中國儲能網訊：近日，中金公司研究院發(fā)表的有關抽水蓄能的報告認為，抽水蓄能電站建設正在提速，以實現(xiàn)2025/2030年裝機目標62/120GW。建設高峰不僅將為抽水蓄能設備生產商有望迎來千億級市場。而且運營回報收益率也將越來越有優(yōu)勢，將吸引到大量企業(yè)進入此行業(yè)。
由于抽水蓄能在新型電力系統(tǒng)中具備多重價值，在基建投資加速+新能源比例逐漸提高的雙輪驅動下，抽水蓄能有望迎來黃金發(fā)展期。投資具備一定的吸引力，三峽、中廣核、中核、華電等發(fā)電企業(yè)正在積極布局。
市場預測：裝機規(guī)模有望在未來十年間實現(xiàn)高速增長
根據《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)》，到2025年抽水蓄能投產總規(guī)模62GW以上；到2030年投產總規(guī)模達到120GW左右。
截至2021年底，我國已投產抽水蓄能36.4GW。目前在建抽水蓄能項目約60GW，另有已簽約或正在開展前期工作的項目超過60GW。
按照目前已開工項目預計投產時間測算，2025年裝機目標如果如期完成，到2028年裝機規(guī)模將達到90GW以上，“十五五”規(guī)劃的120GW裝機目標有望順利完成。
抽水蓄能裝機規(guī)模(2010A-2030E)
抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)
當前抽水蓄能裝機主要集中在我國東南部 (統(tǒng)計截至2022年4月)
各省市在建、在運抽水蓄能裝機(2022年4月)
之所以有這樣的信心，是因為抽水蓄能作為新能源消納主體力量，受到了國家政策的扶持。2021年，國家發(fā)改委、國家能源局先后印發(fā)了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》和《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，為抽水蓄能電站加速開發(fā)建設奠定了政策基礎。
在2021年，共有11個電站、13.7GW抽水蓄能電站獲得核準，是2020年核準容量的4倍。根據水電水利規(guī)劃設計總院，截至2021年底，我國已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點資源總量約814GW，其中在運36.39 GW、在建61.53GW，中長期規(guī)劃重點實施項目410GW，備選項目310GW。
2021年抽水蓄能項目核準情況
2022年4月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)通知，部署加快“十四五”時期抽水蓄能項目開發(fā)建設，要求各省發(fā)改委、能源局按照能核盡核、能開盡開的原則，加快推進2022年抽水蓄能項目核準工作，促進抽水蓄能又好又快大規(guī)模高質量發(fā)展。
混合式抽蓄電站有望成為主流
抽水蓄能電站單位千瓦投資成本已趨于穩(wěn)定。通過中金公司測算，目前國內抽蓄電站單位千瓦投資成本在5600元左右。
抽水蓄能電站建設周期大多在7-8年。前期一般需要經歷站址選點、項目意向簽約、預可研及可研編制審查等環(huán)節(jié)，項目核準權在能源領域“放管服”背景下已由國家層面轉交至地方發(fā)改委。抽水蓄能電站建設具體時間線見下圖。
抽水蓄能電站建設過程
抽水蓄能電站一般由建筑物和機組設備組成，從建筑物看，包括上水庫、下水庫、輸水系統(tǒng)、廠房和其他專用建筑物等，從機器設備看，包括電動機、水泵水輪機、球閥等。由于抽水蓄能技術已相對成熟，且后期選址開發(fā)難度加大、原材料暫無進一步降價空間，中金公司認為未來抽水蓄能開發(fā)成本或有上升趨勢，預計“十五五”投產項目平均造價在6000元/千瓦以上。
就抽水蓄能機電設備市場來看，空間廣闊。抽水蓄能核心主機設備包括發(fā)電電動機、水泵水輪機、進水球閥、靜止變頻器(SFC)、調速器系統(tǒng)、勵磁系統(tǒng)、繼電保護系統(tǒng)、計算機監(jiān)控系統(tǒng)等，此外高壓電氣設備還包括主變壓器、GIS、電力電纜等。
中金公司報告根據國網、南網招標數據進行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)機電設備成本一般占電站總投資的15%~30%。按照抽水蓄能電站單位千瓦造價5500元、機電設備成本占比20%、“十四五”開工70GW測算，抽水蓄能設備制造商的市場空間規(guī)模有望達到770億元以上；考慮到“十五五”、“十六五”開工量，報告認為未來抽水蓄能設備廠商市場空間規(guī)模有望達到千億元以上。
目前，哈爾濱電氣、東方電氣已經全面掌握了抽水蓄能定速機組的核心技術，新增抽水蓄能定速機組以國產機組為主。抽水蓄能變速機組有待進一步國產化。國電南瑞/南瑞繼保為靜止變頻器、繼電保護、計算機監(jiān)控系統(tǒng)等的核心設備廠商，有望充分收益。
為節(jié)省成本，混合式抽蓄電站有望成為建設主流?；旌鲜匠樗钅茈娬臼侵福靡延械某Ｒ?guī)水電站址資源建設的抽水蓄能電站，具有投資小、建設周期短、節(jié)省站址資源影響等優(yōu)點。
混合式抽蓄電站優(yōu)點對比
混合式抽蓄電站最大的好處是降低千瓦造價和縮短建設周期。單位千瓦造價可降低30%~50%，建設周期縮短至3-4年。
混合式抽水蓄能電站可以利用常規(guī)水電站已經建成的庫區(qū)、水壩、電氣線路等，還沒有和拆遷征地投資，能夠大幅減少投資建設成本和建設周期。以吉林白山抽水蓄能電站為例，單位千瓦投資約為2700元，與常規(guī)抽水蓄能電站(5000元/千瓦以上)相比至少節(jié)省了46%。建設周期方面，常規(guī)抽水蓄能大約為6-8年，混合式抽水蓄能電站可在3-4年內完成改造投產。
市場化收益空間正在打開
雖然國家已經危抽水蓄能市場化投資建設和運營打開了空間，但是因為投資成本過大，目前多數企業(yè)對投資和收益的不平衡有所疑慮。中金公司重點對這一問題進行了考察與探索。報告發(fā)現(xiàn)，容量電價確保穩(wěn)定回報，市場化打開收益空間。
抽水蓄能電站收入來源：
電費收入：向電網收取容量電費和電量電費是抽水蓄能電站最主要的收益來源。根據歷史電價政策，目前在運的抽水蓄能電站價格機制主要分為單一容量制電價、單一電量制電價、兩部制電價三種類型。
抽水蓄能電站價格機制
輔助服務收入：電力輔助服務主要包括調頻、調峰、備用、調壓、黑啟動等品種，抽水蓄能電站可以提供上述幾乎所有品種的有償輔助服務，因此可以按照“兩個細則”獲得一部分考核收入。但從實際情況來看，抽水蓄能電站目前實際輔助服務考核收入占總收入比例較低。根據國網能源研究院初步測算，抽水蓄能電站從輔助服務市場獲得的收入占比不足1%。
容量租賃收入：廣州抽水蓄能電站是全國唯一一家出售容量使用權的抽水蓄能電站。一期50%容量使用權出售給香港抽水蓄能發(fā)展有限公司；另外50%容量由廣東電網與大亞灣核電站聯(lián)合租賃，中廣核為了讓其核電站保持滿發(fā)狀態(tài)、不參與電網調峰調頻，與廣蓄公司簽訂電能轉換及調峰等服務合同，由廣東電網統(tǒng)一調度使用。根據文山電力重組說明書，中廣核、廣東電網每年分別向廣蓄電站支付1000萬美元，合共2000萬美元的服務費用，港蓄發(fā)支付的單位容量電費與廣東電網相近。
目前，抽水蓄能電站的獨立價格政策逐漸確立，成本回收方式日益明朗。轉折點是2021年5月，國家發(fā)改委印發(fā)《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(以下簡稱“633號文”)為重要節(jié)點，進一步強調堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策，同時明確將容量電價納入輸配電價回收。
633號文明確抽水蓄能電站“容量電價+電量電價”兩部制電價機制
依照6.5%資本金內部收益率核定抽水蓄能電站容量電價，項目穩(wěn)定回報有望得到保障。
容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調頻、調相和黑啟動等的輔助服務價值。633號文明確抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價，其中容量電價按照內部收益率6.5%核定，經營期按照40年核定，納入省級電網輸配電價回收。相比較此前抽水蓄能電站收益機制，新政策：1)給定了抽水蓄能電站容量電價回報率及核定辦法，能夠確保電站每年獲得固定收入；2)明確了抽水蓄能容量電費的來源，即通過電網企業(yè)輸配電價中的成本項向終端用戶分攤，避免因分攤機制不明確帶來的抽水蓄能電站收入不確定性。
當前，抽水蓄能電站收入將以容量電費為主。根據633號文件，在參與電力現(xiàn)貨市場之前，電站的上網電價按照燃煤發(fā)電基準價確定，抽水電價按照燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行。由于抽水蓄能電站的運行效率一般為75%(即“抽四發(fā)三”)，可以近似認為抽水蓄能電站的發(fā)電電費與抽水電費收支基本平衡，電站收入主要來源主要為容量電費收入。
抽水蓄能電站目前以電網經營企業(yè)獨資或控股投資建設為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資。由于抽水蓄能電站主要服務于電網安全穩(wěn)定運行，過去基本由電網企業(yè)負責開發(fā)，抽水蓄能電站的盈利與整個電網運營利潤進行捆綁式計算，發(fā)電企業(yè)建設抽水蓄能電站的積極性不高。隨著633號文進一步明確抽水蓄能電站盈利模式和成本傳導機制，更多發(fā)電企業(yè)開始投資抽水蓄能電站。
國網新源、南網雙調仍為最大的抽蓄運營商，發(fā)電企業(yè)裝機容量快速增長。從目前已投運+在建項目來看，發(fā)電企業(yè)投資的抽水蓄能電站數量占比已達到15%，中廣核集團、三峽集團權益裝機容量接近3GW(對比國網新源39.4GW、南網雙調6.7GW)。從投資主體來看，五大電力企業(yè)中華電集團最為積極(控股福建周寧)，中廣核、中核等核電企業(yè)均參股或控股抽水蓄能電站，三峽集團旗下三峽重工也積極參與項目投資開發(fā)，權益裝機容量僅次于中廣核集團。
發(fā)電企業(yè)投資抽水蓄能主要為助力新能源開發(fā)、配套調峰資源。隨著新能源比例的提升，調峰資源的稀缺性凸顯，部分省份在獲取新能源項目開發(fā)指標時需要配套一定的調峰資源。對于大型發(fā)電企業(yè)而言，隨著資金成本的下行，擁有6.5%穩(wěn)定回報的抽水蓄能項目開發(fā)具備一定的吸引力，可作為爭取新能源項目指標的配套調峰資源；此外，對于傳統(tǒng)火電、水電業(yè)務增長空間受限制的發(fā)電企業(yè)而言，抽水蓄能業(yè)務也是擴大公司裝機規(guī)模和收入空間的重要方向。
不同類型投資主體抽蓄電站數量比例
在運+在建發(fā)電企業(yè)控股抽水蓄能電站梳理（截止于2022年4月）
發(fā)電企業(yè)抽水蓄能權益裝機容量(在運+在建項目)
報告認為收益有持續(xù)上行趨勢?，F(xiàn)貨市場峰谷價差下，抽水蓄能電量電費收入有望增加，為項目回報帶來上行空間。633號文指出，在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結算。此外，抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價、不承擔政府性基金及附加。抽水蓄能電站參與電力市場所獲收益的20%可以直接留存，剩余80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應扣減。在電力現(xiàn)貨市場下抽水蓄能電站有望賺取價差，在固定的容量電費之外再獲得額外的電量電費收入。
抽水蓄能電站參與電力現(xiàn)貨市場主要有“按需調度”和“自調度”兩種模式。
“按需調度”模式：抽水蓄能電站仍然由電網調度機構按需調度，但按照當時的現(xiàn)貨市場電價進行結算。由于抽水蓄能電站運行效率為75%，那么只要現(xiàn)貨市場峰谷價差大于25%即可實現(xiàn)正向價差套利。
“自調度”模式：抽水蓄能電站可在日前自行決定發(fā)電/抽水運行曲線，在低谷低價時段抽水、高峰高價時段發(fā)電，即自主實現(xiàn)現(xiàn)貨市場價差套利，彌補抽發(fā)損耗成本，賺取合理收益。目前山東省獨立儲能電站參與現(xiàn)貨市場即采用該模式。
抽水蓄能逐步納入輔助服務補償機制。抽水蓄能是電網重要的輔助服務資源。過去，由于輔助服務補償機制的不完善，抽水蓄能的輔助服務價值主要通過容量電費(即“包干價”)來體現(xiàn)。當前，部分地區(qū)在新版“兩個細則”中已將抽水蓄能納入，并且給定了補償標準，但實際補償電量比例仍然較低。未來，隨著輔助服務品種多元化和補償機制的完善，抽水蓄能有望通過提供市場化或有償的輔助服務獲得收益。
站在目前時點看，在大量新能源需要并網消納的背景下，抽水蓄能或將成為提供靈活性資源的中堅力量，即將迎來廣闊發(fā)展空間。
