抽水蓄能行業(yè)分析當(dāng)前最成熟儲(chǔ)能技術(shù)-行業(yè)迎來黃金發(fā)展期

抽水蓄能行業(yè)分析當(dāng)前最成熟儲(chǔ)能技術(shù)_行業(yè)迎來黃金發(fā)展期（報(bào)告出品方/作者：長城證券，于夕朦，范楊春曉）1、能源結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，調(diào)節(jié)性電源需求激增1.1、限電情況再現(xiàn)，可靠性電源不足是關(guān)鍵大規(guī)模限電情況連續(xù)第二年出現(xiàn)，高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張情況短期難以改變。由于去年全國多省份出現(xiàn)了限電情況，對(duì)經(jīng)濟(jì)和民生產(chǎn)生了一定影響。為了避免限電再次發(fā)生，今年國家在多次會(huì)議上強(qiáng)調(diào)了保障電力供應(yīng)，明確提出了杜絕拉閘限電再度上演。各級(jí)地方政府為此也積極開展了許多工作，包括保障電煤、燃?xì)狻⑷加凸?yīng)、發(fā)放補(bǔ)貼支持電力企業(yè)經(jīng)營、推動(dòng)電力體制改革和出臺(tái)虛擬電廠政策引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)用電。但隨著高溫天氣來臨和用電需求快速復(fù)蘇，多地再次出現(xiàn)了有序用電情況，川渝地區(qū)更是出現(xiàn)了大面積限電。我們認(rèn)為今年在政府已經(jīng)做好充足準(zhǔn)備情況下，限電情況再次發(fā)生，體現(xiàn)出我國目前電力系統(tǒng)冗余很少，可靠性下降的現(xiàn)狀，而這些問題都難以快速解決，短期內(nèi)我國高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張的情況可能會(huì)持續(xù)發(fā)生。我們認(rèn)為連續(xù)兩年發(fā)生限電情況的主要原因是我國可靠性電源不足。過去兩年導(dǎo)致我國限電情況發(fā)生的原因不盡相同：從需求側(cè)看，去年我國率先走出新冠疫情，用電量持續(xù)高增，多地電網(wǎng)用電負(fù)荷創(chuàng)新高，而今年7月開始我國逐漸擺脫新一輪疫情影響，疊加多地高溫天氣導(dǎo)致多地電網(wǎng)用電負(fù)荷再創(chuàng)新高。而從供給側(cè)看，去年由于能耗雙控政策推進(jìn)以及煤價(jià)高企，煤電機(jī)組出力受到影響，而今年則由于極端高溫天氣影響，水電出力顯著下降。但過去兩年導(dǎo)致限制限電發(fā)生的共通原因則是由于我國裝機(jī)結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，發(fā)電端出力穩(wěn)定性下降，可靠電源出力與高峰用電負(fù)荷間存在缺口。1.2、高溫天氣下，多地用電負(fù)荷創(chuàng)新高疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速復(fù)蘇。7月份全國全社會(huì)用電量8324億千瓦時(shí)，同比增長6.3%。根據(jù)國家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量121億千瓦時(shí)，同比增長14.3%；第二產(chǎn)業(yè)用電量5132億千瓦時(shí)，同比下降0.1%；第三產(chǎn)業(yè)用電量1591億千瓦時(shí)，同比增長11.5%；城鄉(xiāng)居民生活用電量1480億千瓦時(shí)，同比增長26.8%。分地區(qū)看，東、中、西部和東北地區(qū)全社會(huì)用電量增速分別為4.6%、10.5%、7.9%和2.2%。電網(wǎng)最大用電負(fù)荷創(chuàng)歷史新高，提高了用電高峰時(shí)期對(duì)發(fā)電端的出力要求。2022年7月我國全國主要電網(wǎng)最高用電負(fù)荷合計(jì)值達(dá)到12.6億千瓦，同比增長5.6%，創(chuàng)歷史新高。分區(qū)域看，除了東北電網(wǎng)，其余區(qū)域電網(wǎng)在7月的用電負(fù)荷均創(chuàng)歷史新高。最高用電負(fù)荷不斷提高對(duì)電源側(cè)的出力和電網(wǎng)運(yùn)行都提出了更高要求，在電力系統(tǒng)無法穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，電網(wǎng)被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方式引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)降低需求。1.3、極端高溫天氣顯著影響水電出力今年三季度受極端天氣影響，多個(gè)流域來水同比顯著減少，影響了水電出力，導(dǎo)致川渝地區(qū)以及華東地區(qū)出現(xiàn)大面積限電。根據(jù)各上市公司公告，2022年第三季度溪洛渡水庫來水總量約422.69億立方米，較上年同期偏枯20.49%；三峽水庫來水總量約1006.83億立方米，較上年同期偏枯54.40%。瀾滄江流域來水同比偏豐2-3成，但因第三季度主汛期（7-9月）來水同比偏枯3-4成，前三季度來水總體同比偏枯1-2成。瀾滄江的來水也明顯偏枯。來水減少顯著影響了水電出力，即使在多家公司有新機(jī)組投產(chǎn)、聯(lián)合調(diào)度增發(fā)電量的情況下，三季度整體發(fā)電量也明顯低于預(yù)期。1.4、電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，可靠電源出力與高峰用電負(fù)荷間存在缺口過去十年我國火電裝機(jī)占比持續(xù)下降，由2011年的72.5%下降至2022年7月的53.4%，而風(fēng)光裝機(jī)占比則由4.5%上升至28%，不可靠電源占比持續(xù)提升。過去十年我國火電和水電裝機(jī)容量占比持續(xù)下降，水火電合計(jì)裝機(jī)容量占比由2011年底的94.3%下降至2022年7月的69.8%，而核電裝機(jī)占比僅從1.2%小幅提升至2.3%，整體看可靠電源裝機(jī)占比持續(xù)下降，不可靠電源裝機(jī)占比提升，電力系統(tǒng)穩(wěn)定性下降。過去十年我國火電發(fā)電量占比持續(xù)下降，但明顯高于裝機(jī)占比。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，過去十年我國可靠電源發(fā)電量占比下降，由2011年的98%下降至2020年的88.3%，但仍維持高位。為了保證電力系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行，需要留有備用機(jī)組，我國各省合理備用率通常在13%-15%，因此可用裝機(jī)容量需高于用電負(fù)荷。為了保障電力供應(yīng)，電力系統(tǒng)可用裝機(jī)容量要高于用電負(fù)荷（可用裝機(jī)容量=用電負(fù)荷（1+合理備用率）），因此需要留有部分機(jī)組以備急用。由于可靠電源裝機(jī)容量下降，在某些時(shí)段我國部分區(qū)域出現(xiàn)裝機(jī)出力將低于用電負(fù)荷的情況，造成限電發(fā)生。以今年7月為例，7月全國最高用電負(fù)荷達(dá)到12.59億千瓦，按照合理備用率14%計(jì)算，當(dāng)時(shí)實(shí)際需要裝機(jī)14.35億千瓦?？紤]各類電源特性以及正常檢修需求，假設(shè)火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能在極端情況下可用容量比例分別為90%、60%、95%、10%和0%，我國7月可靠裝機(jī)容量約為15.06億千瓦，與總需求裝機(jī)接近，電力系統(tǒng)達(dá)到緊平衡。而實(shí)際運(yùn)行中，由于物理限制，全國電網(wǎng)并不是完全互聯(lián)互通、盈缺互濟(jì)的，必須分省平衡，因此在我國電源分布并不平均的情況下，全國數(shù)值的緊平衡就意味著部分地區(qū)在極端情況下會(huì)缺少電源出力。以8月份的四川為例，在極端高溫天氣影響下，四川本省用電負(fù)荷激增而水電出力大幅下降，導(dǎo)致了電網(wǎng)被迫采取限電措施，影響了川渝及華東地區(qū)的用電。我們認(rèn)為由于可靠性電源裝機(jī)規(guī)模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導(dǎo)致四川湖北等地水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來臨時(shí)，我國部分省份可能會(huì)再度出現(xiàn)有序用電情況。而根據(jù)電規(guī)總院預(yù)測，到2023年，我國將有6個(gè)省份電力供應(yīng)緊張、17個(gè)省份電力供應(yīng)偏緊。我們對(duì)未來三年可靠性電源缺口進(jìn)行測算：將假設(shè)條件應(yīng)用在2023年-2025年：（1）極端情況下，夏季火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能可用容量比例分別為90%、60%、95%、10%和0%，冬季火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽能可用容量比例分別為90%、40%、95%、10%和0%；（2）可用裝機(jī)容量=用電負(fù)荷（1+合理備用率），合理備用率為14%；（3）水電（不含抽蓄）、核電、風(fēng)電、太陽能發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)量平均增速分別為2.5%、7%、18%、23%（風(fēng)光為平均增速，三年不一致）；（4）2023-2025年全國最高用電負(fù)荷同比增長7%。經(jīng)測算，三年火電及可靠性電源裝機(jī)缺口約為1326萬千瓦、10417萬千瓦，20162萬千瓦。長期看，我國用電需求和負(fù)荷伴隨經(jīng)濟(jì)增長有望持續(xù)增加，若可靠性電源裝機(jī)建設(shè)不足，限電情況還將頻發(fā)。若想緩解電力供應(yīng)緊張的情況，我們認(rèn)為目前從電源側(cè)看有幾條路徑：1）增建火電尤其是燃機(jī)機(jī)組應(yīng)對(duì)高峰用電；2）加大新能源大基地開發(fā)力度，通過火水電調(diào)節(jié)新能源提高可靠電源裝機(jī)規(guī)模；3）超額建設(shè)新能源，通過足夠多的備用裝機(jī)容量保障可靠性電源規(guī)模；4）大力發(fā)展儲(chǔ)能尤其是超長時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)。2、儲(chǔ)能：新型電力系統(tǒng)重要組成部分，行業(yè)進(jìn)入發(fā)展快車道2.1、新型電力系統(tǒng)對(duì)能源系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力需求激增，儲(chǔ)能迎來發(fā)展良機(jī)能源生產(chǎn)與消費(fèi)之間總是存在著差異，能源系統(tǒng)需要足夠的調(diào)節(jié)能力來消除這些差異。調(diào)節(jié)能力通常可分為功率調(diào)節(jié)和能量調(diào)節(jié)，功率調(diào)節(jié)能力即全部機(jī)組的出力范圍，確保實(shí)時(shí)電力平衡；能量調(diào)節(jié)能力即所有儲(chǔ)能設(shè)施存儲(chǔ)的總能量，確保長期的能量平衡。為了實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)，風(fēng)光等新能源將逐步取代化石能源成為主要的一次能源，而隨著可調(diào)節(jié)化石能源逐步退出，電力可調(diào)節(jié)資源規(guī)模逐步下降，需要引入儲(chǔ)能作為新的調(diào)節(jié)能力來源，以保障電力系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。并且能源系統(tǒng)對(duì)于調(diào)節(jié)能力的需求將隨著新能源滲透率升高而提高，因此儲(chǔ)能成為了新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。近年來國家已經(jīng)出臺(tái)多項(xiàng)政策，鼓勵(lì)儲(chǔ)能行業(yè)快速發(fā)展，包括抽蓄、新型儲(chǔ)能在內(nèi)的各項(xiàng)儲(chǔ)能技術(shù)都有望進(jìn)入快速發(fā)展期。目前儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用場景豐富，按應(yīng)用場景分類可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)以及用戶側(cè)，而根據(jù)電網(wǎng)凈負(fù)荷波動(dòng)的情況，我們可將對(duì)調(diào)節(jié)能力（儲(chǔ)能）的需求分為短時(shí)（秒級(jí)-分鐘級(jí)）、長時(shí)（小時(shí)級(jí)到數(shù)日）以及超長時(shí)（周、月、季）。不同應(yīng)用場景對(duì)儲(chǔ)能的需求不盡相同，而不同時(shí)長的儲(chǔ)能所提供的輔助服務(wù)也不盡相同。目前來看電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的應(yīng)用很多是重合的，而日內(nèi)小時(shí)級(jí)的長時(shí)需求是儲(chǔ)能應(yīng)用的重點(diǎn)。我國儲(chǔ)能裝機(jī)中抽水蓄能仍占絕對(duì)份額，新型儲(chǔ)能占比逐漸增加。根據(jù)《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2022》，截至2021年底，中國已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為46.1GW，同比增長30%。其中抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，為39.8GW，同比增長25%，但所占比重與去年同比繼續(xù)下降，減少3個(gè)pct；增量主要來自新型儲(chǔ)能，累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到5729.7MW，同比增長75%。2021年，中國新增投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模首次突破10GW，達(dá)到了10.5GW，其中，抽水蓄能新增規(guī)模8GW；新型儲(chǔ)能新增規(guī)模首次突破2GW，達(dá)到2.4GW，同比增長54%。2.2、抽水蓄能：技術(shù)成熟，是大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選抽水蓄能是利用水作為儲(chǔ)能介質(zhì)，通過電能與勢能相互轉(zhuǎn)化，實(shí)現(xiàn)電能的儲(chǔ)存和管理。利用電力負(fù)荷低谷時(shí)的電能抽水至上水庫，在電力負(fù)荷高峰期再放水至下水庫發(fā)電。可將電網(wǎng)負(fù)荷低時(shí)的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時(shí)期的高價(jià)值電能。抽水蓄能技術(shù)成熟、反應(yīng)速度快、單機(jī)容量大、經(jīng)濟(jì)性較好、安全性高等特點(diǎn)，是目前大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。抽水蓄能電站可將電網(wǎng)負(fù)荷低時(shí)的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時(shí)期的高價(jià)值電能。抽水蓄能具有技術(shù)成熟、反應(yīng)快速靈活、單機(jī)容量大、經(jīng)濟(jì)性較好等優(yōu)點(diǎn)，是緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，可以調(diào)相運(yùn)行，可以穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，是電力系統(tǒng)事故備用電源，能作為電網(wǎng)黑啟動(dòng)電源，目前是大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。目前我國抽水蓄能裝機(jī)量較高的地區(qū)集中在華南、華東等經(jīng)濟(jì)發(fā)展較強(qiáng)、用電量較高且水電建設(shè)基礎(chǔ)較好的的地區(qū)；其次是東北、華北、華中等以火電為主要電源的地區(qū)；西北地區(qū)除青海省水電裝機(jī)量較高以外，其他地區(qū)以火電為主，風(fēng)光為輔，抽蓄資源基本未開發(fā)；西南地區(qū)水電資源豐富，包括四川、云南等水電輸出大省均未有抽蓄裝機(jī)量，以大型水電站開發(fā)為主。兩網(wǎng)是抽蓄行業(yè)主要投資運(yùn)營主體，未來將有更多玩家進(jìn)入。目前我國主要抽蓄運(yùn)營商為兩網(wǎng)旗下公司，原因在于此前抽蓄的商業(yè)模式及成本疏導(dǎo)機(jī)制不成熟，導(dǎo)致除兩網(wǎng)以外的公司投資抽蓄都很難實(shí)現(xiàn)盈利，而當(dāng)抽水蓄能電站不得納入可計(jì)提收益的固定資產(chǎn)范圍和計(jì)入輸配電成本后，兩網(wǎng)的投資熱情也迅速下降。我們認(rèn)為隨著抽蓄商業(yè)模式改變，兩網(wǎng)會(huì)再次加快對(duì)抽蓄的投資建設(shè)，而掌握流域資源的能源企業(yè)將再次開始投資、建設(shè)、運(yùn)營抽蓄電站，行業(yè)的從業(yè)主體會(huì)增加。2.2.1、抽蓄技術(shù)目前的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢，確保其未來10年的主體地位儲(chǔ)能LCOS是儲(chǔ)能技術(shù)的全生命周期成本除以其累計(jì)傳輸?shù)碾娔芰炕螂姽β?，反映了凈現(xiàn)值為零時(shí)的內(nèi)部平均電價(jià)，即項(xiàng)目投資的盈利點(diǎn)。目前抽水蓄能的LCOS最低，大約為0.25元/kWh，較其他技術(shù)有顯著的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢，短期內(nèi)其他儲(chǔ)能方式無法對(duì)其進(jìn)行大規(guī)模的替代，并且0.3元/kWh的成本也極可能成為其他儲(chǔ)能技術(shù)路線的突破點(diǎn)。而其他新型儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展目前處于百花齊放階段，根據(jù)十四五計(jì)劃，目前國家并未對(duì)某種特定的技術(shù)路線給予特殊扶持和選擇，而是隨著各地區(qū)示范項(xiàng)目的建設(shè)運(yùn)營，驗(yàn)證其技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性水平。充足的抽蓄資源儲(chǔ)備也為行業(yè)發(fā)展提供了基礎(chǔ)。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院文章，截至2021年底，我國已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點(diǎn)資源總量約8.14億kW，其中已建3639萬kW，在建6153萬kW，中長期規(guī)劃重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目4.21億kW，儲(chǔ)備項(xiàng)目規(guī)模有3.05億kW。分區(qū)域看，我國各區(qū)域已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點(diǎn)資源量其中，東北、華北、華東、華中、南方、西南、西北電網(wǎng)的資源量分別為10500萬、8000萬、10500萬、12500萬、9700萬、14300萬、15900萬kW。未來十年是抽水蓄能行業(yè)發(fā)展黃金期。根據(jù)規(guī)劃2025年和2030年我國抽蓄裝機(jī)規(guī)模將分別達(dá)到6200萬千瓦和1.2億千瓦，而實(shí)際裝機(jī)有望超出規(guī)劃預(yù)期。根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》及《十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，各地按照能核盡核、能開盡開的原則，在規(guī)劃重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目庫內(nèi)核準(zhǔn)建設(shè)抽水蓄能電站。到2025年，我國抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到6200萬千瓦以上，在建裝機(jī)規(guī)模達(dá)到6000萬千瓦左右，到2030年，抽蓄規(guī)模達(dá)到1.2億千瓦左右。我國2021年底抽蓄規(guī)模為3639萬千瓦，若實(shí)現(xiàn)規(guī)劃目標(biāo)，則未來4年和9年的裝機(jī)復(fù)合增速分別達(dá)到14.25%和14.18%。2030年我國抽蓄裝機(jī)有望達(dá)到3億千瓦。今年6月中國電建董事長表示將在200個(gè)市、縣開工建設(shè)200個(gè)以上抽蓄項(xiàng)目，目標(biāo)開工2.7億千瓦。今年7月能源局相關(guān)人士表態(tài)，“十四五”可核準(zhǔn)裝機(jī)規(guī)模2.7億千瓦，總投資達(dá)1.6萬億元，涉及28個(gè)?。▍^(qū)、市）和新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)。如果“十四五”期間2.7億抽蓄抽蓄全部完全核準(zhǔn)，根據(jù)抽蓄項(xiàng)目建設(shè)周期，2.7億裝機(jī)有望在2030年前全部投產(chǎn)，屆時(shí)抽蓄裝機(jī)將達(dá)到3億千瓦。由于電力系統(tǒng)對(duì)于輔助電源的巨大需求以及抽蓄產(chǎn)業(yè)鏈對(duì)于穩(wěn)經(jīng)濟(jì)的作用，我們認(rèn)為整個(gè)抽蓄行業(yè)投資建設(shè)進(jìn)度和最終投產(chǎn)的裝機(jī)規(guī)模將超越規(guī)劃預(yù)期。2.2.2、抽蓄商業(yè)模式逐漸成熟，參與電力市場有望提升盈利能力新的兩部制電價(jià)出臺(tái)疊加電力市場逐漸成熟，抽蓄行業(yè)的商業(yè)模式開始清晰。2021年4月，國家發(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》（633號(hào)文）。633號(hào)文的出臺(tái)完善了抽水蓄能的價(jià)格機(jī)制，形成了穩(wěn)定的成本回收機(jī)制+額外的經(jīng)濟(jì)效益的商業(yè)模式，并厘清了成本疏導(dǎo)路徑。同時(shí)633號(hào)文也明確要推動(dòng)抽水蓄能電站作為獨(dú)立市場主體參與市場。隨著我國電力市場的逐漸成熟，其余類似輔助電源的價(jià)格機(jī)制也有望參照抽蓄的模式。意見主要內(nèi)容包含兩方面：堅(jiān)持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價(jià)政策：以競爭性方式形成電量電價(jià)：抽蓄電站通過電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。在電力現(xiàn)貨市場運(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)貨市場價(jià)格及規(guī)則結(jié)算。在電力現(xiàn)貨市場尚未運(yùn)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(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行，鼓勵(lì)委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購，抽水電價(jià)按中標(biāo)電價(jià)執(zhí)行，因調(diào)度等因素未使用的中標(biāo)電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。抽水蓄能電站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。完善容量電價(jià)核定機(jī)制：抽蓄電站通過容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益。對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理核定容量電價(jià)。電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定，《意見》印發(fā)前已核定容量電價(jià)的抽水蓄能電站維持原資本金內(nèi)部收益率。推動(dòng)電站自主運(yùn)用剩余機(jī)組容量參與電力市場，逐步實(shí)現(xiàn)電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益，促進(jìn)抽水蓄能電站健康有序發(fā)展。兩部制電價(jià)明確抽水蓄能電站的成本疏導(dǎo)機(jī)制：建立相關(guān)收益分享機(jī)制，鼓勵(lì)抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)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(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)。完善容量電費(fèi)在多個(gè)省級(jí)電網(wǎng)的分?jǐn)偡绞剑晟迫萘侩娰M(fèi)在特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞?。抽水蓄能電站明確同時(shí)服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機(jī)組容量分?jǐn)偙壤?，容量電費(fèi)按容量分?jǐn)偙壤谔囟娫春碗娏ο到y(tǒng)之間進(jìn)行分?jǐn)?。特定電源?yīng)分?jǐn)偟娜萘侩娰M(fèi)由相關(guān)受益主體承擔(dān)，并在核定抽水蓄能電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減。兩部制電價(jià)是重要的過渡性政策，維持項(xiàng)目合理收益鼓勵(lì)行業(yè)發(fā)展，長期看將被取消兩部制電價(jià)機(jī)制是抽蓄或者說調(diào)節(jié)性電源在電力市場建設(shè)過程中的重要過渡性政策。它在電力市場無法為調(diào)節(jié)輔助電源合理定價(jià)的時(shí)候，通過機(jī)制為其提供保底收益，使項(xiàng)目能保持一個(gè)合理的收益率，以此鼓勵(lì)行業(yè)發(fā)展。但另一方面，由于機(jī)制進(jìn)行了托底，抽蓄項(xiàng)目也不可能在市場供給緊張的情況充分賺取超額收益。長期看，隨著我國電力市場建設(shè)的成熟，兩部制電價(jià)也將逐漸取消，抽蓄項(xiàng)目將完全通過電力市場獲取收益。2.2.3、峰谷價(jià)差拉大，為抽蓄和儲(chǔ)能提供盈利彈性2021年國家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，“通知”提出拉大峰谷電價(jià)價(jià)差，并設(shè)立尖峰電價(jià)。新的分時(shí)電價(jià)機(jī)制有利于各類儲(chǔ)能項(xiàng)目在電力市場中通過合理運(yùn)營增加收益，擴(kuò)大其發(fā)展空間。2022年1月，國家發(fā)改委和能源局印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》，明確提出進(jìn)一步推動(dòng)電力市場建設(shè)，完善電力市場體系的功能，積極穩(wěn)妥推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，完善電力輔助服務(wù)市場等。根據(jù)633號(hào)文，抽蓄電站在有電力現(xiàn)貨市場的區(qū)域都將通過現(xiàn)貨市場形成抽水和放水價(jià)格，即抽蓄電站可以通過電力市場高拋低吸，形成額外收入，而不只是回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。根據(jù)各省份推出的分時(shí)電價(jià)機(jī)制，大部分省份的峰谷電價(jià)比都達(dá)到了4.8:1或3.6:1。在部分用電緊張的省份，現(xiàn)貨市場的單日最高電價(jià)和最低電價(jià)價(jià)差會(huì)更大。目前抽蓄電站轉(zhuǎn)化效率普遍達(dá)到為75%-80%，這意味著抽蓄電站可以通過現(xiàn)貨市場獲取較大的額外收入，增厚利潤。由于容量電價(jià)是3年一期進(jìn)行核準(zhǔn)，電量電價(jià)形成的收入在期末核算時(shí)才會(huì)被電網(wǎng)收走80%沖抵容量電量電價(jià)（容量電價(jià)根據(jù)企業(yè)和電網(wǎng)商議，通常是月付或季付）。因此在此前的時(shí)間企業(yè)可以自由支配這部分利潤，獲取額外的收益。2.3、新型儲(chǔ)能有望實(shí)現(xiàn)爆發(fā)式增長，逐步探索商業(yè)模式“十四五”新型儲(chǔ)能頂層規(guī)劃已完成，“