抽蓄25/30年目标62/120GW，容量电价确保基准收益。
抽水蓄能机组包含水泵水轮机与发电电动机，通过可逆性运转达成蓄能与释能工作周期。在用 电低谷时，位于下游的机组抽水至高海拔水库，将所连通电网中多余的电能转化为重力势能存 储；而在用电高峰时，上水库开闸放水推动下游轮机发电，将重力势能转化为电能并输出至电 力网络。抽水蓄能电站在发电工况下效率通常为 75%上下，被简称为“抽四发三”。
抽水蓄能目前在各灵活储能方式中具有较大优势。在我国现有主要储能手段中，抽蓄储能具有 技术成熟、容量大、应用广、成本低等优势。据国际水电协会（IHA）发布的 2021 全球水电报 告，截至 2020 年底，全球范围内抽水储能占总储能量比例高达 94%以上。文贤馗等著《大容 量电力储能调峰调频性能综述》（2018 年 12 月 31 日）中指出目前火电一次调频性能受锅炉蓄 热等问题限制，且电力清洁化要求控制火电厂体量，限制了火电改造的收益；同时，新型灵活 性提供方法手段大部分尚未成熟，超导储能等高新方案甚至尚处于示范阶段。在新型储能完成 实用性突破前，抽水蓄能仍将是灵活性资源的主要来源。
截至 2021 年底，我国抽水蓄能装机规模已领跑全球，2025/2030 年末将增至 62/120GW。 根据 2022 年 6 月 24 日水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会 联合发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，截至 2021 年底，我国抽水蓄能已建成规模居 世界首位，达到 3639 万千瓦；核准在建总规模为 6153 万千瓦。2021 年 9 月 17 日，国家 能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出我国抽蓄投产容量将在 2025 年/2030 年分别达到 62GW 以上/120GW 左右，为截至 2021 年底装机水平的 1.7x 和 3.3x。 报告还提出我国中长期规划布局中抽水蓄能重点实施项目达 340 个，总装机容量约 421GW； 储备项目 247 个，总装机规模约 305GW；合计 726GW。
我国抽蓄电站主要分布在东南、东北以及中部地区，未来或布局“三北”地区。根据国家 能源局《抽水蓄能中长期发展规划 （2021-2035 年）》统计，华东、华北、华中和广东拥 有我国大部分已投产抽蓄电站，且在建电站主要分布于华东、华北各地。规划中进一步指 出，为服务新能源大规模发展和电力外送需要，围绕新能源基地及负荷中心合理布局，重 点布局点将处于东北、华北和西北地区。值得注意的是，尽管目前西部地区重点实施以及 储备项目较其他地区少，其充足的风、光等自然资源可能在未来吸引新能源电力新建项目。 届时，西部各地将对抽蓄电站配套服务有更强的需求。
近年来抽蓄电价制度经历数次改动，2021 年发改委的最新意见为两部制电价。过往抽蓄电站 曾采用固定租赁费制度与单一容量制度，电网所付年租金或电费与具体用电量不关联，电站 奖励机制基本空白；2014 年，发改委正式采取两部制电价，且允许抽蓄电站将容量电费和抽 发损耗纳入电网运行费用统一核算并纳入终端电费考量；然而，国家于 2019 年将抽蓄电站成 本移出输配电的定价成本，并于 2020 年将抽蓄电站移出可计提收益，对行业造成一定打击。
两部制电价=容量电价+电量电价。容量电费回收的是除抽发运行成本外的综合性成本。电 量电价用于回收抽水、发电的运行成本，以体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。 电量电价：抽蓄电站执行电量电价的收入来源于提供调峰调频等服务，成本来源于电能转 换为势能时所消耗的电量。根据电力现货市场运行与否，抽水电价及上网电价所执行的电 价政策不同。电力现货市场运行机制下，电量电价盈利主要取决于峰谷价差大小，峰谷价 差越大，盈利越好。
容量电价测算：根据发改价格〔2021〕633 号文所规定的容量电价计算机制，按 6.5%核定 经营期内部收益率；年净现金流=年现金流入－年现金流出（均不含税），其中年现金流入 为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平，包括固定资产残值收入（仅经营期 最后一年计入）；年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及 附加。基于我们的核心假设，使用 excel 单变量求解得到抽蓄电站容量电价为 0.574 元/W。 同时，我们测算抽蓄电站的调峰成本（运维+折旧+利息+抽放电 25%损耗带来的成本）在 电站投产首年为 0.366 元/千瓦时，后续年度逐利息支付下降每年降低，利息支付完成后为 0.249 元/千瓦时。
抽水蓄能电站的造价及贷款利率是影响容量电价的关键因素。我们进行了有关抽蓄电站造 价与借贷利率的容量电价敏感性分析，在 4.2%-4.8%的借贷利率、5-7 元/W 的造价的不同 情景下，抽蓄电站的容量电价约为 0.474-0.683 元/W。抽蓄电站的度电调峰成本受发电量、抽水电价、运维成本、利息及折旧的影响。无现货市 场交易机制下的抽水电价一般等于基准电价的 75%，利用小时决定发电量，故我们进行了 关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦 时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽蓄电站的度电调峰成本在首年为 0.322-0.403 元/千瓦时，在还贷完成后为 0.216-0.278 元/千瓦时。
抽蓄电站容量电价保证生命周期内至少 6.5%的资本金 IRR，整体 IRR（算上电量电价盈利） 与利用小时及电价正相关。我们进行了关于基准电价及利用小时数的抽水蓄能电站调峰成 本敏感性分析，在 0.3035-0.453 元/千瓦时的基准电价，1700-2000 的利用小时情景下，抽 蓄电站的资本金整体 IRR 可高达 10.1%-13.3%。
收益分享机制：一般一个监管周期为 3 年，上一监管周期内形成的电量电价收益，在抽水 蓄能电站和电网间进行二八比例分成，80%的部分在下一监管周期核定电站容量电价时相 应扣减。我们认为该措施主要是为了调动抽水蓄能电站和电网参与市场化改革的积极性。 目前大多数地区现货市场不够发达，如果执行发改价格 633 号文下电力现货市场尚未运行 情况下的抽水电价=燃煤基准价*75%，上网电价按照燃煤基准价执行，由于抽蓄电站“抽 四发三”存在 25%的电能损耗，电量电价部分利润较少。
