抽水蓄能行業(yè)深度報告

抽水蓄能行業(yè)深度報告新能源發(fā)展激發(fā)儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優(yōu)“雙碳”背景下新能源發(fā)電比例提升，儲能提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定性新能源發(fā)電量提升，電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度增加。2009年至今，中國各類電源發(fā)電量中風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源發(fā)電占比不斷上升，2021年可再生能源發(fā)電占比約32.6%，其中風(fēng)電和太陽能發(fā)電量占比約為7.8%和3.9%?？稍偕茉礉B透比例提升對電網(wǎng)整體的穩(wěn)定性帶來挑戰(zhàn)。①當(dāng)可再生能源滲透比例為10%~30%時，對電網(wǎng)的挑戰(zhàn)來源于送出網(wǎng)絡(luò)和并網(wǎng)等局部環(huán)節(jié)，體現(xiàn)為局部地區(qū)的棄風(fēng)和棄光。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心統(tǒng)計，中國棄風(fēng)棄光問題在2018年后已得到緩解。②當(dāng)可再生能源滲透比例達(dá)到30%~50%時，發(fā)電設(shè)備的分布式與集中式并存使電源側(cè)與負(fù)荷側(cè)的不匹配程度大幅度增加；中國光伏和風(fēng)電裝機(jī)增速加快，電力系統(tǒng)正邁入此階段，調(diào)峰調(diào)頻需求增大，電網(wǎng)調(diào)節(jié)難度增加。③可再生能源滲透比例超過50%時，電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性、穩(wěn)定性都將受到影響，需要未雨綢繆保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定、安全運(yùn)行。尖峰負(fù)荷快速增長，儲能需求攀升。隨著三產(chǎn)及居民生活用電比重不斷上升，負(fù)荷尖峰化特征明顯，尖峰負(fù)荷規(guī)模持續(xù)增加，尖峰負(fù)荷單次持續(xù)時間短、出現(xiàn)頻次低、波動性明顯、電量少，但對電力系統(tǒng)產(chǎn)生挑戰(zhàn)。2010-2021年，全國電網(wǎng)最高用電負(fù)荷從596.4GW增至1191.6GW，全國最高發(fā)電負(fù)荷低于全國最高用電負(fù)荷的現(xiàn)象越來越明顯。2021年，國務(wù)院印發(fā)2030年前碳達(dá)峰行動方案中要求，“到2030年省級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力”。2022年上海市人民政府發(fā)布上海市碳達(dá)峰實施方案提出“到2025年需求側(cè)尖峰負(fù)荷響應(yīng)能力不低于5%”。依靠增加發(fā)電裝機(jī)量來應(yīng)對尖峰負(fù)荷會造成資源浪費(fèi)，利用儲能技術(shù)應(yīng)對尖峰負(fù)荷可以提高電力系統(tǒng)穩(wěn)定性、節(jié)省電網(wǎng)投資成本。儲能在電力系統(tǒng)中發(fā)揮功能價值、容量價值、能量價值，提升電力系統(tǒng)靈活性與穩(wěn)定性。可再生能源發(fā)電具有波動性，提高了電力系統(tǒng)對儲能技術(shù)應(yīng)用的需求，儲能可緩解或解決電能供需在時間和強(qiáng)度上不匹配的問題。電源側(cè)儲能可優(yōu)化、減少棄風(fēng)棄光，緩解能源浪費(fèi)；電網(wǎng)側(cè)儲能可提供調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)，削峰填谷，維持供需平衡，降低電網(wǎng)系統(tǒng)波動性；用戶側(cè)儲能可調(diào)節(jié)用電時間，在電力網(wǎng)絡(luò)外短時供電，保證電力質(zhì)量。儲能技術(shù)應(yīng)用于多應(yīng)用場景，多時間尺度調(diào)峰調(diào)頻。按照技術(shù)路徑分類，儲能可分為機(jī)械儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能等類型，滿足多類應(yīng)用場景需求，在秒級、分鐘級、小時級及以上等多時間尺度發(fā)揮作用。秒級儲能功率高、響應(yīng)速度快，應(yīng)用于電網(wǎng)支撐、輔助一次調(diào)頻，提升電能質(zhì)量；分鐘至小時級儲能需要具有一定規(guī)模、循環(huán)次數(shù)多，應(yīng)用于削峰填谷，平滑電力系統(tǒng)出力；數(shù)小時及以上級別的儲能規(guī)模大（100MW以上）、循環(huán)次數(shù)多（充放5000次以上）、運(yùn)行壽命長、能量吞吐規(guī)模大，應(yīng)用于電網(wǎng)削峰填谷和負(fù)荷調(diào)節(jié)。在各類儲能技術(shù)中，抽水蓄能因其技術(shù)成熟、儲能容量大、循環(huán)壽命長，在多時間尺度發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻作用。抽水蓄能技術(shù)成熟、經(jīng)濟(jì)性良好，是當(dāng)前大規(guī)模儲能的主流技術(shù)抽水蓄能的基本原理為水的重力勢能與電能的相互轉(zhuǎn)化。抽水蓄能電站主要由海拔高度不同的上下水庫、水輪機(jī)、水泵組成。用電高峰時，高海拔上水庫向低海拔下水庫放水推動水輪機(jī)發(fā)電，將水的重力勢能轉(zhuǎn)化為電能；用電低谷時，水泵從下水庫向上水庫抽水，將電能轉(zhuǎn)化為水的重力勢能。抽水蓄能電站的效率約為75%，即抽水耗電量與發(fā)電量比例約為4:3，簡稱為“抽四發(fā)三”。抽水蓄能是當(dāng)前累計裝機(jī)規(guī)模最大的電力儲能方案。根據(jù)中國能源研究會儲能專委會的全球儲能項目庫不完全統(tǒng)計，截至2021年底，中國已投運(yùn)電力儲能項目累計裝機(jī)規(guī)模中，抽水蓄能的累計裝機(jī)規(guī)模占比達(dá)86.3%，占據(jù)主導(dǎo)地位；新型儲能累計裝機(jī)規(guī)模占比12.5%，包括電池（鋰離子、鉛蓄、液流等）、壓縮空氣、超級電容、飛輪等。我們根據(jù)電化學(xué)儲能和其他儲能占比增速測算，預(yù)計2030年抽水蓄能占比為64%。常規(guī)水電站可以改建為混合抽水蓄能電站。抽水蓄能電站根據(jù)能否利用天然徑流發(fā)電，可以分為純抽水蓄能電站和混合式抽水蓄能電站。純抽水蓄能電站的運(yùn)行依靠上下水庫的水循環(huán)，需要適時補(bǔ)水；混合抽水蓄能電站有天然徑流匯入，可利用徑流進(jìn)行常規(guī)發(fā)電。常規(guī)水電站通過上庫結(jié)合、加泵擴(kuò)機(jī)、一體化改造的方式，可以改建為混合抽水蓄能電站，在常規(guī)發(fā)電的基礎(chǔ)上，補(bǔ)充抽水蓄能調(diào)峰調(diào)頻的功能。利用常規(guī)水電改造的混合抽蓄電站建設(shè)周期短，例如白山抽水蓄能電站利用下游已建的紅石水庫為下庫、白山水庫為上庫進(jìn)行改建，工期46個月，較新建抽蓄電站工期（7年左右）大幅縮短。抽水蓄能技術(shù)成熟，運(yùn)行穩(wěn)定，但建設(shè)周期較長。從儲能時效上看，抽水蓄能技術(shù)屬于長時儲能技術(shù)，連續(xù)儲能時間長，裝機(jī)容量大，可穩(wěn)定用于電力系統(tǒng)削峰填谷和離網(wǎng)儲能；但與同屬長時儲能的電化學(xué)儲能相比（秒級），抽水蓄能的響應(yīng)時間更長（分、秒級）。從使用壽命看，抽水蓄能依托上下游水庫發(fā)揮作用，在工程施工質(zhì)量得到保障的前提下，抽蓄電站壩體可使用數(shù)十年，電機(jī)設(shè)備等我們預(yù)計使用年限也可達(dá)50年左右。但水庫等土建類基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)周期長、選址要求高，施工周期遠(yuǎn)超過其他類型儲能方式。抽水蓄能現(xiàn)階段度電成本低，但未來或被新型儲能技術(shù)超越。度電成本（即平準(zhǔn)化成本LCOE）是對儲能電站全生命周期內(nèi)的總成本和總處理電量進(jìn)行折現(xiàn)處理后的儲能成本，度電成本可以判斷儲能技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性。根據(jù)倫敦國王學(xué)院OliverSchmidt、SylvainMelchior、AdamHawkes等發(fā)布的文章ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies（Joule2019年第1期），在不同年循環(huán)次數(shù)和單次循環(huán)時間組成的應(yīng)用場景中，抽水蓄能當(dāng)前具有明顯的度電成本優(yōu)勢，且在年循環(huán)500至1000次、單次循環(huán)4至16小時的場景中具有絕對優(yōu)勢；但隨著鋰電池、氫儲能等新型儲能技術(shù)不斷成熟，抽水蓄能的度電成本優(yōu)勢或不斷下降，單次循環(huán)16小時以內(nèi)場景的度電成本優(yōu)勢將轉(zhuǎn)移至鋰電池，抽水蓄能、壓縮空氣儲能在16小時以上長時儲能中具有成本優(yōu)勢，氫儲能在300小時以上單次循環(huán)時間的季節(jié)性儲能中的成本優(yōu)勢將逐步擴(kuò)大。抽蓄供遠(yuǎn)低于求，近10年建設(shè)進(jìn)度將大幅提速需求：風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)提速，抽水蓄能配建需求隨之而起風(fēng)光裝機(jī)量提升，現(xiàn)有抽水蓄能裝機(jī)量無法滿足風(fēng)光發(fā)電需求。國內(nèi)風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)量與抽水蓄能裝機(jī)量均逐年上升，2015-2021年，純抽水蓄能累計裝機(jī)量復(fù)合增速為7.9%、風(fēng)電累計裝機(jī)量復(fù)合增速為16.6%、太陽能發(fā)電累計裝機(jī)量復(fù)合增速為39.2%，純抽水蓄能發(fā)展速度遠(yuǎn)低于風(fēng)光發(fā)電發(fā)展速度；純抽水蓄能裝機(jī)量與風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)量之比從2015年13.3%下降至2021年5.7%，現(xiàn)有純抽水蓄能裝機(jī)量無法滿足風(fēng)光發(fā)電快速發(fā)展的需求。通過進(jìn)一步比較其他國家的抽水蓄能與風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)情況，判斷未來中國在風(fēng)光發(fā)電快速增長時所需的純抽水蓄能裝機(jī)量。全球及美國、法國、英國、西班牙的抽水蓄能與風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)量之比均呈現(xiàn)逐年下降的趨勢，2020年全球純抽水蓄能與風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)量之比為8.6%、美國為10.2%、西班牙為9.0%、英國為6.9%、法國為5.9%，均高于中國（5.7%）。根據(jù)2030年前碳達(dá)峰行動方案要求，“到2030年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億千瓦以上”。我們預(yù)測，當(dāng)未來中國純抽水蓄能裝機(jī)量與風(fēng)光發(fā)電裝機(jī)量的增速一致時，即純抽蓄與風(fēng)光裝機(jī)比例維持現(xiàn)狀（5.7%）時，2025年純抽蓄裝機(jī)量為48.2GW、2030年為68.8GW；當(dāng)2030年純抽蓄與風(fēng)光裝機(jī)之比達(dá)到7%（英國2020年水平）時，2025年純抽蓄裝機(jī)量為53GW、2030年為84GW；當(dāng)2030年純抽蓄與風(fēng)光裝機(jī)之比達(dá)到9%（西班牙2020年水平）時，2025年純抽蓄裝機(jī)量為60.5GW、2030年為108GW；

當(dāng)2030年純抽蓄與風(fēng)光裝機(jī)之比達(dá)到10.2%（美國2020年水平）時，2025年純抽蓄裝機(jī)量為65GW、2030年為122.4GW。風(fēng)光配儲擴(kuò)大儲能建設(shè)空間。為緩解風(fēng)光發(fā)電與用電負(fù)荷的不匹配問題，降低棄風(fēng)棄光率、提高風(fēng)光發(fā)電利用效率，近年來多省份在風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設(shè)申報方案中要求“配套建設(shè)一定比例的儲能設(shè)施或提供響應(yīng)的調(diào)峰能力”。根據(jù)各省市發(fā)布的風(fēng)光開發(fā)建設(shè)方案，集中式風(fēng)光發(fā)電配置儲能比例大多在10%-20%之間，配儲要求推動儲能規(guī)模擴(kuò)張。假設(shè)未來風(fēng)光發(fā)電配儲比例有10%、15%、20%三種情景，2030年前碳達(dá)峰行動方案規(guī)劃2030年風(fēng)光發(fā)電總裝機(jī)量12億千瓦，屆時風(fēng)光配儲需求將達(dá)到120GW、180GW、240GW，按抽蓄占比64%計，預(yù)計屆時抽蓄規(guī)模將分別達(dá)到77GW、115GW、154GW。供給：抽蓄規(guī)劃“十四五”、“十五五”持續(xù)翻番，穩(wěn)增長背景下再度提速抽水蓄能可建設(shè)規(guī)模大，在運(yùn)規(guī)模不及預(yù)期。根據(jù)中國水力發(fā)電工程學(xué)會統(tǒng)計，2020年國家能源局組織開展新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃資源站點(diǎn)普查工作，綜合考慮地理位置、地形地質(zhì)、水源條件、水庫淹沒、環(huán)境影響、工程技術(shù)及初步經(jīng)濟(jì)性等因素共普查篩選出資源站點(diǎn)1529個，總裝機(jī)規(guī)模達(dá)16.04億千瓦，多分布在南方、華北、華中、華東等區(qū)域。截至2021年底，中國已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點(diǎn)資源總量約8.14億千瓦（重點(diǎn)實施項目4.21億千瓦，規(guī)劃儲備項目3.05億千瓦），其中9792萬千瓦項目已經(jīng)實施。根據(jù)抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021~2035年），2025年中國抽水蓄能投產(chǎn)裝機(jī)規(guī)模將達(dá)62GW，2030年將達(dá)120GW，中長期規(guī)劃布局重點(diǎn)實施項目340個、總裝機(jī)容量421GW，中長期規(guī)劃儲備項目247個、總裝機(jī)305GW。回顧中國2009年以來的抽水蓄能裝機(jī)量，均未達(dá)到歷次五年規(guī)劃的目標(biāo)。為實現(xiàn)2030年碳達(dá)峰目標(biāo)，“十四五”和“十五五”期間抽水蓄能電站預(yù)計將加快發(fā)展。2022年以來經(jīng)濟(jì)增長依賴基建發(fā)力，抽蓄電站加快開工。今年，在地產(chǎn)投資承壓、消費(fèi)疲軟背景下，經(jīng)濟(jì)增長愈發(fā)依賴基建投資，而國內(nèi)“鐵公基”等傳統(tǒng)基建已相對完善，建設(shè)空間有限，在能源轉(zhuǎn)型疊加碳中和背景下，單體投資規(guī)模較大的抽水蓄能等基礎(chǔ)設(shè)施將成為本輪穩(wěn)增長發(fā)力主要方向。我們通過北極星儲能網(wǎng)檢索國內(nèi)抽水蓄能項目動態(tài)，據(jù)不完全統(tǒng)計，2022年1~7月，全國新立項、新簽約、進(jìn)行預(yù)可研和可研審查、新開工的抽水蓄能項目超過168個，裝機(jī)量超過202GW，項目推進(jìn)速度明顯加快。近10年期間建設(shè)進(jìn)度或超去年能源局規(guī)劃。根據(jù)中國電建集團(tuán)董事長丁焰章在人民日報（2022年6月13日，第11版）發(fā)文發(fā)展抽水蓄能推動綠色發(fā)展，“十四五”

期間中國將在200個市、縣開工建設(shè)200個以上的抽水蓄能項目，開工目標(biāo)270GW，考慮到抽水蓄能項目建設(shè)周期通常在7年左右，建設(shè)速度遠(yuǎn)超去年能源局規(guī)劃（2030年裝機(jī)達(dá)到120GW）。綜合在運(yùn)、在建、擬建項目情況，抽蓄單瓦投資6.2元左右，且呈現(xiàn)上升趨勢。（1）整體上裝機(jī)規(guī)模越大，投資規(guī)模越大，1200MW規(guī)模的抽蓄電站投資額多為70~80億元，1400MW~180MW規(guī)模的抽蓄電站投資額多為80~100億元。（2）單瓦投資受地域影響較大，目前在運(yùn)、在建、擬建抽蓄電站裝機(jī)量單瓦投資約6.2元/瓦，廣東（6~10元/瓦）、江西（5~9元/瓦）、甘肅（7~9元/瓦）、寧夏（8元/瓦）等地抽蓄電站平均單瓦投資額較高，可能受到地方物價水平、工程建設(shè)難度影響較大。（3）抽蓄電站單瓦投資逐步上升，在運(yùn)項目單瓦投資大多為4~6元/瓦，在建項目單瓦投資大多為6~7元/瓦，擬建項目單瓦投資大多為6~7.5元/瓦。平均建設(shè)時長6.4年左右。根據(jù)我們初步統(tǒng)計，當(dāng)前抽水蓄能電站建設(shè)時間平均約6.4年，電站裝機(jī)量越大，建設(shè)時間越長。裝機(jī)量為1000MW-1200MW的抽蓄電站建設(shè)時間為5~7年，裝機(jī)量1200MW-1800MW的抽蓄電站建設(shè)時間為6~8年。與項目總投資和單瓦投資類似，抽蓄電站建設(shè)時間與裝機(jī)量規(guī)模和選址施工難度有關(guān)。預(yù)測“十四五”至“十五五”10年期間抽蓄年均投資規(guī)?；虺?600億元。根據(jù)前述

“十四五”期間新開工270GW抽水蓄能項目、單瓦投資規(guī)模6.2元（，根據(jù)已運(yùn)營、在建、擬建抽水蓄能項目測算，下同）、平均建設(shè)周期6.4年測算，預(yù)計在“十四五”至“十五五”10年期間（最晚一批項目開工年份在2025年，而2030年碳達(dá)峰目標(biāo)約束下，其有望在2030年及以前完工），中國抽蓄電站建設(shè)總投資將達(dá)到1.67萬億元左右，年均投資規(guī)模達(dá)到1670億元。電改助力抽蓄走出盈利低谷，激發(fā)各方參與動力抽蓄電站電價政策曲折，成本難以順利傳導(dǎo)“廠網(wǎng)分開”改革使抽蓄電站成本與效益分開，電網(wǎng)公司和發(fā)電企業(yè)缺乏投資熱情。2002年電力體制改革方案提出“廠網(wǎng)分開、主輔分離、輸配分開、競價上網(wǎng)”的目標(biāo)，原國家電力公司拆分為11家新公司，發(fā)電企業(yè)發(fā)展迅速，發(fā)電量飆升。但抽水蓄能運(yùn)行產(chǎn)生的費(fèi)用發(fā)生在電網(wǎng)側(cè)，效益產(chǎn)生在發(fā)電側(cè)，電網(wǎng)公司和發(fā)電企業(yè)對抽蓄電站缺乏投資熱情。租賃模式未解決收益與成本不掛鉤問題，抽蓄電站建設(shè)積極性受挫。2004年關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知，規(guī)定“抽蓄電站原則上由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)建設(shè)和管理……成本納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核定……發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)的抽水蓄能電站，要服從于電力發(fā)展規(guī)劃，作為獨(dú)立電廠參與電力市場競爭”；審批但未定價的抽蓄電站作為遺留問題由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)租賃經(jīng)營，租賃費(fèi)由政府核定。此后，在“網(wǎng)建網(wǎng)用”模式中出租人和承租人都是電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)，且租賃費(fèi)用與電站運(yùn)行強(qiáng)度不掛鉤，租賃制難以發(fā)揮優(yōu)勢。2008年，國家發(fā)改委發(fā)布通知將部分抽水蓄能電站的“租賃費(fèi)”改為“容量電費(fèi)”，核定標(biāo)準(zhǔn)不變，抽蓄電站電價以單一容量電價為主，收益與電站使用仍不掛鉤，抽蓄電站建設(shè)積極性受挫。布關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知，抽蓄電站實施容量電價和電量電價兩部制電價，“電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮”，抽蓄電站成本可由終端用戶承擔(dān)。但由于當(dāng)時抽蓄電站對電網(wǎng)作用有限且電站產(chǎn)權(quán)分配不清晰，該政策并未落地。2016年省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）規(guī)定，抽蓄電站“不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍”。2019年輸配電定價成本監(jiān)審辦法規(guī)定，抽蓄電站成本費(fèi)用

“不得計入輸配電定價成本”，至此，抽蓄電站建設(shè)遇冷。從盈利情況看，“網(wǎng)建網(wǎng)用”模式下，僅電網(wǎng)企業(yè)運(yùn)營的抽蓄電站盈利能力尚可。以國家電網(wǎng)控股的國網(wǎng)新源控股有限公司為例，其負(fù)責(zé)開發(fā)建設(shè)和經(jīng)營管理抽水蓄能電站。2022年3月，國網(wǎng)新源運(yùn)營的22家抽蓄電站中有13家執(zhí)行單一容量電價。2021年，國網(wǎng)新能運(yùn)營的抽蓄電站抽發(fā)次數(shù)2.9萬次/年，上網(wǎng)電量263億千瓦時/年，綜合利用效率79.87%；公司毛利率31.46%，凈利率16.04%，折舊費(fèi)和購電成本占成本30%和50%。根據(jù)在運(yùn)發(fā)電機(jī)組運(yùn)行情況和公司財務(wù)指標(biāo)，在運(yùn)抽蓄電站上網(wǎng)電量單度收入約0.6元/千瓦時、單度成本約0.4元/千瓦時，單度凈利潤約0.1元/千瓦時，按歷年發(fā)電利用小時數(shù)計算，一座1000MW規(guī)模電站的年凈利潤約1.2億元、1200MW規(guī)模電站的年凈利潤約1.4億元。非電網(wǎng)企業(yè)運(yùn)營抽蓄電站盈利能力偏弱甚至持續(xù)虧損。具體而言：1）2013年，湖南黑麋峰抽水蓄能電站作為當(dāng)時全國唯一一家由非國家電網(wǎng)企業(yè)獨(dú)家控制的發(fā)電公司擁有并運(yùn)營的抽蓄電站，由五凌電力（中國電力持股63%）出售至國網(wǎng)新源，評估價值35.42億元，包含黑麋峰抽水蓄能電廠全部資產(chǎn)及相關(guān)負(fù)債、人員。五凌電力在出售公告中稱“出售事項會減少整體運(yùn)營成本及風(fēng)險”；2）內(nèi)蒙古呼和浩特抽水蓄能電站承擔(dān)蒙西電網(wǎng)調(diào)峰填谷等任務(wù)，于2015年全部機(jī)組投運(yùn)，總裝機(jī)容量1200MW。運(yùn)行初期，三峽集團(tuán)持股61%，其他股東包括華能、大唐、龍源等風(fēng)電公司。但2016-2018年呼蓄運(yùn)營連年虧損，導(dǎo)致2018年三峽集團(tuán)轉(zhuǎn)讓呼蓄電站股權(quán)至內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司（蒙西電網(wǎng)），由蒙西電網(wǎng)運(yùn)營。兩部制電價新政策完善抽蓄價格形成機(jī)制，收益保底兼具向上彈性抽蓄價格政策優(yōu)化，兩部制電價可操作性提高。為提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟(jì)性和安全性，加快發(fā)展抽水蓄能電站，2021年國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見（發(fā)改價格〔2021〕633號），從2023年起“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，同時強(qiáng)化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進(jìn)入市場”，主要變化是電量電價市場化、容量電價保障電站6.5%的內(nèi)部收益率、明確容量電價傳導(dǎo)和分?jǐn)偡绞?。首先，容量電價核定標(biāo)準(zhǔn)得到規(guī)范，保障電站6.5%的內(nèi)部收益率。在兩部制電價中，容量電價體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值，抽蓄電站通過容量電價回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益。在新定價機(jī)制中，①國家發(fā)改委確定容量電價核價參數(shù)，其中電站經(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)之日前已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原資本金內(nèi)部收益率）；②適當(dāng)降低核定容量電價覆蓋電站機(jī)組設(shè)計容量的比例，電站可自主運(yùn)用剩余機(jī)組容容量參與電力市場。容量電價的傳導(dǎo)和分?jǐn)偡绞降玫矫鞔_，成本傳導(dǎo)路徑清晰。新電價政策要求：①未來將建立容量電費(fèi)納入輸配電價回收的機(jī)制，政府核定的抽蓄容量電價對應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收；②完善容量電費(fèi)在多個省級電網(wǎng)的分?jǐn)偡绞?，由國家發(fā)改委組織相關(guān)省區(qū)協(xié)商確定分?jǐn)偙壤?，或參照區(qū)域電網(wǎng)輸電價格定價辦法，容量電費(fèi)按照受益付費(fèi)原則，向區(qū)域內(nèi)各省級電網(wǎng)公司收??；③完善容量電費(fèi)在特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞剑樾铍娬就瑫r服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機(jī)組容量在特定電源和電力系統(tǒng)之間的分?jǐn)偙壤?；特定電源分?jǐn)偟娜萘侩娰M(fèi)由相關(guān)受益方承擔(dān)，核定抽蓄電站容量電價時扣減。其次，電量電價以競爭性方式形成，抽蓄電站分享抽發(fā)收益。在兩部制電價中，電量電價體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務(wù)的價值，抽蓄電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。新規(guī)對電量電價定價方式進(jìn)行說明：（1）在運(yùn)行電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，抽蓄電站根據(jù)市場價格結(jié)算抽水電價和上網(wǎng)電價。（2）在未運(yùn)行電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，抽水電價有兩種執(zhí)行方式，一是電網(wǎng)企業(yè)提供抽水電量、電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價75%執(zhí)行，二是電網(wǎng)企業(yè)招標(biāo)采購、抽水電價按中標(biāo)價執(zhí)行；上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益中的20%由抽蓄電站分享。電力現(xiàn)貨市場峰谷價差擴(kuò)大，為抽蓄電量電價打開盈利空間電力現(xiàn)貨市場反映電力供需，價格實時波動。電力現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易，形成體現(xiàn)時間特性的電能量商品價格。2017年和2021年，共有兩批14省市（南方以廣東起步、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅、上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)工作。以第一批試點(diǎn)省份山東省為例，電力現(xiàn)貨市場分時價格波動大，2022年7月18日的單日內(nèi)實時市場用電側(cè)價格最高為545.29元/兆瓦時，出現(xiàn)于20時，最低價格為71.41元/兆瓦時，出現(xiàn)于9時，價差為473.88元/兆瓦時；電力現(xiàn)貨市場分日價格波動大，2022年6月山東省實時市場用電側(cè)價格單日價差最高為690.72元/兆瓦時，6月平均單日價差為342.03元/兆瓦時，最高價主要出現(xiàn)于6時和20~22時，最低價主要出現(xiàn)于9~13時。部分時段出現(xiàn)負(fù)電價，我們判斷為該時段新能源發(fā)電量大，用電需求相對較小，供過于求出現(xiàn)負(fù)電價，充分反映出儲能調(diào)峰的重要性，并為抽蓄電站創(chuàng)造盈利空間。抽蓄電站按需調(diào)度，利用現(xiàn)貨市場峰谷價差實現(xiàn)電量電價盈利。目前抽水蓄能電站由電網(wǎng)調(diào)度，由于現(xiàn)貨市場可以反映電力供需情況，理論上電力系統(tǒng)對抽蓄電站的調(diào)度指令與市場價格波動一致或接近，低谷時電力富余需要抽水儲能，高峰時電力供應(yīng)緊張需要放水發(fā)電。山東省獨(dú)立儲能電站可自行決定發(fā)電—抽水時段，未來該模式或?qū)?yīng)用于抽水蓄能電站。在電力現(xiàn)貨市場中，抽蓄電站根據(jù)市場價結(jié)算抽水電價與上網(wǎng)電價，在電價低谷時抽水蓄能，在電價高峰時放水發(fā)電，利用電力市場價差實現(xiàn)抽放盈利。假設(shè)一座抽水蓄能電站裝機(jī)量為1200MW，發(fā)電效率為75%，測算在不同抽水電價和發(fā)電上網(wǎng)電價的情境下，該抽蓄電站電量電價的發(fā)電度電價差收益。當(dāng)現(xiàn)貨市場峰谷價差超過25%時，抽蓄電站可實現(xiàn)正向價差套利。抽蓄電站分享從抽水電價和上網(wǎng)電價形成收益的20%，進(jìn)一步測算在不同年發(fā)電小時數(shù)的情境下，該抽蓄電站依靠電量電價可分享的收益。電力市場峰谷差價越大，抽蓄電站可利用的上網(wǎng)電價和抽水電價差值越大，度電價差收益越高，抽蓄電站可分享收益越大。在未運(yùn)行電力現(xiàn)貨市場的地區(qū)，若抽水電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價75%執(zhí)行、上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行，在發(fā)電效率為75%的情況下，抽蓄電站的抽水蓄能—放水發(fā)電過程無法盈利，僅可依靠提高發(fā)電效率或采用中標(biāo)電價降低抽水電價而盈利。在電力現(xiàn)貨市場中靈活選擇抽水—放電時段可提高抽蓄電站收益。輔助服務(wù)為抽蓄電站提供補(bǔ)償抽蓄電站可參與電力輔助服務(wù)并獲得補(bǔ)償。為構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，促進(jìn)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)發(fā)展，2021年國家能源局修訂并印發(fā)電力輔助服務(wù)管理辦法。電力輔助服務(wù)是指為維持電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，促進(jìn)清潔能源消納，除正常電能生產(chǎn)、輸送、使用外，由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體（包括抽水蓄能）、新型儲能、可調(diào)節(jié)負(fù)荷提供的服務(wù)，包括有功平衡服務(wù)、無功平衡服務(wù)和事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)。抽水蓄能作為發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體，可以承擔(dān)調(diào)爬坡、調(diào)峰、儲能、穩(wěn)定切負(fù)荷、黑啟動等任務(wù)。電力輔助服務(wù)包括有償服務(wù)和無償服務(wù)兩類。無償服務(wù)是指并網(wǎng)主體義務(wù)提供基本電力輔助服務(wù)；有償電力輔助服務(wù)可通過固定補(bǔ)償或市場化方式提供，固定補(bǔ)償按“補(bǔ)償成本、合理收益”的原則綜合考慮輔助服務(wù)成本、性能表現(xiàn)及合理收益等因素確定補(bǔ)償力度，市場化補(bǔ)償遵循考慮輔助服務(wù)成本、合理確定價格區(qū)間、通過市場化競爭形成價格的原則確定補(bǔ)償力度?，F(xiàn)貨市場運(yùn)行期間，調(diào)峰功能通過電能量市場機(jī)制實現(xiàn)，不再設(shè)置與現(xiàn)貨市場并行的調(diào)峰輔助服務(wù)品種；據(jù)南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實施細(xì)則規(guī)定，“南方區(qū)域抽水蓄能機(jī)組不參與啟停調(diào)峰、冷備用、旋轉(zhuǎn)備用、穩(wěn)定切機(jī)和穩(wěn)定切負(fù)荷輔助服務(wù)補(bǔ)償。抽水蓄能機(jī)組參與其他輔助服務(wù)時，已明確補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的按規(guī)定執(zhí)行，未明確補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的參照水電機(jī)組執(zhí)行”。因