基于两部制电价的抽水蓄能投资回收与价格疏导机制初探_25页_3mb

基于两部制电价的抽水蓄能投资回收与价格疏导机制初探总结

核心内容

抽水蓄能电站作为我国电力系统的重要组成部分，承担着调峰、新能源消纳、频率控制等关键功能。随着新能源和核电的快速发展，我国电力系统对抽水蓄能的需求日益增长，其装机容量已位居世界第一，但装机比例仍低于发达国家水平。因此，加快抽水蓄能发展，优化其价格疏导机制，成为推动电力系统安全、稳定运行和促进清洁能源消纳的关键。

主要观点

• 抽水蓄能的作用：抽水蓄能是电力系统中技术最成熟、成本最低、安全性最高的储能方式，能够提供几乎所有的调节需求。
• 价格机制演变：我国抽水蓄能电价政策经历了三个阶段的演变，从政府定价逐步过渡到市场化定价，两部制电价成为主要模式。
• 两部制电价结构：
  • 容量电价：用于回收固定投资，按资本金收益率6.5%、折旧年限40年、贷款25年等参数核定。
  • 电量电价：用于抵偿抽发损耗，现货市场开启后由市场定价，其盈利部分可反哺容量电价。
• 价格疏导机制：
  • 抽水蓄能电站的容量电费主要通过省级输配电价疏导至市场用户侧。
  • 现货市场未成熟时，抽水电量通过招标方式疏导；市场成熟后，抽发价差盈利可反哺容量电费。
  • 容量租赁服务是抽水蓄能电站向新能源场站提供调节能力的一种方式，有助于降低新能源配置储能的成本，同时实现成本疏导。

关键信息

抽水蓄能发展现状

• 截至2021年，我国抽水蓄能装机容量为3639万千瓦，占总装机容量的1.5%，远低于日本（8.5%）和欧洲国家（3.5%~6.6%）。
• 抽水蓄能技术发展迅速，多个项目实现了国内首创，如超高水头、大容量机组、变速机组等。

电价政策机制

• 我国现行电价政策包括：单一电量电价、两部制电价、租赁模式、纳入输配电成本消纳。
• 2021年《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出：到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，达到1.2亿千瓦；到2035年，形成满足新能源高比例发展的现代化产业。

容量电价定价模型

• 容量电价采用内部收益率法核算，综合考虑资本金、贷款利率、折旧年限、运维成本等因素。
• 以某140万千瓦抽水蓄能电站为例，其容量电价在不同监管周期下有所变化，未来37年在6.5%收益率下核定为409.5元/千瓦时·年。

价格疏导案例分析

近期（2025年）

• 抽蓄装机容量预计为830万千瓦，容量电价为430元/千瓦·年。
• 抽水电量招标占50%，抽发损耗分摊率为22%，容量电费分摊率为17%。
• 成本由9.1亿元/年疏导至5.75亿元/年，输配电价由1.1分/千瓦时降低至0.69分/千瓦时。

中期（2030年）

• 抽蓄装机容量预计为1690万千瓦，容量电价仍为430元/千瓦·年。
• 现货市场开启，抽发电量成本不再进入输配电价。
• 抽发损耗分摊率为22%，容量电费分摊率为17%。
• 成本由18.53亿元/年疏导至8.67亿元/年，输配电价由1.8分/千瓦时降低至0.85分/千瓦时。

远期（2035年）

• 抽蓄装机容量预计为2000万千瓦，容量电价为430元/千瓦·年。
• 现货市场成熟，抽发电量盈利的80%用于反哺容量电价。
• 抽发损耗分摊率为22%，容量电费分摊率为17%。
• 成本由21.93亿元/年疏导至9亿元/年，输配电价由1.94分/千瓦时降低至0.8分/千瓦时。

小结

• 抽水蓄能的发展对电力系统安全和新能源消纳至关重要。
• 两部制电价机制是当前我国抽水蓄能电价政策的主要方向，有助于实现投资回收和成本疏导。
• 电价疏导方式包括电量招标、容量租赁和输配电价调整，其中电量招标和容量租赁对成本疏导作用最大。
• 随着电力现货市场的发展，抽水蓄能电站将更有效地实现成本回收和收益平衡。
• 抽水蓄能电站应进一步加强与新能源场站的协同，通过容量租赁等方式，提升其在电力系统中的作用和经济性。