段敬東

（國家能源集團技術(shù)經(jīng)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(tǒng)建設(shè)提速，為了消納大規(guī)模、高比例的可再生能源，將波動性、間歇性、難以調(diào)節(jié)的清潔能源變成系統(tǒng)友好、安全可靠的穩(wěn)定電源，靈活機動、深度調(diào)峰、快速啟停的調(diào)節(jié)能力成為電力系統(tǒng)中越來越稀缺的資源。抽水蓄能電站具有調(diào)節(jié)規(guī)模大、調(diào)度靈活、響應(yīng)速度快等優(yōu)點，可滿足以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)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(fā)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(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號），為抽水蓄能電站的建設(shè)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(xù)發(fā)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(qū)域布局進行分析研究，為投資建設(shè)抽水蓄能電站提供參考。

1 我國抽水蓄能發(fā)展現(xiàn)狀及存在問題

1.1 發(fā)展現(xiàn)狀

截至2020年，我國抽水蓄能電站投運總裝機規(guī)模3149萬kW，在建總裝機規(guī)模5373萬kW[1]，主要分布在華東、華北、南方電網(wǎng)等自然資源較好、經(jīng)濟發(fā)達、用電負荷高的地區(qū)，西北等新能源占比高、外送基地集中地區(qū)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(fā)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(fā)電小時達1100h以上，其中，用電負荷較高地區(qū)如北京、江蘇、安徽，核電機組集中地區(qū)如遼寧、福建、廣東、浙江，外來電集中地區(qū)如河南、湖南等，抽水蓄能電站的發(fā)電小時數(shù)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(wǎng)企業(yè)獨資或控股建設(shè)，國家電網(wǎng)區(qū)域是國網(wǎng)新源控股有限公司，南方電網(wǎng)區(qū)域是南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)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(fā)電企業(yè)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(fā)展規(guī)劃

根據(jù)已建、在建和已批復(fù)的抽水蓄能電站選點規(guī)劃或規(guī)劃調(diào)整成果，截至2019年，我國抽水蓄能規(guī)劃站點總裝機容量約1.2億kW，其中，華東電網(wǎng)最多4129萬kW，其次為華北電網(wǎng)2327萬kW，華中、南方、東北電網(wǎng)分別為1959萬、1448萬、1110萬kW，西北電網(wǎng)最少為820萬kW[2]。2020年，國家能源局發(fā)布《關(guān)于開展全國新一輪抽水蓄能中長期規(guī)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?shù)厮苜Y源潛力，優(yōu)選符合條件的抽水蓄能站點，切實為新型電力系統(tǒng)建設(shè)打下扎實基礎(chǔ)。

根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測，到2030年我國抽水蓄能電站規(guī)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(wǎng)有限公司提出“十四五”期間，將在新能源集中地區(qū)及電力負荷中心新增建設(shè)抽水蓄能電站裝機容量2000萬kW以上，投資規(guī)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(fā)達國家此數(shù)據(jù)通常為3%～10%，日本抽水蓄能電站裝機容量占其國內(nèi)發(fā)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(guī)劃目標的53.1%；2019年底投產(chǎn)總裝機容量3029萬kW，為“十三五”規(guī)劃的75.7%，建設(shè)滯后于規(guī)劃，與近兩年蓬勃發(fā)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(shè)區(qū)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(shè)相對落后、社會參與程度低的原因，有站點選址困難、前期設(shè)計論證與開發(fā)建設(shè)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(dǎo)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(guān)，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(fā)電積極性；單一電量電價沒有固定容量電費收入，通過抽發(fā)電量盈利，導(dǎo)致抽水蓄能電站調(diào)用頻繁、多發(fā)超發(fā)。

2014年，國家發(fā)展改革委《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》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），提出實行兩部制電價，電量電價彌補抽發(fā)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?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算。2016年，國家發(fā)展改革委《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2016〕2711號），明確抽水蓄能電站是與省內(nèi)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電業(yè)務(wù)無關(guān)的固定資產(chǎn)，從此抽水蓄能電站的資產(chǎn)、成本費用剔除在電網(wǎng)有效資產(chǎn)和輸配電成本定價的范圍之外，導(dǎo)致抽水蓄能電站容量電費無法全額疏導(dǎo)至銷售電價，影響了抽水蓄能電站的建設(shè)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(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)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(fā)電的運行成本，以競爭性方式形成。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，也可委托電網(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。收益的20%由抽水蓄能電站留存，進一步調(diào)動抽水蓄能參與市場積極性。

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

《完善意見》的發(fā)布，解決了原有價格機制與市場建設(shè)不能有效銜接的突出矛盾，釋放了穩(wěn)定的合理收益預(yù)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(jù)《完善意見》，電量電價維持抽發(fā)運營，通過峰谷價差套利（有現(xiàn)貨市場）或保持基本收支平衡（無現(xiàn)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(tǒng)用能高峰以較高電價發(fā)電，獲取發(fā)電收益。電能市場是否盈利考驗的是抽水蓄能電站在系統(tǒng)中合理工作位置的設(shè)定以及運營階段對分時現(xiàn)貨市場的把握。

我國第一批8個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)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(xiàn)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(xiàn)貨試點。由于處于現(xiàn)貨交易市場建設(shè)初期，我國大多數(shù)地區(qū)尚未建立以分時電價為基礎(chǔ)的現(xiàn)貨市場，調(diào)頻輔助服務(wù)市場同現(xiàn)貨交易市場的關(guān)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(lián)合優(yōu)化、一體出清的，如浙江、山西等。未來隨著電力現(xiàn)貨交易市場建設(shè)的不斷完善，實時電價將引導(dǎo)電力供需自平衡，抽水蓄能電站調(diào)峰價值將回歸到峰谷電價上。

國內(nèi)外電力市場運行經(jīng)驗表明，成熟電力市場的峰谷現(xiàn)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(xiàn)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(chǔ)，測算不同峰谷現(xiàn)貨電價比下的抽發(fā)電量收益。其中，發(fā)電量為Q，當?shù)厝济簶藯U上網(wǎng)電價為s。

由表2可見，峰谷電價比為1.33，即抽水電價為發(fā)電電價的75%時，抽發(fā)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(shè)宜選擇基礎(chǔ)電價高、調(diào)峰需求高、電力市場較為完善的地區(qū)，合理確定在電力系統(tǒng)中的工作位置，保障抽水發(fā)電盈利。

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

2.3 建設(shè)運維成本分析

《完善意見》明確以行業(yè)先進水平合理確定容量電價核價參數(shù)，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(fā)及運維成本成為抽水蓄能電站建設(shè)投資回收的關(guān)鍵。

抽水蓄能電站前期建設(shè)周期長，一個項目從預(yù)可行研究到建成投產(chǎn)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(yù)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(qū)域單位造價預(yù)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(jù)現(xiàn)行抽水蓄能電站經(jīng)濟評價暫行辦法[6]，以120萬kW裝機、連續(xù)發(fā)電11h、建設(shè)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(wǎng)區(qū)域的容量電價預(yù)測如表3所示。

表3 主要電網(wǎng)區(qū)域容量電價預(yù)測Table 3 Forecast of regional capacity electricity price of main power grid

根據(jù)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(yīng)不超過6400元/kW。另外，裝機容量的規(guī)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(guān)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(guān)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(fā)成本的因素主要來自站點選址條件，包括地形地質(zhì)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(shù)尤為重要[7]。一般情況下，抽水蓄能電站的經(jīng)濟水頭為330～600m，距高比小于10具開發(fā)價值，距高比越小，引水隧洞越短，開發(fā)成本越低，運行費用越少。其次，隨著國家生態(tài)環(huán)保要求、移民安置以及保障社會穩(wěn)定等方面政策的不斷收緊，環(huán)境保護和水土保持工程專項投資以及建設(shè)征地移民安置補償?shù)荣M用不容忽視。因此，抽水蓄能電站的建設(shè)應(yīng)對以上因素進行統(tǒng)籌考慮，合理控制投資，優(yōu)選先進運維方式，確保項目成本費用的回收。

2.4 區(qū)域開發(fā)競爭力分析[8]

2.4.1 華東區(qū)域

華東電網(wǎng)包括上海、江蘇、浙江、安徽和福建四省一市電網(wǎng)，其中，福建電網(wǎng)通過浙江電網(wǎng)與華東電網(wǎng)相聯(lián)，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(wǎng)華東分部統(tǒng)一調(diào)度，統(tǒng)籌消納。

華東區(qū)域在建抽水蓄能電站情況如表4所示。華東區(qū)域用電負荷高，增長幅度快，峰谷差大，對調(diào)節(jié)性的需求高；當?shù)孛弘姍C組比重較大，環(huán)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(diào)峰缺口大。華東電網(wǎng)三省一市中，上海沒有抽水蓄能站點資源，江蘇省內(nèi)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(shè)條件較好，兩省在滿足自身需求的基礎(chǔ)上，同時承擔支援上海和江蘇調(diào)峰需求。目前，華東地區(qū)約有1890萬kW站點規(guī)劃資源。

表4 華東區(qū)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(qū)域

受自然稟賦、水資源、地形地質(zhì)等條件限制，西北區(qū)域抽水蓄能站點資源缺乏，開發(fā)成本高，加之當?shù)赜秒娯摵尚?，調(diào)峰需求小，西北區(qū)域抽水蓄能發(fā)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(zhèn)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(qū)約有440萬kW站點規(guī)劃資源，部分省區(qū)如青海省等正在開展新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃的需求研究工作。

表5 西北區(qū)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(qū)域傳統(tǒng)上以煤電機組為主，水電少，近年新能源發(fā)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(nèi)蒙古、陜西超過30%。西北地區(qū)大型風、光基地集中，大比例新能源接入電網(wǎng)帶來的調(diào)峰問題日趨嚴重，如僅通過煤電機組進行調(diào)峰，燃料及排放帶來的綜合成本過高，亟待其他調(diào)峰形式的加入。

2.4.3 華北區(qū)域

華北區(qū)域站點資源較豐富，是我國抽水蓄能電站發(fā)展最早的地區(qū)。華北電網(wǎng)火電占比大，風電發(fā)展快，缺少事故情況下可快速啟動的常規(guī)水電，亟須增加抽水蓄能電站參與調(diào)峰和整體平衡，以提高全網(wǎng)運行的安全性與經(jīng)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(nèi)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(huán)保要求地區(qū)，冀北風電項目開發(fā)早建設(shè)集中，對調(diào)節(jié)電源需求大。目前，華北地區(qū)約有320萬kW站點規(guī)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(qū)域

華中區(qū)域“缺煤、少油、乏氣”，水電已基本開發(fā)完畢，能源對外依存度高，能源供給及需求的季節(jié)性不均衡現(xiàn)象突出。華中地區(qū)屬三北地區(qū)新能源的受端電網(wǎng)，在“十四五”期間，華中電網(wǎng)將形成“以受為主”“強直強聯(lián)”“多能互補”的新格局，電力系統(tǒng)亟須調(diào)節(jié)容量滿足安全運行要求。

目前，華中地區(qū)約有840kW站點規(guī)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(diào)節(jié)能力不強，在冬季枯水期難以適應(yīng)調(diào)峰的需求；電煤價格高企，火電廠季節(jié)性調(diào)峰的定位嚴重影響企業(yè)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(jié)論

抽水蓄能作當前技術(shù)最成熟、功能最齊全、經(jīng)濟性最好的安全調(diào)節(jié)資源，可大幅提高電力系統(tǒng)消納間歇性可再生能源的能力，保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行，在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中具有不可或缺的地位。因此，應(yīng)對抽水蓄能電站的建設(shè)加以重點關(guān)注，選擇在具備站點資源條件、調(diào)峰需求大、新能源增速快、基礎(chǔ)電價高地區(qū)，開發(fā)布局建設(shè)抽水蓄能電站，通過優(yōu)化設(shè)計、控制建設(shè)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(shè)定電站的工作位置、充分利用峰谷電價差，在電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)中發(fā)揮應(yīng)有的作用。