1、基于兩部制電價的抽水蓄 能投資回收與價格疏導機制初探2022.09目 錄1新型電力系統運行曲線功率/GW05:0020:0025155510:0015:00時刻隨著新能源和核電的快速發展，我國電源電網結構發生了較大變化，電力系統調峰、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，滿足清潔能源大規模開發和受電區域調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 年我國規模最大的電能存儲載體，3639萬千瓦，世界第一位。技術最為成熟，成本最低，安全性最為可靠。可以提供電力系統所需的幾乎所有調節需求。建設周期長

2、，選址受限。國內外發展對比抽蓄電站是電力系統的重要組成部分，我國抽蓄 電站裝機比例與世界發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新進展吉林敦化抽蓄電站在國內首次實現700米級超高水頭、高轉速、大容量抽 水蓄能機組的完全自主研發、設計和制造，成功建設 嚴寒地區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電水頭( 756 m)、機組額定轉速( 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空白的技術創新成果“分數極路比”繞 組技術 。廣東陽江抽蓄電站國內單機容量最大（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 國內首次引進使用變速機組技術。1到2025年，抽水蓄能投產總規模 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 總規模達到1.2億千瓦。到2035年，形成滿足新能源高比 例大規模發展需求的，技術先進、 管理優質、國際競爭力強的抽水 蓄能現代化產業

4、，培育形成一批 抽水蓄能大型骨干企業。2021年抽水蓄能中長期發展規劃（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決定了所處工況，不同工況影響著電站發揮的功能和相應的收益，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、運行方式和發揮功能關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：電源開發公司是獨立的電源開發 商，其建設和經營的抽水蓄能電站，全部 采用租賃經營模式。內部核算制：電力公司是發輸配售一體， 擁有大量發電資產，包括抽水蓄能電站法國主要由EDF統一建設經營電站沒有獨立的經營權，完全按照EDF.的 要

5、求調度：EDF也統一負責電站的還本付 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（基于調峰電量和 輔助服務)；參與平衡市場交易中的電量 銷售(變動部分)美國主要由電網建設和經營， 電價機制主要有三種電網統一經營：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 力公司合資組成現擁有5個電站，20臺機組，發電容量184萬千瓦；由使用電廠的電網股東付費 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 站由電網統一運營或租賃運 營，其定價也未實行獨立價 格機制；關于抽水蓄能電站建設管 理 有 關 問 題 的 通 知 （2004）、關于桐柏、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 購銷價差中進行疏導。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，但成本傳導渠 道尚未理順；關于完善抽水蓄能電站價 格形成機制有關問題的通知（2014）、省級電網輸 配電價定價辦法（試行）（2016）等；抽水蓄能大規模建設和發展 被提上日程，但受限于成本 疏導問題，各方投資主體均 持觀望態度。新的定價機制和傳導機制的 確立，解決了由政府定價向 市場競價的過渡問題 ；關于進一步完善抽水蓄能 價 格 形 成 機 制 的 意 見 （2021）、關于開展抽水 蓄能定價成本監審工作的通 知）（2022）等；較好地體現了市場化的改革 方向，有利于引導多元化投 資主體加快推進抽水蓄能

8、電 站建設，抽水蓄能電站建設 進入快車道。2、項目裝機（萬千瓦）電價機制電價疏導方式浙江天荒坪180兩部制容量：549.9元/千瓦 年抽水：0.404元/千瓦 時上網：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。安徽響洪甸8單一電量 電價抽水：0.214元/千瓦 時上網：0.85元/千瓦時安徽；銷價全額疏導河南回龍12單一電量 電價抽水：0.213元/千瓦 時上網：0.65元/千瓦時河南；銷價全額疏導河北潘家口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%電網承擔25%銷價疏導浙江桐柏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%電網承擔、25%銷價疏導江蘇宜興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 網承擔、25%銷價疏導安徽狼牙山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%電網承擔、25%銷價疏導河北張家灣100容量租賃容量：491元/千瓦年河北南網；25%招標采購抽水解決、50%電網承擔、25%銷價疏導山西西龍池120容量租賃容量：443元

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

11、電價疏導策略。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：現貨市場開啟前，鼓勵抽水電量招標， 由電網承擔的抽水電價納入輸配電價回收；現貨市 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：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）內部收益率法內部收益率（IRR，%）是指治理方案計算期內，與項目資本金相

12、關的凈 現金流量現值累計等于零時的折現率，是項目投資的盈利率，反映了投資的 使用效率。其核算依據是抽水蓄能電站經營期內資本金內部收益率按6.5%核 定容量電價。收益CIi p1Vi ,backii ,comeCI pV 0.8 B1i B2i （新監管周期前）pV （新監管周期開始）臨時容量電費核定的收益新的監管周期的收益支出建設費用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、企業所得 稅運維大修費insC iN V內部收益率法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年資本金凈現值（萬元，基準 折現率取6%）-68726.2140年資本金凈現值（萬元，基準 折現率取6%

15、）16202.52臨時容量電價核算結果若該省單獨承擔該抽水蓄能電站的 成本，省內年度工商業電量為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，假設該電站經過三年的監管運營周期后，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市場，前三年獲得的收益如表所示，電量收益和輔 助服務收益之和的80%納入第一個監管周期的收益后核算第二個監管周期的容量電價。年份電量收益輔助服務收益額外總收益計入容量電價核算的收益130004000700056002400050009000

16、7200350006000110008800第一個監管周期內的額外收益（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年資本金凈現值（萬元，基準折現率 取6%）-66994.9640年資本金凈現值（萬元，基準折現率 取6%）15181.49第二個監管周期容量電價核算據此，在未來37年資本金收益率6.5%條件下， 根據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。回收期有所增 長，25年資本金凈現值虧損有所降低，40年資 本金凈現值也有所降低。3電站建設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貨市場購售電特殊電源容量租賃現貨價差利潤的80%輔助服務收益的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，抽水蓄能電站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，鼓勵委托 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。鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，上一監管周期

18、內形成的相應收益，以及執行抽水電 價、上網電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減，形成 的虧損由抽水蓄能電站承擔。抽水蓄能電站明確同時服務于特定電源和電力系統的，應明確機組容量分攤比例。主要依據：關于鼓勵可再生能源發電企 業自建或購買調峰能力增加并 網規模的通知4以我國某區域公司和所轄的某省級電網公司為例，分析近中遠期抽水蓄能的價格疏導成效.設 定抽水蓄能抽水小時數為1780，抽發效率為75%，抽水蓄能電站未經疏導的容量電價取430元/千瓦 時年。范圍類別單位現狀（2021年）近期（2025年）中期（2030年）遠期（2035年）區域電網抽蓄裝

19、機萬千瓦25583016902000風電裝機萬千瓦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風電裝機萬千瓦665155021002900光伏裝機萬千瓦34658011001740抽發損耗分攤率%22222222容量電費分攤率%17171717工商業電量億千瓦時68583510201129近期主要考慮現貨市場運行尚 未成熟時的情況，暫不考慮現 貨市場對抽蓄成本的疏導作用， 抽水蓄能相對于新型儲能價格 優勢明顯；中期主要考慮現貨市場已經開 啟，新型儲能價格降低到穩

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范圍類別單位疏導前疏導量疏導后網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 輔助服務收益億元/年01.6輔助服務扣減容量電費億元/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抽發損耗分攤率22%22%抽發損耗億元/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 以我國某區域公司和所轄的某省級電網公司為例，分析近中遠期抽水蓄能的價格疏導成效：近期：抽水電量招標+風光容量租賃在2025年左右預計全網抽水蓄能達到830萬千瓦，容量電價 按照430元/千瓦年考慮。現貨市場沒能全面開啟，預計50%的電量采用招標。新增風電、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年左右預計全網抽水蓄能達到1690萬千瓦，容量電 價按照430元/千瓦年考慮。現貨市場開啟，抽水電量成本不再進入輸配電價。新增風電、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。范圍類別單位疏導前疏導量疏導后網公司抽蓄裝機萬

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輔助服務收益億元/年01.9輔助服務扣減容量電費億元/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抽發損耗分攤率22%22%抽發損耗億元/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：現貨市場+風光容量租賃4在2035年左右預計全網抽水蓄能達到2000萬千瓦，容量電價 按照430元/千瓦年考慮。現貨市場成熟，抽發電量盈利的80%反哺容量電費。新增風電、光伏