中国储能网讯：第十二届中国国际储能大会演讲速记如下：

雷一：各位来宾，大家下午好！今天这个会场的最后一个汇报由我给大家带来基于两部制电价的抽水蓄能投资回收与价格疏导机制的初步探索。

我的分享分为五方面：第一，抽水蓄能发展的背景与趋势。储能的种类很多，常规的分类还是把抽水蓄能习惯于归结为常规蓄能，像前面很多报告中的压缩空气储能、飞轮储能等都归结在新型储能的范畴之内。但是我们为什么还是对抽水蓄能有一个持续的关注呢？因为抽水蓄能是目前为止安装规模最大的储能形式，其次，储能这个产业里最为头疼的一个环节，就是价格疏导和投资回收的机制问题，储能能不能进入输配电价回收的问题，现在抽水蓄能在最新的政策下，会形成一些探索性的东西，我的报告也会围绕这些内容开展。

新型电力系统当中，很大一个问题就是由于新能源的波动性和比例的不断增长，把常规的机组和地区负荷曲线峰谷差拉得更大。抽水蓄能是一项很古老的储能技术，几十年前就诞生了，它的原理也比较简单，就像图中一样，一个上水库，一个下水库，就是在需要储能的时候把下水库的水抽上来，需要释能的时候就放水发电。

早期的抽水蓄能主要是解决负荷中心调峰的问题，但是随着新能源的发展，抽水蓄能的作用也将同时肩负调峰和帮助新能源消纳，以及为整个电力系统提供辅助调节服务这样的一些功能。

我们国家抽水蓄能现在发展的基本情况，首先是规模，截至到去年6月，我们国家已经是世界上规模最大的抽水蓄能装机国家，3639万千瓦，位于世界第一。同时，抽水蓄能在各类储能中的技术也是最为成熟，成本最低，而且也是最为安全可靠，能够为电力系统调节提供几乎所有调节需求，包括调峰、调频、调压、调相、黑启动、旋转备用、爬坡、备用等。同时它的缺点也比较明显，建设周期会很长，一般5-8年，选址会受到地质条件的限制，必须要有满足要求的上下水库，而且有400米以上的高差。如今在环保生态的压力下，它的选址受限更大。

虽然我们国家抽水蓄能装机已经是世界第一，但是同国外先进的国家相比，特别是和欧洲、美洲和日本相比，比重目前还比较低，2021年抽水蓄能的装机也仅仅占到了整个电力系统装机的1.5%。但在一个成熟的电力系统当中，应该是4%-6%这样的比例规模，所以说未来我国抽水蓄能电站仍然还存在很大的发展空间。右边这张图是截至2021年6月已经投运的抽水蓄能电站的分布，很明显长三角和珠三角较多，中西部相对来说较少。

虽然是一项古老的储能技术，但是回顾2021年通过工程实践，我们在抽水蓄能领域也实现了很多技术的突破。比如说，吉林敦化抽水蓄能电站去年投运，它在我国首次实现了700米超高的水头。在浙江长龙山抽水蓄能电站，它的水头甚至达到了756米，5/6号机组的转数达到了600转/分，这些都是创造了世界第一。黑龙江荒沟抽水蓄能电站，采用分数极路比的绕组技术，也填补了国内的技术空白。在广东阳江抽水蓄能电站，也是去年投运，是我国目前在运的单机容量规模最大的抽水蓄能机组，单台机组的规模达到40万千瓦。但是这里要补充说明一点，现在只是在运的单机最大规模是它，这个记录马上就要被刷新了，今年开工的浙江另外一座抽水蓄能电站，它的单机容量已经达到了42.5万，已经超过它了。

去年投运的还有一座抽水蓄能电站就是河北丰宁抽水蓄能电站，这是目前为止世界上装机容量最大的一个抽水蓄能电站，达到了360万千瓦，目前是世界上储能电站容量的最高记录。这个储能电站也是国内首次引进了变速机组，为我们国家承办冬奥会立下了不少的保电功劳。

2021年的时候，国家发布了《抽水蓄能中长期发展规划》，规划到2021-2035年的发展前景，计划到2025年，装机规模从现在的3600万增加到6200万，四年左右时间接近翻一番。到2030年的时候，规模还要翻一番，达到1.2亿千瓦的装机水平。到2035年，这里虽然没有规定装机容量的预期，但是对整个产业进行了一个描绘，就是形成一个新能源高比例发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，并且培养一批骨干企业。

从2021年6月份收集到的全国已经开工的抽水蓄能电站的分布来看，中部和西部有了明显的建设规模，同时在环京津冀，东北这些风光资源比较丰富，以及福建、广东、浙江沿海地区，都有大量的抽水蓄能电站在开工建设。

第二部分，抽水蓄能价格政策机制。

抽水蓄能不同的工况，它的运行方式决定了它的工况，不同的工况也影响着抽水蓄能的功能和收益，有些情况下可能同时有几种收益存在，它的功能，我们把它主要分为静态功能和动态功能。静态功能是调峰和填谷，动态功能是面对很多辅助服务调节，在这些情况下都会有不同的运行状态。在电力系统当中，无非我们都会把它看成两种形式：一种就是抽水状态，就是“电动机+水泵”，从下往上抽水；另外一种状态是“水轮机+发电机”放水发电。

在全球范围来看抽蓄的电价机制，我们调研了日本、法国、英美、德国的情况，总结起来主要包括：纯粹的电网经营制，就是算作一个电网的资产，或者采用容量租赁制，有一些调节需求的发电企业也好，负荷也好，电网公司也好，通过支付容量的租赁费给抽水蓄能电站带来收益。

再来看我国的抽水蓄能电站价格政策。我们对这20年来抽水蓄能电站价格政策进行了梳理。早期在电力市场改革开始之前，抽水蓄能被视为了电网资产的一部分，由电网统一进行运营或者是租赁经营，也没有进行独立定价，因为那时候电网都是统购统销。第二个阶段，在2014年的时候，有一个文件叫做《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，这个通知初步确立了抽水蓄能和电网其他资产要区别开，有两部制电价这样的机制。但是这种机制下，容量电费由电网公司支付给抽水蓄能电站，以及抽水的损耗由电网公司承担了以后，从哪里回收，并没有得到解决。

最重要的文件就是到了2021年的时候，随着633号文（《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》），该文件明确规定了要实现两部制电价的同时，容量电价直接进入输配电价，电量电价进入现货市场中，由现货市场决定。这基本上解决了通过市场来回收不同成本的方式，同时也对抽水蓄能的私有属性和公有属性进行了区分。我们知道，抽水蓄能电站的抽水放电和储能的存储放电一样，是服务于某个特定的用户也好，电站也好，或者说新能源场站也好，它是具有私有属性的。而它的一些备用、保障、安全、调压、调频这些功能是面向整个电力系统的，所以说它更多是一种公有属性。因此，这个政策的初衷就是将公有属性纳入拿到输配电价里，大家统一买单，服务于私有的电源或者用户的属性，就通过现货市场去解决。

在这里我们也进行了调研，截至到去年，我们国家已经投运的这些抽水蓄能电站的价格情况，我国的抽水蓄能电站正在经历由单一容量租赁制或者单一的电量制向两部制转换的过程当中。主要的电站价格及其疏导机制如右表所示，其中浙江的C1抽蓄电站已经实现了两部制，它的装机有180万，容量电价是按照550元左右/千瓦/年。那么，抽水和上网电价大概是4毛和5毛7这样的价格，这样的价格刚好可以涵盖75%的效率，把抽发损耗这部分成本给涵盖掉。它的疏导方式就是在华东电网里，由其所能服务的几家省级电网公司按照比例进行分摊。其他的这些电站多数是以容量租赁的方式获得收益，价格有高有低，在300-561元/千瓦/年之间，多数的抽水蓄能电站的容量电费也是在网公司层面，由相应的省电力公司各自按照一定的比例进行承担。

在这里有必要提一下633号文的内容，针对我们之前抽水蓄能电站的成本疏导比较单一的方式，它给出了电费的疏导策略，规定从2023年开始，抽水蓄能要实现两部制电价，其中容量电价用于固定投资的回收，也就是说，我修一座抽水蓄能电站花了一百亿，初始投资二十亿，容量电价就得保证这二十亿的初始投入资本金每年有固定的收益，或者是按照30年、40年能够回本这样去收容量电价。容量电价是可以进输配电价的。此外，电量电价则用来弥补它抽水发电产生的那部分损耗。

电量电费也将结合我们国家的市场化进程进行疏导。在现货市场开展之前，抽水蓄能电站是没有进入现货市场的。这种情况下，抽水的电量还是由电网公司给，还是可能要进输配电价，但是电网公司可以进行这部分电量招标，也就是就说不用给这些电量了，这些电量让弃风弃水的这些电量来抽水。有一些愿意以不高于电网所给的抽水电价电价去抽水的弃风弃光的这些电量，电网是愿意转让给它的，那就电网就可以把这部分电量拿掉，就不必进入输配电价了。那么现货市场开启后，抽蓄进入现货市场当中，就是现货市场价差盈利的方式。电网完全不用承担抽水发电的损耗了，抽水蓄能抽水和放电的价差如果有利润，利润的80%还要用来疏导进入输配电价的容量电价部分。这样就形成了一种反哺机制，虽然由输配电价去负担它的容量电价，但是由于这种疏导机制的存在，不至于把输配电价抬的太高。如果抽水蓄能同时参与其他有偿的辅助服务获得收益，其80%也是要在下一个核定周期的时候进行相应的扣减，它的作用也是一样，就是希望可以尽量少的抬高输配电价。

第三，抽水蓄能容量电价定价模型。

按照633号文的规定，抽水电站建设成本的20%作为资本金，容量电价按照资本金内部收益率6.5%来进行核定，还款周期是25年，这个内部收入率法也是比较成熟的分析方法了，可以通过分析每一年抽水蓄能电站的支出和收益进行核价计算。在支出方面，我们把建设费用按照最后的残值抵偿了之后，折旧到每一年里去，同时考虑它还需要支付每一年的运维费用、大修费用，以及20%的资本金之外的银行贷款还款。同时，还需要支付一些税费，包括13%的增值税，0.5%的附加税，以及企业所得税。

在收益方面，容量电价的核定只考虑容量收益，在头三年，就是抽水蓄能电站才建好的时候，就只有容量收益，我们这里就考虑它只有容量收益，P就是它的容量价格。经过三年之后，新的监管周期开始，需要重新核定容量电价，就需要把前一个生产周期当中已经获得的容量电价收益，再加这三年上辅助服务市场和电力现货市场获得收益的80%作为前面三年已经获得的容量电价收益，并据此来核定新的监管周期的容量电价。

（图示）以去年某一个投运的抽水蓄能为例来进行核算，这个电站装机有140万千瓦，4台35万千瓦的机组，工程的总投资是77.8亿元，那么，根据自有资本金20%，贷款25年，利率4%，等额本息还款方式，40年后残值按5%设定，基本情况如左边这个图所示。同时我们也同时调研了抽水蓄能电站所在地区其他已经运营的抽水蓄能电站的运行费用，也估算出来了它在运行维护方面所需要的每年材料费用、管理人员的费用、项目的保险费用、电站的评测费用，以及大修所需要花的费用，如中间的表所示。我们把它代入到前面的模型中，就可以核算出来，它初步的容量电价大概是423元/千瓦/年，投资回收期是22.7年。

（图示）我们再来看它对输配电价的影响，如果由它所在的省电力公司来单独承担它的成本，这个省每年的工商业电价如果是732亿度，那么我们把423的价格乘以装机容量，乘以140，再除以电量，就可以算出来它大概就是把输配电价抬高0.8分左右。当然，这只是它的容量电价部分，如果再加上抽水损耗，大概投运一座抽水蓄能电站，基本上就是把输配电价抬高1分这样的水平。不过，如果该省工商业电量较大，抬高的输配电价幅度会按比例减少。

刚才核定的是临时容量电费，我们假设它运营了三年，在这三年当中，该抽水蓄能电站励精图治，积极去参与现货市场和辅助服务市场，并且每年都获得了很多额外收益，就如上面的表所示，那么这些收益的80%在三年之后重新核定它的容量电费的时候就会计算到已经获得的容量电价里去。根据这种算法，我们来推算在第二个监管周期重新核定容量电价的时候，算出来就是409.5元/千瓦/年，这也是按照633号文规定，让抽水蓄能电站更多去参与现货市场和辅助服务市场，来缓解它对输配电价的抬升作用的意图之所在。

我们也做了一些容量电价的灵敏度分析，其中最大的影响因素是电站的建设成本，它的建设成本是在4500-7500元/千瓦变化的时候，容量价格区间是在360-550元/千瓦/年；贷款利率也会有一定的影响，在2%-6%之间变化时，价格会在380-440元/千瓦/年的区间变化；运维费率的影响与贷款利率相近，就是说它的运维费率是20元/千瓦/年到60元/千瓦/年之间时，它的容量电费是在400-440元/千瓦/年。但是人工费影响相对比较小，一般一个抽水蓄能电站的定编是25-30人左右，但是灵敏度分析的结果，12人和36人之间变化的时候，电价影响不大，所以有必要适当多配一些市场技术人员，多多发挥他们的智慧，让抽水蓄能电站在现货市场上去盈利。

第四部分，两部制电价疏导案例分析。

（图示）右上角的图就是我们根据现有的文件梳理出来的抽水蓄能电费疏导方式，对电网公司而言，承担的大量抽水蓄能电站成本（主要是容量电费和抽发损耗）需怎么疏导呢？我们来看，在这些抽水蓄能电站的电费被疏导之前，需要被输配电价承担的费用第一就是抽水的抽发损耗支出，因为抽水和发电需要有损耗，所以抽发的损耗需要进入输配电价。另外就是没有经过疏导的容量电费。其中抽发损耗的电量电费在现货市场起来之前，可以通过抽水电量招标把它甩掉一部分。在现货市场起来之后，可以全部由现货市场承担，就不会没有任何成本。而容量电费呢，633号文规定，它可以向特殊电源去出租它的容量，收取容量租赁费，主要其实也就是面向风电和光伏这样的新能源场站。同时，电量现货市场获得利润的80%和辅助服务市场获得利润的80%，也会计入到容量电费收益里抵消进入输配电价的那部分容量电费。所以，最终进入到输配电价当中的金额就是剩余的抽水电费加上疏导之后的容量电费，它的理论依据也都有相应的政策文件。

（图示）我们根据一个例子进行了研究，以某个区域电网公司为例，它下面有四个省电力公司，现在区域的抽蓄装机规模是255万千瓦，预计中期2030年要达到1650万千瓦，远期2035年达到2000千瓦。同时，风电和光伏也将大概要增加4倍左右这样的装机规模。它下面有一个A省电力公司，它按照一定比例要分担区域电网内抽水蓄能的抽发损耗成本和容量成本。我们首先来看近期的判断，在2025年左右，整个区域电网的抽蓄成本中，可以让一半的电量通过弃风弃光去抽水。同时，我们觉得因为有很多风电和光伏需要新建，其中40%可以采用容量租赁的方式，租赁的价格假设是350元/千瓦/年。因为要和很多电化学储能进行竞争，所以说价格可能会低于核定的430元/千瓦/年。A省电力公司在疏导前要承担9.1亿的抽蓄成本/年，疏导后只需要承担5.75亿。这里面有1.52亿来自于抽水电量招标，有0.22亿来自于辅助服务，有1.61亿来自向风光提供容量租赁。抬高输配电价由1.1分/千瓦时降低至0.69分/千瓦时。

（图示）2030年的情景预测，区域电网的抽水蓄能达到1690万千瓦。在这时候，现货市场的开启意味着不用在承担抽发电量损耗了。同时，我们觉得新增的光伏和风电如果采用容量租赁的方式，50%都找抽蓄去租赁，还是按照350元/千瓦/年的价格，那么通过向新能源场站的容量租赁，它可以实现有约20亿这样的容量电费收入来用于容量电费的疏导。辅助服务市场，相对来说规模较少，因为给了它容量电费，还有现货市场开启了以后，调峰的规模就小了，给了容量电费了之后，调频、备用这些其他的辅助服务都是义务性的，所以辅助服务市场当中可能也有大概一点几亿的疏导效果，整体来说大概能够疏导一半左右。

对于A省电力公司而言，因为现货市场已经开启了，虽然现货市场里没有盈利，但是抽水电量成本全部都已经甩出去了，所以就不用承担抽发损耗，A省只用按照比例承担容量电费，可以把成本从18.53亿减少到8.67亿，其中抽发损耗在6.18亿，通过现货市场全部都已经甩出去了，容量租赁的疏导能够疏导3.42亿，辅助服务能够疏导2600万，最后疏导之后达到8.6亿的成本。8.67亿，它抬高的输配电价大概就对应着当年的工商业电量预测，我们觉得它应该把输配电价抬高0.85分/度这样的水平，如果不疏导，会把输配电价抬高将近2分/度电，约1.8分/度电。

（图示）我们来看远期的预测，我们觉得这个区域电网公司在2035年抽蓄规模达到2000万。在这个情况下，现货市场运行已经比较成熟了，每度电进入到抽水然后发电略有盈利，所以这部分赚的钱80%又会疏导容量电价。所以说，在辅助服务市场、现货电量市场以及容量租赁市场三者共同对容量电费的疏导机制下，我们觉得可以疏导一半以上成本。对于A省，可以把成本从21.93亿元降到9亿元，其中降低的就是抽发的7.31亿成本全部已经没有了，同时在现货市场赚的钱当中的80%，就是这1.45亿还可以拿来反哺容量电费成本，辅助服务有2900万，容量租赁疏导有3.88个亿。在这样的疏导机制之后，它抬高的输配电价可以稳定在0.8分/度左右，如果不疏导，将抬高1.94分/千瓦时。

最后，小结。

第一，在电力现货市场起步前，抽水电量进行招标是有效的电量成本疏导方式。

第二，在电力现货市场开启后，抽水蓄能的抽发损耗将不再进入输配电价，它的价差盈利还将反哺疏导容量成本，因此现货市场的成熟尤为重要。

第三，抽水蓄能电站可以向风光新能源场站提供容量租赁服务，既可以减少风光发电场配置储能的成本，也便于抽水蓄能成本疏导，也方便调度的集中调节，同时也可以形成一种抽水蓄能同电化学储能等新型储能之间良性竞争关系，共同推动技术发展。

第四，因容量租赁和电量疏导后，抽水蓄能电站参与有偿的辅助调节的获利空间比较少，因此辅助服务市场的作用相对比较小。

第五，各类疏导方式共同作用可以将A省输配电价提升幅度控制在1分/千瓦时以内，电力现货市场和对新能源场站的容量租赁起到的疏导作用最大。

以上是我的分享，谢谢大家！