我國(guó)抽水蓄能需求情勢(shì)
和電價(jià)政策分析研究
徐佳成
摘要：抽水蓄能是我國(guó)構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要支撐，對(duì)比“十二五”和“十三五”期間抽水蓄能和新能源的規(guī)劃實(shí)施情況，抽水蓄能明顯滯后，制約了新能源快速發(fā)展。“十四五”以來(lái)，2021年制定的抽水蓄能中長(zhǎng)期規(guī)劃實(shí)施情況分析顯示我國(guó)抽水蓄能開發(fā)過(guò)熱，造成了開發(fā)成本升高和產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)Ш獾葐?wèn)題，2030年裝機(jī)規(guī)模將高達(dá)2.30億kW，測(cè)算將整體推高全社會(huì)整體用電成本0.007元/kWh。結(jié)合我國(guó)電力特性和發(fā)展方向分析，抽水蓄能未來(lái)主要需求場(chǎng)景是平抑新能源出力不穩(wěn)定性。我國(guó)可再生能源發(fā)展“十四五”和“十五五”期間規(guī)劃目標(biāo)新增新能源6.65億kW，測(cè)算我國(guó)2030年抽水蓄能需求規(guī)模的上限不超過(guò)1.21億kW，建議適當(dāng)控制抽水蓄能開發(fā)建設(shè)節(jié)奏并加大清潔電力替代比例。對(duì)比電力行業(yè)輸電工程和常規(guī)水電站的項(xiàng)目市場(chǎng)收益水平，抽水蓄能項(xiàng)目在當(dāng)前電價(jià)政策下的收益率過(guò)高，是造成開發(fā)過(guò)熱和不平衡的主要原因，建議盡快合理調(diào)整。
關(guān)鍵詞：抽水蓄能；規(guī)模需求；規(guī)劃實(shí)施；電價(jià)政策；收益水平
抽水蓄能電站在我國(guó)新型電力系統(tǒng)中應(yīng)用最為廣泛，具有調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相、緊急事故備用、黑啟動(dòng)等多種作用，是當(dāng)前技術(shù)成熟、調(diào)度靈活、安全可靠和經(jīng)濟(jì)環(huán)保的最佳儲(chǔ)能方式，對(duì)保障能源安全，促進(jìn)新能源發(fā)展，提高電力系統(tǒng)效率有著重要的意義。世界首座抽水蓄能電站為瑞士的奈特拉抽水蓄能電站，建成于1882年，裝機(jī)容量515kW。我國(guó)抽水蓄能電站建設(shè)起步較晚，1968年和1973年先后在華北地區(qū)建成了崗南和密云兩座小型混合式抽水蓄能電站。20世紀(jì)末以來(lái)，我國(guó)抽水蓄能快速發(fā)展，通過(guò)技術(shù)引進(jìn)、消化、吸收和創(chuàng)新，目前在規(guī)劃設(shè)計(jì)、施工建設(shè)、裝備制造等方面均處于世界領(lǐng)先地位。截至2023年底，我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)容量5094萬(wàn)kW，在建抽水蓄能裝機(jī)容量18058萬(wàn)kW，已建、在建裝機(jī)規(guī)模合計(jì)約2.3億kW[1]。相比于我國(guó)龐大的電力系統(tǒng)規(guī)模，抽水蓄能裝機(jī)占比仍較低，僅約1.7%，遠(yuǎn)低于日本的8%，也低于意大利、西班牙、德國(guó)、英國(guó)、韓國(guó)的3%～6%。
加快發(fā)展抽水蓄能是提升電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟(jì)性和安全性的重要方式，是構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的迫切要求，對(duì)保障電力供應(yīng)、確保電網(wǎng)安全、促進(jìn)新能源消納、推動(dòng)能源綠色低碳轉(zhuǎn)型具有重要意義[2]?！笆奈濉币詠?lái)，《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào))等利好政策的發(fā)布，我國(guó)抽水蓄能迎來(lái)了一波開工建設(shè)的高峰，顯示有過(guò)熱和不平衡現(xiàn)象，亟待在需求情勢(shì)研判的基礎(chǔ)上分析該現(xiàn)象的根本原因，采取適當(dāng)措施保障平穩(wěn)發(fā)展。
一、發(fā)展問(wèn)題
（一）歷史問(wèn)題
以“風(fēng)”“光”為代表的新能源將成為新型電力系統(tǒng)的發(fā)電主體，但由于新能源出力具有顯著的間歇性、波動(dòng)性和隨機(jī)性，配套一定規(guī)模具有儲(chǔ)能調(diào)峰功能的調(diào)節(jié)電源是保障新能源電力高比例消納和維持電力系統(tǒng)穩(wěn)定的重要保障。抽水蓄能是當(dāng)前電力系統(tǒng)的主力調(diào)節(jié)電源，從全球來(lái)看，其裝機(jī)規(guī)模占全部電力儲(chǔ)能規(guī)模的90%[3]。表1統(tǒng)計(jì)了我國(guó)“十二五”以來(lái)電力、新能源和抽水蓄能各年度裝機(jī)規(guī)模，圖1顯示了三者的增長(zhǎng)對(duì)比情況。
表1 我國(guó)電力、新能源和抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模（單位：萬(wàn)kW）
注：數(shù)據(jù)來(lái)源于國(guó)家能源局歷年發(fā)布的全國(guó)電力工業(yè)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)和中電聯(lián)歷年發(fā)布的年度全國(guó)電力供需形勢(shì)分析預(yù)測(cè)報(bào)告。
由圖1可見(jiàn)，抽水蓄能相比于電力和新能源的裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)明顯偏慢。圖2和圖3分別顯示新能源和抽水蓄能“十二五”以來(lái)裝機(jī)規(guī)模的增長(zhǎng)情況，雖然抽水蓄能占電力總裝機(jī)比例總體維持在1.7%左右，但相比于新能源規(guī)模年均34%的增產(chǎn)率，抽水蓄能年均增長(zhǎng)率僅有9.6%。圖4顯示了2010年以來(lái)抽水蓄能與新能源裝機(jī)對(duì)比變化情況，二者裝機(jī)比例從2010年的54%下滑至2023年的4.8%。
圖1 我國(guó)電力、新能源和抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)情況
圖2 2011-2023年我國(guó)新能源裝機(jī)規(guī)模變化趨勢(shì)
圖3 2011-2023年我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模變化趨勢(shì)
根據(jù)我國(guó)《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》的實(shí)施情況，“十三五”期間，我國(guó)投產(chǎn)和開工的抽水蓄能規(guī)模分別僅達(dá)到規(guī)劃目標(biāo)的79%和53%。由于抽水蓄能電站建設(shè)周期較長(zhǎng)，而新能源建設(shè)周期較短，在我國(guó)新能源進(jìn)入了高增速、高滲透率的發(fā)展階段，抽水蓄能“十四五”之前的發(fā)展滯后已對(duì)當(dāng)前新能源的發(fā)展造成了嚴(yán)重制約。
圖4 抽水蓄能與新能源裝機(jī)對(duì)比
（二）新問(wèn)題
1.開發(fā)成本趨高
從全國(guó)整體來(lái)看，開發(fā)建設(shè)條件好的抽水蓄能站點(diǎn)越來(lái)越少，工程建設(shè)難度增大、建造成本上升。同時(shí)，地方政府和移民訴求增多、生態(tài)環(huán)保要求更加嚴(yán)格、遠(yuǎn)距離接入系統(tǒng)，以及水電工程在勘測(cè)設(shè)計(jì)、建造施工、驗(yàn)收監(jiān)管等方面行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)不足等因素，共同導(dǎo)致了水電項(xiàng)目投資“增易減難”。2022年核準(zhǔn)的抽水蓄能電站平均單位kW總投資約6665元，較“十三五”時(shí)期平均水平6300元上漲約5.8%[4]。
2.產(chǎn)業(yè)鏈不平衡
抽水蓄能的產(chǎn)業(yè)形態(tài)，上游主要為設(shè)備制造商，包括水輪機(jī)、水泵、發(fā)電機(jī)、主變壓器、監(jiān)控系統(tǒng)、調(diào)速系統(tǒng)等設(shè)備制造企業(yè)；中游主要為抽水蓄能電站投資、設(shè)計(jì)、建造和運(yùn)營(yíng)企業(yè)；下游為接入電網(wǎng)系統(tǒng)，主要提供調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相及事故備用等輔助服務(wù)應(yīng)用。“十四五”以來(lái)，抽水蓄能爆發(fā)式開發(fā)建設(shè)，對(duì)整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈形成了沖擊，造成不平衡，主要體現(xiàn)在：一是上游設(shè)備制造能力不匹配，以水輪機(jī)為例，國(guó)內(nèi)僅有東方電氣集團(tuán)東方電機(jī)有限公司和哈爾濱電機(jī)廠有限責(zé)任公司，產(chǎn)能有限，遠(yuǎn)難以滿足即將到來(lái)的機(jī)組安裝數(shù)量需求，當(dāng)前不斷攀升的機(jī)組價(jià)格也反映了供應(yīng)能力不足問(wèn)題；二是中游勘測(cè)設(shè)計(jì)工作周期壓縮，主要體現(xiàn)在全國(guó)抽水蓄能項(xiàng)目普遍存在前期論證不夠、工作不深現(xiàn)象，前期工作周期由以往的平均3~4年壓縮至1~1.5年；三是下游市場(chǎng)機(jī)制不完善，兩部制電價(jià)決定抽水蓄能項(xiàng)目收益的方式過(guò)于簡(jiǎn)單，難以充分體現(xiàn)抽水蓄能在電力系統(tǒng)發(fā)揮的多功能市場(chǎng)價(jià)值，難以區(qū)分不同抽水蓄能項(xiàng)目的效益優(yōu)劣，盲目的過(guò)熱開發(fā)易推高整體用電成本。
二、需求情勢(shì)分析
（一）規(guī)劃實(shí)施
《水電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》提出2015年抽水蓄能投產(chǎn)目標(biāo)3000萬(wàn)kW，實(shí)際投產(chǎn)2305萬(wàn)kW，規(guī)劃目標(biāo)完成率77%?！端姲l(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出2020年抽水蓄能投產(chǎn)目標(biāo)4000萬(wàn)kW，實(shí)際投產(chǎn)3149萬(wàn)kW，規(guī)劃目標(biāo)完成率79%?！笆濉焙汀笆濉逼陂g，抽水蓄能規(guī)劃目標(biāo)完成率均未達(dá)80%。
《可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》提出2015年并網(wǎng)風(fēng)電達(dá)到1億kW、太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)達(dá)到2100萬(wàn)kW，共計(jì)1.21億kW，實(shí)際2015年新能源發(fā)電并網(wǎng)規(guī)模達(dá)到1.74億kW，規(guī)劃目標(biāo)完成率144%?！犊稍偕茉窗l(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出2020年并網(wǎng)風(fēng)電2.1億kW、太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)1.1億kW，共計(jì)3.2億kW，實(shí)際2020年新能源發(fā)電并網(wǎng)規(guī)模達(dá)到5.35億kW，規(guī)劃目標(biāo)完成率167%。
從相關(guān)規(guī)劃實(shí)施情況看，相比于新能源電力遠(yuǎn)超規(guī)劃目標(biāo)的高速發(fā)展，抽水蓄能“十二五”和“十三五”規(guī)劃目標(biāo)完成率較差，后續(xù)具有較廣闊的補(bǔ)充發(fā)展空間。
（二）規(guī)劃空間
為適應(yīng)新能源大規(guī)模跨越式發(fā)展的要求，2021年國(guó)家能源局發(fā)布《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，提出規(guī)劃目標(biāo)：到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬(wàn)kW以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億kW左右。
截至2023年底，我國(guó)投產(chǎn)抽水蓄能裝機(jī)容量5094萬(wàn)kW，已完成“十四五”規(guī)劃目標(biāo)的82%；在建規(guī)模約1.8億kW，基本將于“十五五”期間投產(chǎn)，2030年我國(guó)抽水蓄能投產(chǎn)規(guī)模將超過(guò)2.3億kW，接近規(guī)劃目標(biāo)1.2億kW的兩倍。
從規(guī)劃空間分析，考慮抽水蓄能電站建設(shè)周期為5-6年，“十四五”期間我國(guó)抽水蓄能開發(fā)建設(shè)空間已飽和。
（三）需求規(guī)模
1.需求場(chǎng)景
我國(guó)電力主要由水電、火電、核電與新能源構(gòu)成，截至2023年底，全國(guó)發(fā)電裝機(jī)容量29億kW，其中，水電占比14%、火電48%、核電2%、新能源36%。從電力特性上看，水電本身是較好的靈活性電源；火電由于環(huán)保限制發(fā)展規(guī)模有限，近年來(lái)在不斷增強(qiáng)靈活性改造；核電在電力系統(tǒng)中主要承擔(dān)基荷；新能源發(fā)展迅速，是我國(guó)新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建主體。因此，為保障電力系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性，我國(guó)抽水蓄能未來(lái)主要服務(wù)場(chǎng)景是平抑新能源出力的不穩(wěn)定性。
2.新能源開發(fā)需求
《可再生能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》提出2030年風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)規(guī)模容量達(dá)到12億kW以上。根據(jù)2020年底我國(guó)新能源裝機(jī)容量5.35億kW，則“十四五”和“十五五”期間將新增新能源裝機(jī)規(guī)模6.65億kW。
平抑新能源出力不穩(wěn)定性有兩種方式：一是在電源側(cè)通過(guò)調(diào)節(jié)電源平滑出力曲線；二是在負(fù)荷側(cè)通過(guò)限定用電曲線以適應(yīng)出力。顯然，負(fù)荷側(cè)用電的過(guò)多限制不利于靈活的電力市場(chǎng)需求，在電源側(cè)通過(guò)調(diào)節(jié)電源平抑新能源出力不穩(wěn)定性符合提高供給側(cè)質(zhì)量的要求，更符合我國(guó)電力市場(chǎng)發(fā)展方向。
根據(jù)近年來(lái)各省區(qū)發(fā)布的新能源儲(chǔ)能配比要求，要求最高的為2023年西藏自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì)印發(fā)的《2023年風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)方案》，對(duì)于新增光伏發(fā)電項(xiàng)目要求配置儲(chǔ)能規(guī)模不低于光伏裝機(jī)容量的20%，儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)不低于4h。
按我國(guó)抽水蓄能設(shè)計(jì)平均滿發(fā)6h計(jì)，若至2030年新增的6.65 億kW新能源全部采用抽水蓄能儲(chǔ)能調(diào)節(jié)，以儲(chǔ)能配比20%、時(shí)長(zhǎng)4h的存儲(chǔ)能量要求折算抽水蓄能最大新增需求規(guī)模為0.89億kW。因此，若僅從支撐新能源開發(fā)角度測(cè)算，2030年抽水蓄能需求規(guī)模不超過(guò)1.21億kW（2020年底，抽水蓄能裝機(jī)0.32億kW），與《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》提出的2030年1.2億kW規(guī)劃目標(biāo)一致。
目前，我國(guó)新型儲(chǔ)能發(fā)展迅速，隨著技術(shù)迭代和規(guī)?；瘧?yīng)用，其建設(shè)成本也在不斷降低。根據(jù)《中國(guó)新型儲(chǔ)能發(fā)展報(bào)告2023》，2023年底我國(guó)新型儲(chǔ)能規(guī)模已超過(guò)2000萬(wàn)kW，預(yù)測(cè)“十四五”末期將超過(guò)6000萬(wàn)kW，新型儲(chǔ)能的發(fā)展將擠占部分抽水蓄能發(fā)展空間。
隨著傳統(tǒng)能源電力的靈活性改造、新型儲(chǔ)能快速發(fā)展以及電網(wǎng)調(diào)度技術(shù)進(jìn)步等有利因素的發(fā)生，從已制定的相關(guān)規(guī)劃測(cè)算2030年1.2億kW裝機(jī)規(guī)模是我國(guó)抽水蓄能的需求上限。
（四）電價(jià)影響
由上述規(guī)劃實(shí)施情況分析，2021-2030年我國(guó)抽水蓄能新增投產(chǎn)規(guī)模超過(guò)1.8億kW，以平均單位kW總投資6665元計(jì)，總投資規(guī)模為1.2萬(wàn)億元。根據(jù)2023年國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)發(fā)布的《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》(發(fā)改價(jià)格〔2023〕533號(hào))，其中核定了48座抽水蓄能電站容量電價(jià)，總裝機(jī)5600萬(wàn)kW，平均單位容量電價(jià)為490元/kW。以新增抽水蓄能規(guī)模1.8億kW計(jì)，2021-2030年全國(guó)電力系統(tǒng)增加容量成本共計(jì)882億元。根據(jù)《中國(guó)能源發(fā)展報(bào)告2023》預(yù)測(cè)成果，我國(guó)2030年全社會(huì)用電量將增長(zhǎng)到11.8萬(wàn)億~12.5萬(wàn)億kWh。若2030年全社會(huì)用電量以高預(yù)測(cè)成果12.5萬(wàn)億kWh計(jì)，“十四五”期間抽水蓄能新增容量成本882億元將推高全社會(huì)整體用電成本0.007元/kWh。
針對(duì)目前已建、在建共2.3億kW的抽水蓄能規(guī)模，已遠(yuǎn)超《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》2030年投產(chǎn)1.2億kW規(guī)劃目標(biāo)的情況，建議：一是適當(dāng)控制抽水蓄能建設(shè)節(jié)奏，推遲或延緩部分項(xiàng)目開工建設(shè)；二是加快清潔能源電力體系建設(shè)進(jìn)程，加大新能源電力代替排放大、污染嚴(yán)重的能源電力品種的力度。
三、電價(jià)政策分析
抽水蓄能電站通過(guò)抽水、發(fā)電服務(wù)于電力系統(tǒng)，本身并不產(chǎn)生發(fā)電效益，且在抽水過(guò)程中需要消耗大量電力，項(xiàng)目收益依賴于市場(chǎng)電價(jià)政策?！笆奈濉敝埃覈?guó)抽水蓄能長(zhǎng)期面臨容量電費(fèi)疏導(dǎo)渠道不明確、抽蓄儲(chǔ)能市場(chǎng)價(jià)值不能充分體現(xiàn)等問(wèn)題[5]。
（一）電價(jià)機(jī)制
2014年出臺(tái)的《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號(hào)）明確在電力市場(chǎng)形成前，抽水蓄能電站實(shí)施兩部制電價(jià)，并且鼓勵(lì)通過(guò)市場(chǎng)方式確定電價(jià)。但該政策對(duì)抽水蓄能電站收益方式的規(guī)定過(guò)于籠統(tǒng)，難于在實(shí)際中操作，本質(zhì)上由電網(wǎng)企業(yè)隱性地購(gòu)買了所有的輔助服務(wù)，難以調(diào)動(dòng)投資主體的開發(fā)積極性。
2019年出臺(tái)的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價(jià)格規(guī)〔2019〕897號(hào)）明確抽水蓄能電站不允許計(jì)入輸配電成本。2020年，《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》（發(fā)改價(jià)格規(guī)﹝2020﹞101號(hào)）明確抽水蓄能電站不得納入可計(jì)提收益的固定資產(chǎn)范圍。這兩項(xiàng)政策的發(fā)布導(dǎo)致抽水蓄能電站唯一的價(jià)格疏導(dǎo)機(jī)制不能延續(xù)，但對(duì)通過(guò)何種途徑疏導(dǎo)并未明確，進(jìn)一步壓抑了抽水蓄能開發(fā)的積極性。
2021年，《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào))的發(fā)布，是促成抽水蓄能開發(fā)建設(shè)熱潮的關(guān)鍵政策。該文件延續(xù)了《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號(hào)文）兩部制電價(jià)基本框架，健全了成本回收和分?jǐn)倷C(jī)制，明確以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)；將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收，并保障項(xiàng)目經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%。
（二）收益水平
兩部制電價(jià)政策下，抽水蓄能項(xiàng)目收益包含兩個(gè)部分：一是發(fā)電量收益，二是容量收益，分別對(duì)應(yīng)著電量電價(jià)和容量電價(jià)。參考《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào))文中“對(duì)在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未運(yùn)行的地方抽水電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行”“上網(wǎng)電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行”的規(guī)定，抽水蓄能電站能量轉(zhuǎn)換率平均為75%，因此電量電價(jià)收益部分只能基本保證收支平衡，電站的主要收益依托于容量電價(jià)收益。
在電力行業(yè)中，對(duì)關(guān)系到公共利益、國(guó)家安全和市場(chǎng)還不能完全有效配置資源的項(xiàng)目，普遍采用經(jīng)營(yíng)期準(zhǔn)許收益法核定項(xiàng)目收益率。準(zhǔn)許收益水平應(yīng)當(dāng)與社會(huì)平均投資收益水平相當(dāng)。以跨省區(qū)輸電工程為例，《跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格定價(jià)辦法》（發(fā)改價(jià)格規(guī)﹝2021﹞1455號(hào)）規(guī)定：“跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格按經(jīng)營(yíng)期法核定，按照資本金內(nèi)部收益率對(duì)工程經(jīng)營(yíng)期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營(yíng)期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)，核定工程輸電價(jià)格?！薄百Y本金內(nèi)部收益率，按不超過(guò)5%核定。”
《水電建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)規(guī)范》（DL/T 5441-2010）規(guī)定“經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率按略高于同期國(guó)內(nèi)銀行5年期以上貸款年利率計(jì)算?！碑?dāng)前，我國(guó)5年期以上貸款市場(chǎng)報(bào)價(jià)利率(LPR)為3.60%，即使按上浮50%計(jì)算，當(dāng)前水電站項(xiàng)目合理資本金內(nèi)部收益率應(yīng)不大于5.5%。
《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號(hào)文）提出“電價(jià)按照合理成本加準(zhǔn)許收益的原則核定。其中，成本包括建設(shè)成本和運(yùn)行成本；準(zhǔn)許收益按無(wú)風(fēng)險(xiǎn)收益率(長(zhǎng)期國(guó)債利率)加1%~3%的風(fēng)險(xiǎn)收益率核定?！备鶕?jù)2024年發(fā)行的最后一批儲(chǔ)蓄國(guó)債利率，5年期限票面年利率為2%。若以3%風(fēng)險(xiǎn)收益率計(jì)，抽水蓄能項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率應(yīng)為5%。
對(duì)比以上三項(xiàng)收益水平，《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào))給出的經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%明顯過(guò)高。
此外，對(duì)于新投產(chǎn)的抽水蓄能電站，能量轉(zhuǎn)換率普遍高于75%，甚至達(dá)到80%，隨著裝備制造和控制水平的提高，水泵水輪機(jī)組的能量轉(zhuǎn)換率有望進(jìn)一步提高，抽水蓄能電站的電量部分收益將增加。此外，隨著全國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的逐步完善，新能源的大比例并網(wǎng)，抽水蓄能也有望在調(diào)峰服務(wù)中實(shí)現(xiàn)更大的峰谷價(jià)差收益。
（三）案例分析
價(jià)格是市場(chǎng)的“牛鼻子”，價(jià)格過(guò)高導(dǎo)致項(xiàng)目收益率偏離市場(chǎng)平均收益水平是導(dǎo)致抽水蓄能“十四五”以來(lái)爆發(fā)式開發(fā)建設(shè)的主要原因。在該背景下，倘若再通過(guò)行政指令安排分配各省區(qū)開發(fā)指標(biāo)，必將形成“量?jī)r(jià)雙管制”局面，造成市場(chǎng)嚴(yán)重扭曲。這種兜底保障收益的容量電價(jià)政策模式一方面不利于反映項(xiàng)目市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力；另一方面會(huì)導(dǎo)致資源錯(cuò)配。
1.市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力
以固定收益率核定的容量電價(jià)統(tǒng)一納入輸配電價(jià)加以回收，意味著單位裝機(jī)投資大的抽水蓄能項(xiàng)目獲得高容量電價(jià)，單位裝機(jī)投資小的獲得低容量電價(jià)，難以反映出項(xiàng)目的工程經(jīng)濟(jì)性優(yōu)劣，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)不足。
以江西省贛北區(qū)域抽水蓄能站點(diǎn)為例，“十四五”開工建設(shè)的洪屏二期抽水蓄能電站工程單位千瓦靜態(tài)投資低于4000元/kW，而鉛山抽水蓄能電站接近5500元/kW，二者工程經(jīng)濟(jì)指標(biāo)差異約38%，洪屏二期相比鉛山項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性明顯更優(yōu)，但在當(dāng)前電價(jià)政策下，二者的市場(chǎng)收益率基本相同。
若從全國(guó)在建和正在推動(dòng)前期工作的抽水蓄能站點(diǎn)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)比較看，差異幅度更大，最高單位千瓦投資甚至超過(guò)10000元/kW。
2.資源錯(cuò)配
青海省風(fēng)力和太陽(yáng)能資源稟賦優(yōu)異，太陽(yáng)能技術(shù)可開發(fā)容量達(dá)35億kW，且沙漠、戈壁、荒漠等未利用土地多，土地利用成本低，具備集約化和規(guī)?；_發(fā)利用的條件，是我國(guó)清潔能源的重要供給地，迫切需要調(diào)節(jié)電源支撐其發(fā)展，但省內(nèi)長(zhǎng)期無(wú)抽水蓄能電站?！笆奈濉币詠?lái)，僅有南山口、哇讓和同德三座共計(jì)760萬(wàn)kW抽水蓄能電站核準(zhǔn)建設(shè)。而新能源資源較匱乏的浙江省，在已建、在建約1100萬(wàn)kW規(guī)模抽水蓄能的基礎(chǔ)上，“十四五”以來(lái)又核準(zhǔn)了柯城、慶元和建德等地的12座抽水蓄能電站，共計(jì)約1500萬(wàn)kW規(guī)模，接近青海省的2倍。
固然作為電力消費(fèi)大省的浙江有新增調(diào)節(jié)電源的需求，但如前文所述，從我國(guó)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型長(zhǎng)遠(yuǎn)需求來(lái)看，抽水蓄能未來(lái)主要應(yīng)用場(chǎng)景應(yīng)當(dāng)偏向于新能源的電源側(cè)，青海與浙江省抽水蓄能電站核準(zhǔn)建設(shè)對(duì)比情況正好與此相反，經(jīng)濟(jì)更發(fā)達(dá)、開發(fā)資金更充裕的浙江省在當(dāng)前電價(jià)政策下的抽水蓄能建設(shè)更為活躍；對(duì)抽水蓄能需求更加迫切的青海省卻得不到足夠的開發(fā)支持。
建立由市場(chǎng)決定價(jià)格和發(fā)揮資源配置的機(jī)制是我國(guó)電力體制改革的重要目標(biāo)。因此，建議在下一個(gè)監(jiān)管周期核定省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統(tǒng)籌考慮電力行業(yè)項(xiàng)目平均收益水平，厘定合適的抽水蓄能容量電價(jià)的同時(shí)，進(jìn)一步加強(qiáng)市場(chǎng)化引導(dǎo)、優(yōu)化站點(diǎn)資源布局。
四、結(jié)論及建議
（一）發(fā)展情勢(shì)和規(guī)劃需求空間
1.相比于新能源的快速發(fā)展壯大，我國(guó)抽水蓄能的開發(fā)建設(shè)在“十四五”之前嚴(yán)重滯后，制約了當(dāng)前新能源的發(fā)展?！笆奈濉币詠?lái)，抽水蓄能的爆發(fā)式增長(zhǎng)又對(duì)整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈供需平衡造成了巨大沖擊，顯示出開發(fā)過(guò)熱和不平衡。
2.抽水蓄能“十二五”和“十三五”規(guī)劃目標(biāo)完成率差，為其后續(xù)發(fā)展留下了規(guī)劃空間；但從《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》2030年規(guī)劃目標(biāo)和“十四五”以來(lái)開工情況看，“十四五”抽水蓄能開發(fā)建設(shè)空間已飽和。
3.我國(guó)抽水蓄能未來(lái)主要服務(wù)場(chǎng)景是平抑新能源出力不穩(wěn)定以保障電力系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性。以2030年為水平年，若全部采用抽水蓄能進(jìn)行儲(chǔ)能調(diào)節(jié)以支撐新能源開發(fā)，從已發(fā)布的相關(guān)規(guī)劃測(cè)算其上限規(guī)模不超過(guò)1.21億kW。建議對(duì)當(dāng)前抽水蓄能開發(fā)過(guò)熱的情況，一方面適當(dāng)控制節(jié)奏，推遲或延緩部分項(xiàng)目開工建設(shè)；另一方面加快清潔能源電力體系建設(shè)進(jìn)程，加大新能源替代力度。
（二）用電成本及收益水平
1.電價(jià)影響分析成果表明，至2030年，“十四五”已核準(zhǔn)在建的1.8億kW抽水蓄能將增加電力系統(tǒng)容量成本882億元，推高全社會(huì)整體用電成本0.007元/kWh。
2.相比電力行業(yè)其他項(xiàng)目收益率，《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》(發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào))對(duì)抽水蓄能項(xiàng)目經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%的規(guī)定明顯過(guò)高，這是導(dǎo)致抽水蓄能過(guò)熱和不平衡開發(fā)的主要原因，建議在下一個(gè)監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定時(shí)進(jìn)行合理調(diào)整。
參考文獻(xiàn)
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