文|光伏頭條
近期國家接連發布了力促推進抽水蓄能項目的政策，各地也在緊急圈地上馬，但吸引社會更廣泛投資于這一前期成本很大的項目類型，還有很多工作要做。其中之一就是對于投資成本與收益有比較清晰的了解。本文匯總了建造成本、運營成本核算的方案與結果，相信對有意投資抽水蓄能電站的企業有巨大幫助。
建設一座抽水蓄能電站你需要先了解什么？
抽水蓄能電站單機容量大，一般規模在幾萬千瓦到幾十萬千瓦之間，目前裝機容量及儲能能力均為世界第一的河北豐寧抽水蓄能電站總裝機達到360萬千瓦，滿發利用小時數達到10.8小時，最大可提供相當于三分之一個三峽水電站的調節出力。另外，由于水的蒸發和滲透損失相對較小，抽水蓄能系統的儲能周期范圍較大，從幾小時到十數年均可，是典型的能量型儲能，放電時間達到小時至日級別。
優勢:就儲能技術來說，抽水蓄能無疑是技術最為成熟的應用。
1）技術成熟，在全球已并網的儲能裝置中占比超過90%。
2）除了技術成熟可靠，抽蓄電站還具備容量大、經濟性好、運行靈活等顯著優勢。
3）運行效率穩定在高位，不會受到長時間使用導致能量衰減等問題的困擾，使用壽命長，同時不產生污染，可長期循環使用，節能環保程度極高。
基于其技術成熟，循環次數多，使用壽命長且損耗低等特點，抽蓄電站的度電成本優勢較大。
劣勢：抽蓄電站的主要劣勢在于其對于地理條件的要求較高、建設周期長。
1）抽蓄電站的上下水庫之間需要具有足夠的高度差以提供較大的勢能，目前平均高度差在200-600米之間；
2）需要較大的面積以修建足夠大容量的水庫，中小型抽水蓄能電站的水庫總庫容在1億立方米以下。目前世界最大的豐寧抽水蓄能電站一期庫容就超過了1.1億立方米。
3）由于高度差較大的地區普遍以山林為主，因此抽蓄電站建設施工具有一定的難度，從規劃到建成周期較長（一般在6年以上），站點位置普遍較偏僻，與負荷中心存在一定距離。
抽水蓄能電站的度電成本
抽水蓄能度電成本具有優勢。傅旭、李富春、楊欣、楊攀峰曾發表《基于全壽命周期成本的儲能成本分析》一文，其中對抽水蓄能電站成本做出過研究。華創證券在此基礎上對抽水蓄能的成本進行了推算。
抽蓄電站度電成本計算過程如下：
① 假設每瓦投資額 5.5 元，1200MW 的抽蓄電站，初始投資為 66 億元；
② 年成本費用=年運維成本 年投資成本，其中運維成本一般按照初始投資的一定比 例假設，此處假設為 2.5%，即每年運維費用大概 1.65 億元；
③ 年投資成本=等年值系數 C*初始投資，其中 C=【r*(1 r)n】/【(1 r)n -1】，r 為基準折現率，n 為儲能運行的期限，即壽命。華創證券根據推算得到r=9.5%，即抽蓄電站的度電成本測算中，默認其基準折現率為 9.5%，抽蓄電站的年投資成本為6.71億元；
④ 年發電量=裝機容量*年利用小時數*轉換效率=1200MW*2000*75%=18 億千瓦時
⑤ 度電成本=（年投資成本 年運維成本）/年發電量=0.46 元/千瓦時
⑥ 在以上假設基礎上做了一系列的敏感性分析，若將使用年限提升至 40 年，基準折現率降至 7%，運維費率降至 1.5%，則度電成本將降至 0.33 元/千瓦時，若每年的發電量增加，則還有降低空間?！?/p>
總結一下，結論就是：基于對各類儲能電站的投資成本、發電效率、維 護成本等一系列假設下，抽水蓄能電站的度電成本最低，當年利用小時達到 2000h 時， 其度電成本僅為0.46元/kwh。結合實際應用，適當調整計算參數后，抽蓄的度電成本可以降到 0.3 元/kwh 左右，顯著低于壓縮空氣儲能、電化學儲能等其他方案。由于壓縮空氣、電化學儲能等新型儲能方案技術迭代較快，產業也逐漸成熟，其成本的下降較快，但目前電化學儲能度電成本還多在0.5元/kwh以上?！ ?/p>
目前全國絕大部分省份或直轄市的一般工商業峰谷價差已超過 0.3 元/KWh，其中不少區域價差超過 0.5元/kwh，抽水蓄能應用的經濟性可以較好體現。
抽水蓄能電站建設成本推算
度電成本雖然合算，但因為抽水蓄能電站建造成本是以億元計算，在建設成本上要細細考量。
就產業鏈來說，抽水蓄能產業鏈上游即抽水蓄能電站的設備供應方，主要包括水泵、水輪機、發電機、進水閥等，其中設備投資通常占抽蓄電站投資成本25%~30%，另外土建成本占比約50%；
產業中游是電站的設計、建設、運營，代表性企業有中國電建、中國能建，其中中國電建在國內抽水蓄能規劃設計方面的份額占比約90%，承擔建設項目份額占比約80%；
產業的下游主要是抽水蓄能電站在電網系統的應用，包括調峰、調頻、填谷等，目前運營方以國家電網控股的國網新源控股有限公司和南方電網控股的南方電網調峰調頻發電有限公司為主，二者合計占比在90%左右。
華創證券經過對46個目前在建及規劃的抽蓄電站的核算發現，平均每瓦的投資規模為6.2元，各項目之間差距較大，最低4.2元/W，最高8元/W，地理條件會影響抽蓄電站的建設成本。
兩網在運及在建抽蓄項目主要集中在廣東、浙江、河北、山東、安徽。截至2021年，兩網合計的在運抽蓄電站共31座，總規模約36GW，基本相當于全國已投運電站的全部規模，其中規模最大的省份是廣東，已投運抽蓄電站超過700萬千瓦，第二梯隊是河北、浙江、安徽，均在300萬千瓦以上。在建項目方面，兩網合計在建抽蓄電站30座，總規模約31GW，估計占全國在建規模的比例在60%左右，意味著其他投資主體的參與度在提高，按區域來看，山東規模約600萬千瓦，位居第一，其他仍主要集中浙江、河北、廣東等地，山西、河南、新疆等地的投資力度在加大。
抽蓄電站建設成本會根據地理條件不同而差異較大，因為建設周期長，考慮到物價因素，隨著時間的推移建設成本數字也會增大。一般適合建設的區域會更早的開工，例如十一五、十二五投產的抽蓄電站，平均成本多在3-5元/W，而目前在建的抽蓄電站平均成本已經超過6元，加上人工成本也在不斷上漲，預計之后的建設成本會逐漸走高。
抽水蓄能運營模式比較
抽水蓄能電站運營模式分為電網運營模式、租賃運營模式、獨立運營模式三種。其中的電價機制不盡相同，各類運營模式我國幾乎都使用過。
第一階段：2008年前，租賃制為主。租賃制付費，指電網按照補償固定成本和合理收益的原則核定每年定額租賃費，不單獨核定電價。租賃制付費結算容易，權責分明，電網運營者獲得電站的全部使用權，可以根據自己的需求靈活調度，而電站所有者獲取穩定的收入，適合抽水蓄能電站建設的起步階段，易于操作。然而，這種模式的弊端也十分明顯，由于每年的租賃費用是事先按照“成本 預期收益”的方式核定，抽水蓄能資源的利用與否與收入不直接掛鉤，費用無法反應抽蓄電站的真實價值。抽水蓄能電站的積極性較低，無法充分發揮其調峰、調頻的作用。同時盡管存在租賃費用分攤方案，即電網承擔50%，發電企業和用戶各承擔25%，但實際操作并沒有完全落實，湖南黑麋峰抽水蓄能電站、呼蓄電站兩個由發電企業主導的抽蓄電站最終都因虧損而被出售。
第二階段：2008-2014年，“租賃費”轉向單一容量電費。
租賃模式屬于市場行為，理論上不應該采取政府核價的管理方式，2008年發改委發布《關于將抽水蓄能電站“租賃費”改為“容量電費”問題的批復》（發改價格〔2008〕2937號），文件明確提出：將桐柏等抽蓄電站的“租賃費”統一改為“容量電費”，原核定的標準不變。之后的抽水蓄能電價基本以單一容量電價為主。
第三階段：2014年后，兩部制電價提出。為了解決以上兩種電價機制中，收益與電站使用不掛鉤造成的電站對電網貢獻度極低的問題，2014年，發改委發布文件，稱“電力市場形成前，實行兩部制電價。抽水蓄能容量電費和損耗納入當地省級電網運行費用統一核算，并通過銷售電價疏導至終端用戶”，即抽蓄成本可由終端用戶承擔。
兩部制電價，包括容量電價和電量電價，容量電價主要體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發運行成本外的其他成本并獲得合理收益，與實際用電量無關；電量電價主要體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，彌補抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發電的運行成本。抽水電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行，但由于抽蓄的效率大概是75%，即常說的“抽四發三”，故電量電價可獲取的收益十分有限。
然而，由于當時抽水蓄能電站對于電網的作用有限，抽水蓄能電站參與電力輔助服務仍然處于探索期，抽水蓄能電站的經濟收益未能充分體現，同時，受限于產權分配等問題，全國范圍內仍然沒有形成統一的定價機制，兩部制電價的落地成為難題。以國網新源為例，截止2020年，公司已投產運行20家抽水蓄能電站中實行容量電價13家，兩部制電價7家。
第四階段：2016年起，抽蓄電站不納入輸配電成本，國家電網叫停抽蓄項目。
2015年新一輪電改時，市場化用戶將不執行目錄電價，取而代之的是“市場化交易的上網電價 輸配電價 政府性基金電價”，不包括抽蓄容量電價，2016、2019年發改委又陸續發文，宣布“抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產范圍”、“抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本”，抽蓄的成本無法順利傳導，受此影響，2019年國家電網有限公司下發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。
我國的抽蓄電價機制經過多次變革，成本疏導是近年來影響投資主體積極性的主要因素。事情的轉機發生在2021年4月3日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，這一文件有意厘清成本傳導機制，進一步保證抽蓄電站收益率。
目前我國抽水蓄能運營盈利機制
2021年4月3日《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》強調，“以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，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，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場”，其中主要變化在于容量電價傳導方式疏通、保證電站6.5%的內部收益率、電量電價依然不貢獻主要利潤，鼓勵市場化定價。
這一文件再一次明確了抽水蓄能電站執行兩部制電價的價格機制，并且對兩部制電價的細節進行了明確，提高了兩部制電價的可操作性，也對于抽水蓄能電站的運營提供了更多的激勵，成為了我國抽水蓄能電價機制形成過程中具有里程碑意義的文件。
具體來說，有兩項重要意義：
1）完善容量電價核定機制：①按照經營期定價法核定抽水蓄能容量電價，電站經營期按40年核定，經營期內資本金內部收益率按6.5%核定。②建立容量電費納入輸配電價回收的機制，政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收，完善容量電費在多個省級電網以及特定電源和電力系統間的分攤方式。
2）以競爭性方式形成電量電價：①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；②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；③需要在多個省區分攤容量電費的抽水蓄能電站，抽水電量、上網電量按容量電費分攤比例分攤至相關省級電網。不過，電量電價的角色仍和之前保持一致，不貢獻主要利潤，根據文件，“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”。
因為國網新源運營的抽水蓄能電站占據國內市場大比例，可以從國網新源看抽蓄電站經營情況。
國網新源控股有限公司是國家電網控股的抽蓄電站專業化公司（國家電網持股51.54%），負責開發建設和經營管理國家電網公司經營區域內的抽水蓄能電站。截至2020年末，國網新源可控裝機量達2057萬千瓦。
國網新源近幾年的可控裝機量均在20GW左右，年收入大概在120億~130億之間，毛利率28%以上，凈利率12%~14%，每年可產生凈利潤16億~18億。2020年公司已投產抽蓄電站20座，一年的抽發次數均在2.5w次左右。公司近幾年的上網電量均在200億千瓦時以上，年均發電利用小時約1100小時，綜合利用效率近80%。
公司的運營成本主要由折舊、人工、購電費組成，電量電價貢獻利潤較小。截止2020年，公司已投產的20家抽蓄電站，僅7家執行兩部制電價，其他13家均執行單一容量電價。執行單一容量電價的抽蓄電站，其運營成本不包括購電費，而是按照批復價格收取固定費用，成本主要是人工和折舊，執行兩部制電價的抽蓄電站，其運營成本主要由購電費、人工和折舊組成。2020年公司折舊費、購電費各為28.44億、40.43億，各占成本的33%、46%。
按照公司的可控裝機量大概測算，單瓦的收入約0.6~0.7元，單瓦利潤不到0.1元，整體利潤水平較低。根據不同的電價機制來看，電量電價大概貢獻了30%左右的收入，但僅貢獻了15%的利潤，這意味著其抽發電之間的電價價差較低，我們測算其購電成本大概0.26元/kwh，但上網電價僅0.37元/kwh，二者之間價差遠低于工商業用電的峰谷價差。
今年3月17日，國家發改委公布了關于開展抽水蓄能定價成本監審工作的通知。將對31個抽蓄電站的定價成本進行監審，2015年以后投運電站監審期間為成立以來至2020年度的電站成本費用支出及相關參數指標將上報并成為未來政策的依據。隨著定價成本與電價價差的日益對接，抽水蓄能電站也將出現對于社會投資的吸引力。
抽水蓄能市場預測
2000-2010年全國新投運抽蓄電站8990MW，2011-2020年新投運規模增長至16980MW，產業也逐漸成熟，目前國內抽蓄電站的設計施工、配套設備制造等均達到世界先進水平。但從總量上來看，截止2020年，全國抽蓄電站裝機量大概占電源總裝機量的比例僅有1.4%，較歐洲、日本等發達國家4%-8%的水平仍有較大差距。這其中有一項就是成本因素。
由于電價機制的問題，抽蓄電站的成本一直無法順利傳導，電網投資意愿不強，另外，抽蓄電站的盈利和電網運營利潤捆綁式計算，導致社會資本參與度也較低。不過這一現狀正在得以改變。
抽水蓄能中長期規劃出臺給抽水蓄能大發展提供了動力。2021年9月17日，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，規劃提出2025年、2030年全國抽蓄投產規模將分別達到62GW、120GW，即十四五、十五五期間各翻一番。同時，該規劃還強調要加強項目布局和儲備，中長期規劃的重點實施項目和儲備項目規模各為421GW、305GW，其合計規模遠大于2030年規劃，項目儲備充足。
根據國家能源局，截至2021年全國已投運抽蓄電站規模達36GW，若按照2025年、2030年累計各完成62GW、120GW的目標，則預計十四五、十五五的年均新投運規模各為6.5GW、11.6GW，假設單瓦投資額6元，則年均投資額各為390億、696億，但該種測算方法忽略了抽蓄電站投資周期較長的動態變化，例如十五五的投運項目大多已經在十四五期間開始建設，產生投資，另外，同時每年也可能存在新啟動的項目（至少6年后才可投運），而這些因素均未納入考慮。華創證券換用另一種測算方法：假設抽蓄電站平均建設周期7年，同時假設每年的完成進度是平均的，單瓦投資仍按6元測算，則當年的投資完成額約等于（當年投運電站總投資 未來6年投運電站總投資額）/7，根據該方法，預計2022-2024年投資完成額各為521億、565億、609億元，合計1695億。
（資料來源：華創證券、前瞻經濟學人等）?