25583016902000風(fēng)電裝機萬千瓦381489001126012320光伏裝機萬千瓦1579327056407584全社會電量億千瓦時5636608674368680A省公司抽蓄裝機萬千瓦135290530900風(fēng)電裝機萬千瓦665155021002900光伏裝機萬千瓦34658011001740抽發(fā)損耗分攤率%22222222容量電費分攤率%17171717工商業(yè)電量億千瓦時68583510201129近期主要考慮現(xiàn)貨市場運行尚 未成熟時的情況，暫不考慮現(xiàn) 貨市場對抽蓄成本的疏導(dǎo)作用， 抽水蓄能相對于新型儲能價格 優(yōu)勢明顯；中期主要考慮現(xiàn)貨市場已經(jīng)開 啟，新型儲能價格降低到穩(wěn)

20、定 值，抽水蓄能與新型儲能競爭 格局形成時的情況；遠期主要考慮各項機制已經(jīng)成 熟，抽水蓄能與新能源裝機、 交易電量進入微增長階段時期 的情況。4范圍類別單位疏導(dǎo)前疏導(dǎo)量疏導(dǎo)后網(wǎng)公司抽蓄裝機萬千瓦830830抽水電量億千瓦時147.747473.74抽水價差元/千瓦時0.09330.0933抽發(fā)損耗億元/年13.78 6.90 6.88 容量電價元/千瓦時年430129.76 300.24 容量電費億元/年35.6924.92 輔助服務(wù)收益億元/年01.6輔助服務(wù)扣減容量電費億元/年1.28容量租賃價格元/千瓦時年350容量租賃規(guī)模萬千瓦271.08容量租賃收益億元/年9.49 總成本億元/年4

21、9.47 31.80 省公司抽蓄裝機萬千瓦290290抽發(fā)損耗分攤率22%22%抽發(fā)損耗億元/年3.03 1.52 1.51 容量電費分攤率17%17%容量電費億元/年6.07 1.83 4.24 總成本億元/年9.10 3.35 5.75 以我國某區(qū)域公司和所轄的某省級電網(wǎng)公司為例，分析近中遠期抽水蓄能的價格疏導(dǎo)成效：近期：抽水電量招標+風(fēng)光容量租賃在2025年左右預(yù)計全網(wǎng)抽水蓄能達到830萬千瓦，容量電價 按照430元/千瓦年考慮?，F(xiàn)貨市場沒能全面開啟，預(yù)計50%的電量采用招標。新增風(fēng)電、光伏的40%采用容量租賃的方式向抽蓄租賃自身 容量10%的容量，價格350元/ 430元/千瓦年。某省

22、分攤22%的電量、17%的容量電費。在2025年前后成本 由9.1億元/年疏導(dǎo)至5.75 億元/年，抬高輸配電價由1.1分/ 千瓦時降低至0.69分/千瓦時。4在2030年左右預(yù)計全網(wǎng)抽水蓄能達到1690萬千瓦，容量電 價按照430元/千瓦年考慮。現(xiàn)貨市場開啟，抽水電量成本不再進入輸配電價。新增風(fēng)電、光伏的50%采用容量租賃的方式向抽蓄租賃自 身容量10%的容量，價格350元/ 千瓦年。某省分攤22%的電量、17%的容量電費。在2030年前后成本 由18.53億元/年疏導(dǎo)至8.67億元/年，抬高輸配電價由1.8 分/千瓦時降低至0.85分/千瓦時。范圍類別單位疏導(dǎo)前疏導(dǎo)量疏導(dǎo)后網(wǎng)公司抽蓄裝機萬

23、千瓦1690830抽水電量億千瓦時300.82300.820抽水價差元/千瓦時0.09330.0933抽發(fā)損耗億元/年28.0728.070.00容量電價元/千瓦時年430128.17301.83容量電費億元/年72.6751.01輔助服務(wù)收益億元/年01.9輔助服務(wù)扣減容量電費億元/年1.52容量租賃價格元/千瓦時年350容量租賃規(guī)模萬千瓦575.35容量租賃收益億元/年20.14總成本億元/年100.7451.01省公司抽蓄裝機萬千瓦530530抽發(fā)損耗分攤率22%22%抽發(fā)損耗億元/年6.186.180.00容量電費分攤率17%17%容量電費億元/年12.353.688.67總成本億元/年18.539.868.67中期：現(xiàn)貨市場+風(fēng)光容量租賃4在2035年左右預(yù)計全網(wǎng)抽水蓄能達到2000萬千瓦，容量電價 按照430元/千瓦年考慮。現(xiàn)貨市場成熟，抽發(fā)電量盈利的80%反哺容量電費。新增風(fēng)電、光伏