2023抽水蓄能投资回收与价格机制VIP

抽水蓄能投资回收与价格疏导机制初探目录 1 1 功率功率/GW随着新能源和核电的快速发展，我国电源电网结构发生了较大变化，随着新能源和核电的快速发展，我国电源电网结构发生了较大变化，电力系统调峰、新能源消纳以及大功率缺失情况下的频率控制和有功控制等问题日渐突出。加快抽水蓄能发展，是解决特高压直流馈入事故备用问题，满足清洁能源大规模开发和受电区域调峰要求等新形势的需要。线 线 5抽水蓄能电站水蓄能装机分布（截止2021年6月） 抽水蓄能电站截止2021年我国规模最大的电能存储载体，3639万千瓦，世界第一位。技术最为成熟，成本最低，安全性最为可靠。可以提供电力系统所需的几乎所有调节需求。国内外发展对比建设周期长，选址受限。国内外发展对比抽蓄电站是电力系统的重要组成部分，我国抽蓄电站装机比例与世界发达国家相比尚存在较大差距，未来我国抽蓄电站仍存在较大发展空间。在全球抽蓄装机大国中：日本在役抽蓄电站占总装机8.5%。意、西、德、法占总装机3.5%～6.6%。2021年底我国仅占装机1.5%。2021年我国抽水蓄能技术新进展 吉林敦化抽蓄电站在国内首次实现700米级超高水头、高转速、大容量抽水蓄能机组的完全自主研发、设计和制造，成功建设严寒地区抽水蓄能电站首个沥青混凝土心墙堆石坝。浙江长龙山抽蓄电站最大发电水头(756m)、机组额定转速(56黑龙江荒沟抽蓄电站填补国内空白的技术创新成果——“分数极路比”绕组技术。广东阳江抽蓄电站国内单机容量最大（40万千瓦）的全自主化制造、世界首条800m级水头的钢筋混凝土衬砌水道。

河北丰宁抽蓄电站世界装机容量最大的抽水蓄能电站（360万千瓦），在国内首次引进使用变速机组技术。 1 2021年《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》我国在建抽水蓄能装机分布（2021年6月）到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万我国在建抽水蓄能装机分布（2021年6月）到2030年，我国抽水蓄能电站产总规模达到1.2亿千瓦。到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。目录 2 2 抽水蓄能电站的抽水蓄能电站的运行方式决定了所处工况，不同工况影响着电站发挥的功能和相应的收益，有些运行方式下几种效益可能同时存在。国家运营机制具体实施方法日本抽水储能电站电价机制有两种国家运营机制具体实施方法日本抽水储能电站电价机制有两种租赁制：电源开发公司是独立的电源开发商，其建设和经营的抽水蓄能电站，全部采用租赁经营模式。内部核算制：电力公司是发输配售一体，拥有大量发电资产，包括抽水蓄能电站法国主要由EDF统一建设经营要求调度：EDF也统一负责电站的还本付英国抽水储能电站收入包括两部分年度交易中的固定收入（基于调峰电量和辅助服务)；参与平衡市场交易中的电量销售(变动部分)美国主要由电网建设和经营，电价机制主要有三种电网统一经营：参与电力市场竞价；租赁制。德国斯洛施维克公司是专门建设和管理抽水蓄能电站的股份有限公司，由四家电力公司合资组成现拥有5个电站，20台机组，发电容量184万千瓦；由使用电厂的电网股东付费每年支付类似租赁的费用；费用每年不同主要在于各电厂的大修和资本性开支差别要由董事会核定。 8中国现行抽水蓄能电站电价可归为四种模式单一电量电价；两部制电价；租赁模式；纳入输配电成本消纳。，，，，我国抽水蓄能价格政策的历史沿革总体上可以追溯到2004年。伴随着我国抽水蓄能电站投资运营模式的转变，以及我国电力市场化改革进程的不断推进，总体来看抽水蓄能价格机制基本上较好地契合了抽蓄电站不同发展阶段的需要，其政策演变可以划分为三个阶段：我国抽水蓄能价格政策的历史沿革总体上可以追溯到2004年。伴随着我国抽水蓄能电站投资运营模式的转变，以及我国电力市场化改革进程的不断推进，总体来看抽水蓄能价格机制基本上较好地契合了抽蓄电站不同发展阶段的需要，其政策演变可以划分为三个阶段： 第一阶段 电力市场化改革前，抽蓄电 第一阶段 电力市场化改革前，抽蓄电站由电网统一运营或租赁运营，其定价也未实行独立价格机制；《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（2004）、《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（2007）等；抽水蓄能电站由政府核定单一容量（电量）电价或者两部制电价，并将其纳入电网购销价差中进行疏导。 第二阶段 伴随着投资主体的逐步多元化，抽蓄电站初步明确了独立价格机制，但成本传导渠道尚未理顺；《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（2014）、《省级电网输配电价定价办法（试行）》（2016）等；抽水蓄能大规模建设和发展被提上日程，但受限于疏导问题，各方投资主体均持观望态度。 第三阶段 新的定价机制和传导机制的确立，解决了由政府定价向市场竞价的过渡问题；《关于进一步完善抽水蓄能（2021）、《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知）》（2022）等；较好地体现了市场化的改革方向，有利于引导多元化投资主体加快推进抽水蓄能电站建设，抽水蓄能电站建设进入快车道。项目项目装机（万千瓦）电价机制电价疏导方式浙江天荒坪180两部制容量：549.9元/千瓦年抽水：0.404元/千瓦时上网：0.5751元/千瓦时上海42.9%，江苏28.6%，浙江19%，安徽9.5%；销价全额疏导。安徽响洪甸8单一电量电价抽水：0.214元/千瓦时上网：0.85元/千瓦时安徽；销价全额疏导河南回龙12单一电量电价抽水：0.213元/千瓦时上网：0.65元/千瓦时河南；销价全额疏导河北潘家口27容量租赁容量：549.9元/千瓦•年京津唐；销价全额疏导吉林白山30容量租赁容量：300元/千瓦•年辽宁、吉林、黑龙江；销价全额疏导山东泰山100容量租赁容量：459元/千瓦•年25%招标采购抽水解决、50%电网承担25%销价疏导浙江桐柏120容量租赁容量：403元/千瓦•年浙江7/12，上海5%；25%招标采购抽水解决、50%电网承担、25%销价疏导江苏宜兴100容量租赁容量：561元/千瓦•年江苏；25%招标采购抽水解决、50%电网承担、25%销价疏导安徽狼牙山60容量租赁容量：446元/千瓦•年安徽50%，上海50%；25%招标采购抽水解决、50%电网承担、25%销价疏导河北张家湾100容量租赁容量：491元/千瓦•年河北南网；25%招标采购抽水解决、50%电网承担、25%销价疏导山西西龙池120容量租赁容量：443元/千瓦•年25%招标采购抽水解决、50%电网承担我国的抽水蓄能电站正经我国的抽水蓄能电站正经由单一容量租赁制或单一电量制向两部制电价机制转变，主要的抽蓄电站电价及其疏导机制归纳如表所示。浙江天荒坪浙江天荒坪项目已经实现了两部制电价；其他在运的电站多数以量租赁的方式获取收益；价格在300-561元/千瓦•年之间；多数抽蓄电站的容量电费由相邻省份按照一定的比例分担。、抽水蓄能在电力抽水蓄能在电力系统安全、稳定运行和促进清洁能源消纳中发挥重要作用，从目前的电价政策体系来看，为系统服务的抽水蓄能电站，电价将主要通过省级输配电价疏导到市场用户侧，疏导方式单一，亟需深入研究抽水蓄能的新能源消纳作用机理和科学合理的电价疏导策略。抽蓄633号文自2023年起，实施两部制电价抽蓄633号文自2023年起，实施两部制电价，容量电价用于固定投资回收，电量电价用于抵偿抽发损耗。容量电价：按照资本金20，40年折旧年限，25还贷，对标先进运维成本，按资本金内部收益率6.5核定；纳入输配电价回收；每三年重新核算，与输配电价同步。电量电价：现货市场开启前，鼓励抽水电量招标，由电网承担的抽水电价纳入输配电价回收；现货市场开启后由市场定价，利润的80在下个周期核定容量电价时扣减。辅助服务：利润的80在下个周期核定容量电价时扣减。目录 3 内部收益率法 内部收益率法 内部收益率法NNi （Ci i0

-CO1IRR)i

内部收益率）是指治理方案计算期内，与项目资本金相关的净使用效率。其核算依据是抽水蓄能电站经营期内资本金内部收益率按6.5核定容量电价。 支出 收益 建设费用临时容量电费核定的收益建设费用临时容量电费核定的收益C'IN

CIN11

CIN21

CIN31tax

i 1Czj N'C

C'N

CZ

CIi

p1V新的监管周期的收益运维大修费1 2 新的监管周期的收益运维大修费

iins

V利息支出Ci1利息支出Ci

p V

0.8B

（新监管周期前）Cfn

kCIN

EtCintr

CI ii

i

2i税费支出——增值税、附加税、企业所得税 t1 税费支出——增值税、附加税、企业所得税

pi,comeV（新监管周期开始） 运行费用 临时容量电价核算结果 若该省单独承担该抽水蓄能电站的成本，省内年度工商业电量为732.55亿千瓦时，则该抽水蓄能电站将抬高输配电成本423*140/732.55/10000=8.08×10-3元/千瓦时。装机容量 运行费用 临时容量电价核算结果 若该省单独承担该抽水蓄能电站的成本，省内年度工商业电量为732.55亿千瓦时，则该抽水蓄能电站将抬高输配电成本423*140/732.55/10000=8.08×10-3元/千瓦时。装机容量(MWp)1400.000单位造价(元/Wp)5.56总造价(万元)778400自有资本金比例20%贷款比例80%自有资本金(万元)155680贷款金额(万元)622720贷款利率4.00%贷款年限(年)25还款方式等额本息折旧年限(年)40年折旧费用(万元)16468.15残值率5.00%残值（万元）34669.78是否将残值计入收入是可抵扣增值税(万元)85004.42建设期(月)70运维材料单价(元/W)0.02年运维材料费用(万元)2800运维费用单价(元/W)0.02年运维费用(万元)2800管理人员人数24管理人员年薪（万元）600项目保险取费率0.01%年电站保险费用(万元)77.84评测检测费单价（元/MW）600评测检测费用（万元/年）84大修成本(元/kW)10大修起计年(第几年开始)6容量电价（元/千瓦时•年）42340年资本金收益率6.50%资本金回收期(年)22.725年资本金净现值（万元，基准折现率取6%）-68726.2140年资本金净现值（万元，基准折现率取6%）16202.52以2021年投运的某座抽水蓄能电站为例进行容量电价核算，电站装机容量以2021年投运的某座抽水蓄能电站为例进行容量电价核算，电站装机容量140万千瓦，安装4台35万千瓦可逆式水泵水轮机组。工程总投资77.89亿元，折合0.556万元/千瓦。该项目按照自有资本金2025年，利率4，40年后残值5设定，基本信息和运行费用如下表所示。 基本信息 3 助服务收益之和的80纳入第一个监管周期的收益后核算第二个监管周期的容量电价。第一个监管周期内的额外收益（万元）第一个监管周期内的额外收益（万元）年份电量收益辅助服务收益额外总收益计入容量电价核算的收益1300040007000560024000500090007200350006000110008800第二个监管周期容量电价核算容量电价（元/千瓦时•年）409.540年资本金收益率6.50%资本金回收期(年)23.825年资本金净现值（万元，基准折现率取6%）-66994.9640年资本金净现值（万元，基准折现率取6%）第二个监管周期容量电价核算容量电价（元/千瓦时•年）409.540年资本金收益率6.50%资本金回收期(年)23.825年资本金净现值（万元，基准折现率取6%）-66994.9640年资本金净现值（万元，基准折现率取6%）15181.49 容量电价影响因素分析 贷款利率影响人工费率影响电站建设造价成本影响运维费率影响 容量电价影响因素分析 贷款利率影响人工费率影响电站建设造价成本影响运维费率影响目录 4 4 抽水电费支出抽水电量招标现货市场购售电剩余抽水电费原进入输配电价金额：抽水电费支出抽水电量招标现货市场购售电剩余抽水电费主要依据：特殊电源容量租赁主要依据：特殊电源容量租赁容量电费支出现货价差利润的80%辅助服务收益的80%《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》容量电费支出现货价差利润的80%辅助服务收益的80%《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）

剩余容量电费最终进入输配电价金额 剩余容量电费在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。价、上网电价形成的收益，20由抽水蓄能电站分享，80在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减的亏损由抽水蓄能电站承担。抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例。以我国某区域公司和所辖的某省级电网公司为例，分析近中远期抽水蓄能的价格疏导成效.设定抽水蓄能抽水小时数为1780，抽发效率为75，抽水蓄能电站未经疏导的容量电价取430元/千瓦时·年。以我国某区域公司和所辖的某省级电网公司为例，分析近中远期抽水蓄能的价格疏导成效.设定抽水蓄能抽水小时数为1780，抽发效率为75，抽水蓄能电站未经疏导的容量电价取430元/千瓦时·年。范围类别范围类别单位现状（2021年）近期（2025年）中期（2030年）远期（2035年）区域电网抽蓄装机万千瓦25583016902000风电装机万千瓦381489001126012320光伏装机万千瓦1579327056407584全社会电量亿千瓦时5636608674368680A省公司抽蓄装机万千瓦135290530900风电装机万千瓦665155021002900光伏装机万千瓦34658011001740抽发损耗分摊率%22222222容量电费分摊率%17171717工商业电量亿千瓦时68583510201129未成熟时的情况，暂不考虑现抽水蓄能相对于新型储能价格优势明显；格局形成时的情况；的情况。近期：抽水电量招标+风光容量租赁近期：抽水电量招标+风光容量租赁范围类别单位疏导前疏导量疏导后网公司抽蓄装机万千瓦830830抽水电量亿千瓦时147.747473.74抽水价差元/千瓦时0.09330.0933抽发损耗亿元/年13.786.906.88容量电价元/千瓦时·年430129.76300.24容量电费亿元/年35.6924.92辅助服务收益亿元/年01.6辅助服务扣减容量电费亿元/年1.28容量租赁价格元/千瓦时·年350容量租赁规模万千瓦271.08容量租赁收益亿元/年9.49总成本亿元/年49.4731.80省公司抽蓄装机万千瓦290290抽发损耗分摊率22%22%抽发损耗亿元/年3.031.521.51容量电费分摊率17%17%容量电费亿元/年6.071.834.24总成本亿元/年9.103.355.75在2025年左右预计全网抽水蓄能达到830万千瓦，容量电价按照430元/千瓦·年考虑。现货市场没能全面开启，预计50的电量采用招标。新增风电、光伏的40采用容量租赁的方式向抽蓄租赁自身容量10的容量，价格350元/430元/千瓦·年。某省分摊22的电量、17的容量电费。在2025年前后成本由9.1亿元/年疏导至5.75亿元/年，抬高输配电价由1.1分千瓦时降低至0.69分/千瓦时。范围范围类别单位疏导前疏导量疏导后网公司抽蓄装机万千瓦1690830抽水电量亿千瓦时300.82300.820抽水价差元/千瓦时0.09330.0933抽发损耗亿元/年28.0728.070.00容量电价元/千瓦时·年430128.17301.83容量电费亿元/年72.6751.01辅助服务收益亿元/年01.9辅助服务扣减容量电费亿元/年1.52容量租赁价格元/千瓦时·年350容量租赁规模万千瓦575.35容量租赁收益亿元/年20.14总成本亿元/年100.7451.01省公司抽蓄装机万千瓦530530抽发损耗分摊率22%22%抽发损耗亿元/年6.186.180.00容量电费分摊率17%17%容量电费亿元/年12.353.688.67总成本亿元/年18.539.868.67中期：现货市场中期：现货市场+风光容量租赁在2030年左右预计全网抽水蓄能达到1690万千瓦，容量电价按照430元/千瓦·年考虑。现货市场开启，抽水电量成本不再进入输配电价。新增风电、光伏的50采用容量租赁的方式向抽蓄租赁自身容量10的容量，价格350元/千瓦·年。某省分摊22