抽水蓄能是为了解决电网峰谷供需矛盾、实现电量储能的一种常见方式，在新型电力系统搭建中具有重要作用。相较于电化学储能、飞轮储能等新型储能方式而言，抽水蓄能不但历史悠久、技术成熟，而且具有快速反应能力、经济效益佳和单机容量大等特点，可以快速稳定电压，是目前我国大规模调节能源的首选。尤其在近年来风光新能源装机比重快速提升、电网系统稳定性问题日益突出的背景下，抽水蓄能在以风光电源为主体的新型电力系统中发挥着愈加重要的作用。
一、抽蓄装机情况：抽水蓄能电站迎来爆发式发展，在建规模超1.1亿千瓦
“十四五”以来，我国抽水蓄能推动政策密集发布。从2021年《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施》《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出完善抽水蓄能参与电力市场的机制，大力推动抽水蓄能快速发展；到2021年《抽水蓄能中长期规划（2021-2035）》落地，抽水蓄能的发展方向、计划和任务目标明确；再到2023年国务院在2022年政府工作报告中，再次强调加强抽水蓄能电站建设。
在一系列顶层政策推动下，我国抽水蓄能电站迎来爆发式发展。根据《抽水蓄能产业发展报告（2022）》，截至2022年底，我国已投产抽水蓄能装机容量4579万千瓦，同比增长25.83%。同时，当前我国在建抽水蓄能项目超过11000万千瓦，处于前期项目勘察设计阶段的抽水蓄能电站接近20000万千瓦，抽水蓄能建设如火如荼。
图1：我国抽水蓄能装机容量
资料来源：国家能源局，中电联
二、当前经济效益：受抽水蓄能电价新政影响，部分电站短期收益率有所下降
（一）抽水蓄能收入深受电改影响，“663号文”推动“两部制电价”机制完善
抽水蓄能属于电力领域，其收入深受电改影响。从运行原理来看，抽水蓄能电站直接商品就是电量，而电价是影响电站收入的唯二因素。历史上，我国曾出台一系列抽水蓄能电价相关政策，从“租赁费”到“单一容量电费”，再到“两部制电价”。直到2021年“663号文”明确抽水蓄能执行两部制电价，即“容量电价”+“电量电价”，保证40年经营期IRR达6.5%。同时，“663号文”对全国抽水蓄能电站进行了电价统一，即，不管此前电站执行的是单一容量、单一电量，还是两部制电价，都需自2023年起执行“663号文”电价机制，多种电价机制并存的局面结束。
表1：我国抽水蓄能电价机制不同阶段
资料来源：国家发改委、国家能源局
2023年以来，我国所有在运抽水蓄能电站均执行两部制电价，电站收入来源于“容量电价”和“电量电价”。从容量电价来看，2023年5月15日，国家发改委发布“533号文”，公布在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的核电容量电价。其中，48座抽蓄电站容量电价由发改委进行一厂一议核算，新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%计算，各抽蓄电站容量电价涨跌不一，但整体上容量电价小幅下降。从电量电价来看，电力现货市场运行区域，抽蓄电站抽水电价和上网电价按照现货市场价格结算；推动参与中长期交易、现货交易、辅助服务市场，辅助服务市场、抽水电价和上网电价形成收益的20%由电站分享。电力现货市场尚未运行的区域，抽水电价按照燃煤基准价75%执行，上网电价按照燃煤基准价执行。
（二）执行“663号文”“533号文”后，部分抽水蓄能电站收益率将有所下降
以下收入-成本分析，以浙江天荒坪抽水蓄能电站为例。根据公司资料，该抽蓄电站装机容量180万千瓦，总投资额71.18亿元，容量电价549.9元/千瓦时，抽水电价0.404元/千瓦时，上网电价0.575元/千瓦时，平均发电小时数1200小时。
收入方面，该电站年容量电价收入=装机容量*容量电价=9.9亿元，电量电价收入=装机容量*发电小时数*上网电价=12.42亿元，电站总收入为22.32亿元。2023年“533号文”发布浙江天荒坪抽水蓄能电站核定容量电价为417.7元/千瓦时，预计2023年该电站年收入为19.92亿元，较“533号文”前下降10.75%。
表2：理论上“533号文”执行前后浙江天荒坪抽水蓄能项目收入
资料来源：浙江天荒坪电站，天风证券等
成本方面，该电站年购电成本=（发电量/综合利用效率）*抽水量=10.98亿元，折旧成本按照近五年平均数为2.4亿元，其他成本（包括材料费、人工费等）为1.6亿元，总成本为14.98亿元。2021年“663号文”规定抽蓄电站抽水电价和上网电价按照现货市场价格结算，即抽水电价与上网电价一致（注：天荒坪抽蓄电站位于浙江，浙江电力现货市场已试运行），均为0.575元/千瓦时，其购电成本增加至15.63亿元，总成本增加至19.63亿元，较“663号文”前增加31.04%。
表3：理论上“663号文”执行前后浙江天荒坪抽水蓄能项目成本
资料来源：浙江天荒坪抽水蓄能电站资料
通过上述分析，可以算出2023年全国执行“533号文”和“663号文”前后，浙江天荒坪抽水蓄能电站的收益率变化情况。按照电站期间费用前后一致、税费20%计算，理论上，预计2023年浙江天荒坪抽水蓄能电站收益率将由4.07亿元的净利润转为亏损1.9亿元，净利率由18.24%变为-9.84%。
表4：理论上2023年前后浙江天荒坪抽水蓄能项目收益对比
资料来源：浙江天荒坪抽水蓄能电站资料
目前浙江省已执行分时电价政策，电价峰谷差拉大，用电尖峰时段延长，浙江电网代理购电最大峰谷电价差排在全国前列，浙江天荒坪抽蓄电站可在峰谷电价差拉大过程中赚取更多收益。因此，考虑实际上电站会采用峰谷电价实现发电与抽水，电站经济预期效益如下：以2022年12月浙江电力市场批发侧市场交易数据“高峰期发电价0.777元/千瓦时，低谷期抽水电价0.0977元/千瓦时”来计算，其他指标数值不变，该电站将获得26.38亿元收入，购电成本将下降至2.66亿元，最终实现净利润13.98亿元。
三、未来经济效益：抽水蓄能电价机制愈加完善，长期有望在电力现货市场中降本增收
在“663号文”出台前，我国抽水蓄能电站不论执行的是单一容量电费机制，还是租赁制，均很难保障抽水蓄能电站的基本收益，电站普遍亏损严重，甚至导致抽水蓄能项目一度停滞。“663号文”规定抽水蓄能电站执行两部制电价后，我国抽水蓄能电站将全面执行两部制电价，既以容量电价保障电站投资成本回收，又以电量电价保障运营成本覆盖，保障电站内部收益率6.5%，电站的价格形成机制进一步完善。最终，“663号文”直接推动2022年我国抽水蓄能电站核准大爆发。数据显示，2022年我国新核准抽水蓄能电站48座，总装机规模6889.6万千瓦，超过此前50年投产总规模。
尽管“553号文”的出台，整体上调低了抽水蓄能电站的容量电价，短期内可能导致部分抽水蓄能电站收益率下降，测算收入下降10%左右。如南网储能预计2023年将减少4.96亿元的收入预算，同比2022年公司抽水蓄能板块收入约下降10%。但是长期来看，“553号文”有望给过热的抽水蓄能大开发降温，引导电站回归储能调峰调频作用，进而促进行业良性发展。
整体来看，在我国新型电力系统加快构建的背景下，电力现货市场运行机制愈加成熟，电网峰谷电价差逐步增大，抽水蓄能电站有望通过“663号文”和“533号文”保证容量电价基本收益之外，在电力现货市场降本增收，最大化实现经济效益。
