抽水蓄能是為了解決電網峰谷供需矛盾、實現電量儲能的一種常見方式，在新型電力系統搭建中具有重要作用。相較于電化學儲能、飛輪儲能等新型儲能方式而言，抽水蓄能不但歷史悠久、技術成熟，而且具有快速反應能力、經濟效益佳和單機容量大等特點，可以快速穩定電壓，是目前我國大規模調節能源的首選。尤其在近年來風光新能源裝機比重快速提升、電網系統穩定性問題日益突出的背景下，抽水蓄能在以風光電源為主體的新型電力系統中發揮著愈加重要的作用。

一、抽蓄裝機情況：抽水蓄能電站迎來爆發式發展，在建規模超1.1億千瓦

“十四五”以來，我國抽水蓄能推動政策密集發布。從2021年《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施》《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出完善抽水蓄能參與電力市場的機制，大力推動抽水蓄能快速發展；到2021年《抽水蓄能中長期規劃（2021-2035）》落地，抽水蓄能的發展方向、計劃和任務目標明確；再到2023年國務院在2022年政府工作報告中，再次強調加強抽水蓄能電站建設。

在一系列頂層政策推動下，我國抽水蓄能電站迎來爆發式發展。根據《抽水蓄能產業發展報告（2022）》，截至2022年底，我國已投產抽水蓄能裝機容量4579萬千瓦，同比增長25.83%。同時，當前我國在建抽水蓄能項目超過11000萬千瓦，處于前期項目勘察設計階段的抽水蓄能電站接近20000萬千瓦，抽水蓄能建設如火如荼。

圖1：我國抽水蓄能裝機容量

資料來源：國家能源局，中電聯

二、當前經濟效益：受抽水蓄能電價新政影響，部分電站短期收益率有所下降

（一）抽水蓄能收入深受電改影響，“663號文”推動“兩部制電價”機制完善

抽水蓄能屬于電力領域，其收入深受電改影響。從運行原理來看，抽水蓄能電站直接商品就是電量，而電價是影響電站收入的唯二因素。歷史上，我國曾出臺一系列抽水蓄能電價相關政策，從“租賃費”到“單一容量電費”，再到“兩部制電價”。直到2021年“663號文”明確抽水蓄能執行兩部制電價，即“容量電價”+“電量電價”，保證40年經營期IRR達6.5%。同時，“663號文”對全國抽水蓄能電站進行了電價統一，即，不管此前電站執行的是單一容量、單一電量，還是兩部制電價，都需自2023年起執行“663號文”電價機制，多種電價機制并存的局面結束。

表1：我國抽水蓄能電價機制不同階段

資料來源：國家發改委、國家能源局

2023年以來，我國所有在運抽水蓄能電站均執行兩部制電價，電站收入來源于“容量電價”和“電量電價”。從容量電價來看，2023年5月15日，國家發改委發布“533號文”，公布在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站的核電容量電價。其中，48座抽蓄電站容量電價由發改委進行一廠一議核算，新建項目電站經營期按40年核定，經營期內資本金IRR按6.5%計算，各抽蓄電站容量電價漲跌不一，但整體上容量電價小幅下降。從電量電價來看，電力現貨市場運行區域，抽蓄電站抽水電價和上網電價按照現貨市場價格結算；推動參與中長期交易、現貨交易、輔助服務市場，輔助服務市場、抽水電價和上網電價形成收益的20%由電站分享。電力現貨市場尚未運行的區域，抽水電價按照燃煤基準價75%執行，上網電價按照燃煤基準價執行。

（二）執行“663號文”“533號文”后，部分抽水蓄能電站收益率將有所下降

以下收入-成本分析，以浙江天荒坪抽水蓄能電站為例。根據公司資料，該抽蓄電站裝機容量180萬千瓦，總投資額71.18億元，容量電價549.9元/千瓦時，抽水電價0.404元/千瓦時，上網電價0.575元/千瓦時，平均發電小時數1200小時。

收入方面，該電站年容量電價收入=裝機容量*容量電價=9.9億元，電量電價收入=裝機容量*發電小時數*上網電價=12.42億元，電站總收入為22.32億元。2023年“533號文”發布浙江天荒坪抽水蓄能電站核定容量電價為417.7元/千瓦時，預計2023年該電站年收入為19.92億元，較“533號文”前下降10.75%。

表2：理論上“533號文”執行前后浙江天荒坪抽水蓄能項目收入

資料來源：浙江天荒坪電站，天風證券等

成本方面，該電站年購電成本=（發電量/綜合利用效率）*抽水量=10.98億元，折舊成本按照近五年平均數為2.4億元，其他成本（包括材料費、人工費等）為1.6億元，總成本為14.98億元。2021年“663號文”規定抽蓄電站抽水電價和上網電價按照現貨市場價格結算，即抽水電價與上網電價一致（注：天荒坪抽蓄電站位于浙江，浙江電力現貨市場已試運行），均為0.575元/千瓦時，其購電成本增加至15.63億元，總成本增加至19.63億元，較“663號文”前增加31.04%。

表3：理論上“663號文”執行前后浙江天荒坪抽水蓄能項目成本

資料來源：浙江天荒坪抽水蓄能電站資料

通過上述分析，可以算出2023年全國執行“533號文”和“663號文”前后，浙江天荒坪抽水蓄能電站的收益率變化情況。按照電站期間費用前后一致、稅費20%計算，理論上，預計2023年浙江天荒坪抽水蓄能電站收益率將由4.07億元的凈利潤轉為虧損1.9億元，凈利率由18.24%變為-9.84%。

表4：理論上2023年前后浙江天荒坪抽水蓄能項目收益對比

資料來源：浙江天荒坪抽水蓄能電站資料

目前浙江省已執行分時電價政策，電價峰谷差拉大，用電尖峰時段延長，浙江電網代理購電最大峰谷電價差排在全國前列，浙江天荒坪抽蓄電站可在峰谷電價差拉大過程中賺取更多收益。因此，考慮實際上電站會采用峰谷電價實現發電與抽水，電站經濟預期效益如下：以2022年12月浙江電力市場批發側市場交易數據“高峰期發電價0.777元/千瓦時，低谷期抽水電價0.0977元/千瓦時”來計算，其他指標數值不變，該電站將獲得26.38億元收入，購電成本將下降至2.66億元，最終實現凈利潤13.98億元。

三、未來經濟效益：抽水蓄能電價機制愈加完善，長期有望在電力現貨市場中降本增收

在“663號文”出臺前，我國抽水蓄能電站不論執行的是單一容量電費機制，還是租賃制，均很難保障抽水蓄能電站的基本收益，電站普遍虧損嚴重，甚至導致抽水蓄能項目一度停滯。“663號文”規定抽水蓄能電站執行兩部制電價后，我國抽水蓄能電站將全面執行兩部制電價，既以容量電價保障電站投資成本回收，又以電量電價保障運營成本覆蓋，保障電站內部收益率6.5%，電站的價格形成機制進一步完善。最終，“663號文”直接推動2022年我國抽水蓄能電站核準大爆發。數據顯示，2022年我國新核準抽水蓄能電站48座，總裝機規模6889.6萬千瓦，超過此前50年投產總規模。

盡管“553號文”的出臺，整體上調低了抽水蓄能電站的容量電價，短期內可能導致部分抽水蓄能電站收益率下降，測算收入下降10%左右。如南網儲能預計2023年將減少4.96億元的收入預算，同比2022年公司抽水蓄能板塊收入約下降10%。但是長期來看，“553號文”有望給過熱的抽水蓄能大開發降溫，引導電站回歸儲能調峰調頻作用，進而促進行業良性發展。

整體來看，在我國新型電力系統加快構建的背景下，電力現貨市場運行機制愈加成熟，電網峰谷電價差逐步增大，抽水蓄能電站有望通過“663號文”和“533號文”保證容量電價基本收益之外，在電力現貨市場降本增收，最大化實現經濟效益。