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今年5月,国家核定48座抽水蓄能电站容量电价,对于抽水蓄能行业来说,这进一步厘清了价格机制和成本疏导机制,促进了行业的健康发展。不过,一些企业也明确表示,核价对企业收益产生影响,年预期收益减少了数上亿元。
另一方面,随着政策逐渐成熟,各地抽水蓄能项目建设热度不减,10月份26个抽水蓄能电站更新动态,涉及电站签约、可研审查、核准、开工等关键节点,涉及项目总装机36GW。
电价发展史
抽水蓄能在中国有着良好的发展前景,今年可再生能源装机超越煤电,煤电正在向保障性和调节性电源转型,因此电力系统削峰填谷需求巨大,抽水蓄能因此得到更多发展机会,对比调峰煤电,抽水蓄能不仅可以“削峰”还可以“填谷”,同时具备响应速度快、能源转化率高等优点,是一种可靠、高效、稳定的储能技术,在我国抽蓄技术在各种储能技术路线中占比高达89%,技术成熟度高。
但抽水蓄能在发展初期也有不小的困难。受地形、地质等环境因素影响,抽蓄电站规划难度大;施工环境复杂,工程建造成本昂贵,大型抽水蓄能项目静态投资约为5000-7000元/千瓦,建造120万千瓦的电站至少耗费60亿元;配套建设周边设施需要清除路障等,建设周期漫长,从开展前期工作开始到首台机组投产,至少需要5-6年。受建设难度和资金方面的制约,在很长一段时间里,抽水蓄能电站业务由电网公司独占。
2021年,两部制电价正式出台,电网公司独大的局面被打破,投资主体走向多元化。“663号文”明确抽水蓄能电站容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制,对标行业先进水平,按照40年经营期定价法,经营期内资本金内部收益率6.5%核定。电量电价,是指按照进入电力市场实际交易的电量来计费的电价。容量电价,是指按照用电容量而缴纳的电费,电费标准是以变压器容量来计算的。政策加持之下,抽水蓄能电站普遍亏损的状况扭转,电站签约、核准不断,行业迎来前所未有的发展热潮,发电企业、金融资本、地方民营企业等步入抽水蓄能市场,在建、待建抽水蓄能电站超万亿千瓦。
在这种模式下,容量电价对于行业来说,也有一定的负面作用,比如企业为增加收益而盲目扩建抽蓄电站,会存在建而不用、资源浪费的风险。为进一步落实两部制电价,“553号文”应运而生。
新政带来了什么影响
抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定,按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现,从而实现弥补成本、合理收益的目的。2023年6月1日起,抽水蓄能电站由统一核价模式转变为由国家能源局测算定价,实行一站一价。
短期来看,48座抽水蓄能电站电价较之前有较大的变化,南网储能三季报显示,其所属7座抽水蓄能电站容量电价核价结果比原执行的水平有所降低,根据核价结果,预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。容量电价虽为投资商“泼冷水”,但长期来看,新政保障抽水蓄能电站最低盈利水平,使投资机会由电网公司向民营社会资本倾斜,有利于行业整体稳定。
除电价之外,抽水蓄能参与电力辅助服务机制也在逐步完善,抽蓄企业从电力辅助服务分摊机制中获得一定补偿收益。2021年新版“两个细则”规定,电力辅助服务主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷。
2021年“633号”中提出,鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制,上一监管周期内形成的相应收益,以及执行抽水电价、上网电价形成的收益,20%由抽水蓄能电站分享,80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减,形成的亏损由抽水蓄能电站承担。抽水蓄能作为独立主体,可参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制。到2023年,各省、区域出台新版“两个细则”,抽水蓄能进入辅助服务市场将逐步落地实施。
随着政策逐渐成熟,各地抽水蓄能项目建设热度不减,10月份26个抽水蓄能电站更新动态,涉及电站签约、可研审查、核准、开工等关键节点,涉及项目总装机36GW。
附项目动态跟踪表
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