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问题1：为什么要大规模建设储能

问题2：到2030年，电力系统需要多少调节电源

问题3：哪种储能方式会最终胜出

问题4：抽水蓄能的预期市场规模有多大、投资窗口期有多长

问题5：抽水蓄能回报机制的历史沿革

问题6：什么是省级电网输配电价

问题7：电量电价需要关注哪些事项

问题8：容量电价需要关注哪些事项

问题9：预计由哪个机构核定容量电价

问题10：电网企业是否会拖欠电费

问题11：两部制电价是否会持续实施

问题12：中小型抽水蓄能是否有投资价值

问题13：抽水蓄能+周边打捆风光项目的电价机制是什么

问题14：两部制电价机制下，电网企业对非电网企业投资的抽水蓄能电站持何种态度

 

问题1：为什么要大规模建设储能

答：“碳达峰、碳中和”战略提出后，我们对涉及的38个问题进行了研究，综合考虑技术迭代、系统成本、市场需求、资源禀赋等情况，我国要实现碳达峰、碳中和，“能源是主战场、电力是主阵地、风光电是主力军、新型电力系统是主方向”。风电、光伏发电属于随机波动电源，要适应大规模高比例发展，必须构建新型电力系统。构建新型电力系统涉及多个方面，其中有两个主要抓手，一是加大灵活调节电源建设；二是加大数字化、智能化建设。在灵活调节电源建设方面，储能是关键措施之一。

 

问题2：到2030年，电力系统需要多少调节电源

答：灵活调节电源建设主要是为了适应新能源大规模发展。那么，到2030年，新能源的装机规模有多大呢？综合考虑可再生能源电力消纳责任权重考核、非水可再生能源电力消纳责任权重考核、新能源市场化并网、能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变、碳边界调整机制（碳关税）实施等因素，到2030年，我国风电、光伏发电装机容量预计将达到20亿千瓦，“十四五”、“十五五”期间新增装机容量接近15亿千瓦，年均新增1.5亿千瓦。从历史对比情况来看，我国新能源年均新增1.5亿千瓦是很大规模。2000-2020年，我国全部发电装机容量年均新增0.95亿千瓦；全球发电装机容量年均新增2.06亿千瓦。

参照德国、西班牙、英国等灵活调节电源的调节能力、运行方式、设备利用率等情况，考虑中国电力系统的特点，经粗略匡算，到2030年，全国电力系统需新增调节电源7.0亿千瓦（4.5小时），其中，3.5亿千瓦由存量煤电灵活性改造，以及新增煤电、天然气发电、水电等传统电源提供；1.2亿千瓦由抽水蓄能提供；1.5亿千瓦由新型储能提供；0.8亿千瓦由需求侧响应提供。需求侧响应提供的调节能力与电力市场完善程度高度相关，我们给了0.8亿千瓦的预测空间，下一步还要看电能量时间价值向用户侧的传导程度，以及相关市场机制的完善程度。

 

问题3：哪种储能方式会最终胜出

答：对行业的中短期预测是高风险的，但是，可以基于技术迭代、产业演进、逻辑推断做长期预测。目前，抽水蓄能、压缩空气储能、锂离子（含钠离子）电池储能是最具规模化应用前景的三种储能方式。从锂离子（含钠离子）电池储能的技术迭代来看，其存在很大概率于2030年之前，在经济性、安全性、适用性、灵活性等方面全面超过抽水蓄能和压缩空气储能。

主要基于以下判断：

1. 锂离子（含钠离子）电池储能的适用性和灵活性高于压缩空气储能，更高于抽水蓄能。

2. 从技术发展趋势来看，锂离子（含钠离子）电池储能的安全性不存在无法突破的障碍，特别是钠离子电池储能，本身不存在安全性问题。

3. 到2030年，全球电动汽车及储能行业对锂离子（含钠离子）电池的需求量约为34.5亿千瓦时/年（参考高盛预估值），其中，储能电池的需求量约为3.0亿千瓦时/年。即，到2030年，动力电池的需求量为储能电池需求量的9倍以上，如此大的动力电池消费市场，足以支撑锂离子（含钠离子）电池的快速迭代。过去10年，受电动汽车需求推动，锂离子电池的技术迭代很快，降本效果明显。2010-2020年，全球锂离子电池组平均成本由1100美元/千瓦时，下降至137美元/千瓦时，下降了87.5%。

4. 长期来看，锂离子（含钠离子）电池储能的单位成本呈下降趋势，抽水蓄能的单位成本呈上升趋势，两者总会存在交叉点。这个交叉点出现的时间，我的看法是在“十五五”中后期。

5. 锂离子（含钠离子）电池储能的系统成本（不含升压站及送出线路）在“十五五”期间有望降至900元/千瓦时以内（电芯价格降至0.35元/瓦时）。锂价变动受多方因素影响，很难给出中短期的准确判断；长期来看，我大体认同高盛在2022年5月对锂的研究报告（https://xueqiu.com/6498120968/221472724）。储能电池对体积能量密度和质量能量密度的要求不高，下一步，钠离子电池作为储能电池的优势将逐步显现，市场需求会推动供应链形成，进而促进全产业链降本增效。“十五五”期间，钠离子电池储能的系统成本（不含升压站及送出线路）有望降至750元/千瓦时以内（电芯价格降至0.20元/瓦时）。

6. 根据美国地质勘探局（USGS）数据，过去5年（2016-2021年），随着勘探投入增加，全球金属锂的探明资源量从5300万吨增长至8900万吨，而生产量仅从3.8万吨增长至10.0万吨。加之回收量逐年增加，锂资源是充足的。金属锂及其化合物的价格中短期受供需及金融衍生品市场影响，长期仍主要由成本决定。

7. 按照以下条件对抽水蓄能和锂离子（含钠离子）电池储能进行成本对比：

（1）抽水蓄能等效抽水小时数1000小时/年，折旧年限40年；锂离子（含钠离子）电池等效充电小时数1000小时/年，电芯折旧年限12.5年，其他主要设备及构筑物折旧年限25年。“十五五”期间，锂离子（含钠离子）循环寿命达到12500小时。

（2）按参与调峰辅助服务市场考虑，峰谷电价差按0.7元/千瓦时计算。

（3）除折旧、抽发（充放电）成本外，两类储能的其他单位成本（财务成本、运维成本等）按相同考虑。

（4）抽水蓄能单位总投资按6000元/千瓦（10小时）、单位投资按600元/千瓦时考虑。锂离子（含钠离子）电池储能单位投资按1200元/千瓦时考虑。

（5）抽水蓄能抽发效率按75%考虑；锂离子（含钠离子）电池储能充放电效率按90%考虑。

按照上述条件，1000千瓦时储能能量每年的折旧、抽发（充放电）成本为：抽水蓄能，折旧成本15元、抽发成本175元，合计190元；锂离子（含钠离子）电池储能，折旧成本60元、充放电成本70元，合计130元。抽水蓄能的单位千瓦时综合成本比锂离子（含钠离子）电池储能高46.2%。从上述测算来看，锂离子（含钠离子）电池储能的经济性远优于抽水蓄能。

我们基于上述条件测算了两类储能的成本平衡点：当锂离子（含钠离子）电池储能电芯价格降至600元/千瓦时、循环寿命达到9000次，两类储能即可实现成本相当。

 

问题4：抽水蓄能的预期市场规模有多大、投资窗口期有多长

答：根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。截至2022年5月，抽水蓄能并网和在建规模预计9000-10000万千瓦，到2030年的新开工建设空间为3000-5000万千瓦。“十五五”中后期，抽水蓄能的新开工容量主要看锂离子（含钠离子）电池储能的技术迭代而定。若按上限5000万千瓦考虑，抽水蓄能新开工项目总投资3000亿元左右，年均不超过350亿元，形成的建筑业市场空间年均不超过300亿元。考虑电化学储能的技术迭代及电力市场改革情况，抽水蓄能的窗口期预计5年左右。因此，我们务必要增强紧迫感，加大开发投资力度。

 

问题5：抽水蓄能回报机制的历史沿革

答：储能不会产生能量，还会损耗能量，其在电力系统中的价值在于提供辅助服务，因此，必须要有合适的回报机制以体现其服务价值，才能实现健康发展。

关于抽水蓄能的回报机制问题，我们从本轮电力体制改革的纲领性文件《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）前后说起。2014年7月，国家发展改革委印发《关于完善抽水蓄能价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），提到了两部制电价，但是，这次的两部制电价传导机制却“落空”了。“中发〔2015〕9号”文件印发后，作为配套改革的输配电价改革于2014年在深圳电网试点（《关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》（发改价格〔2014〕2379号）），未把抽水蓄能纳入输配电价；到2016年，国家发展改革委正式印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号），仍未把抽水蓄能纳入输配电价向市场化用户传导；到2020年，国家发展改革委印发《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号），抽水蓄能、电化学储能均未纳入输配电价向市场化用户传导。

这段时期，随着电力市场化改革、输配电价改革推进，抽水蓄能的发展面临突出矛盾：一是，随着发用电计划放开，政府目录销售电价的执行范围缩小至居民、农业等保底用户，该部分用户用电量小、电价承受能力弱，销售电价难以承担抽水蓄能电站的成本回收；二是，输配电准许成本中不包含抽水蓄能容量电费，相关成本无法通过输配电价向市场化用户传导。由于抽水蓄能不断“侵蚀”电网公司利润，到2019年11月，国家电网宣布：不再安排抽水蓄能新开工项目，优化续建项目投资进度。

2021年4月，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），对两部制电价进行了原则性规定。我们从“双碳”战略、新能源发展、新型电力系统建设的宏观形势来看，这次的传导机制不会“落空”了。

 

问题6：什么是省级电网输配电价

答：根据《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），涉及省级电网输配电价的有：一是，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。二是，现货市场尚未运行情况下，由电网企业提供抽水电量产生的损耗，在核定省级电网输配电价时统筹考虑。三是，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时，统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。四是，需要在多个省区分摊容量电费（容量电价×机组容量，下同）的抽水蓄能电站，抽水电量、上网电量按容量电费分摊比例分摊至相关省级电网，抽水电价、上网电价在相关省级电网按上述电量电价机制执行。

什么是省级电网输配电价呢？

我国电力系统是以省级电网作为独立平衡区进行控制的，这是由省级电网规模决定的，又与行政区划相一致。对电网企业进行价格监管是世界级难题，输配电价也是我国价格改革中最难啃的“硬骨头”之一。2014年以来，在总结试点经验，并借鉴成熟市场经济国家监管办法的基础上，形成了以省级电网为单位，以“准许成本加合理收益”为基础的省级电网输配电价核算机制。感兴趣的同志可参阅《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）、《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）。在电力市场化改革后，省级电网市场化用户电价=市场交易上网电价+输配电价+辅助服务费用+政府性基金及附加。

自“发改价格〔2016〕2711号”文件印发以来，省级电网输配电价已实施了两个周期的监管，分别是第一监管周期（2017-2019年）、第二监管周期（2020-2022年）。在第二监管周期（2020-2022年）内陆续投产的抽水蓄能电站容量电费，在核定第三监管周期（2023-2025年）省级电网输配电价时统筹考虑。

为什么要讲省级电网输配电价呢？

我主要谈五个观点：一是，容量电价是抽水蓄能的主要回收来源，容量电价须纳入省级电网输配电价回收。二是，省级电网输配电价是政府与电网企业博弈的结果，电网企业希望输配电价越高越好，政府希望输配电价越低越好；因为高电价会增加终端用户的用电成本，降低工商业特别是工业品的竞争力。三是，从《抽水蓄能容量电价核定办法》来看，项目竣工后按项目核算，下一个监管周期按项目进行调整；因此，抽水蓄能投资方须每3年与政府核价单位“打一次交道”。四是，政府是怎么核定省级电网输配电价呢？在下一个监管周期开始前，由国家发展改革委牵头，委托省级发展改革委开展成本监审和电价核定测算，报国家发展改革委价格司最终审定并公布总水平。第二监管周期的核价结果可参看《国家发展改革委关于核定2020-2022年省级电网输配电价的通知》（发改价格规〔2020〕1508号）。五是，经过省级电网输配电价两个监管周期的核价，国家电网、南方电网已积累了足够的核价（讨价还价）经验，与他们相比，我们还有很多课要补，特别是在容量电价核定上，要提前做好完整、全面、系统的核价策划。

 

问题7：电量电价需要关注哪些事项

答：《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）对于电量电价有以下规定：一是，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。二是，在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。三是，需要在多个省区分摊容量电费（容量电价×机组容量，下同）的抽水蓄能电站，抽水电量、上网电量按容量电费分摊比例分摊至相关省级电网，抽水电价、上网电价在相关省级电网按上述电量电价机制执行。四是，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。

目前，电力现货市场已进行了两批试点，第一批8个省级电网（广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃），第二批6个省市（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北），加上拟在2022年底开展试运行的江西，到2022年底，预计将有15个省级电网试点运行电力现货市场。到2025年，全国省级电网预计均将运行电力现货市场。也就是说，现在开始布局的抽水蓄能项目，电量电价都将参与电力现货市场。

电力现货市场包括日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格。从试点省份运营情况来看，各省现货市场交易方式存在差异，加之电源结构、供需状况、市场主体的耦合作用，出清价格差异很大。此外，即使两个抽水蓄能项目在同一个省级电网内，由于报价水平不同，其收益仍会存在较大差异。我们看一下山东电力现货市场在5月30日的运营情况，从运营情况来看，日前市场和实时市场均出现了-0.08元/千瓦时的“负电价”，而实时市场发电侧电价最高值达到1.12275元/千瓦时。

总之，要想投资抽水蓄能，务必要研究电力市场。现阶段，抽水蓄能项目进行经济评价时，电量电价较难论证清楚“赚和赔”，加之20%：80%的收益分成原则，可暂不考虑电量电价的现金流。长期来看，两部制电价不会长期实施，抽水蓄能电站需要通过电力市场获得回报，那么，电站的综合效率就是参与电力市场的核心竞争力之一。因此，我们在项目选择时，应把综合效率放在评判投资与否的重要位置。

表7-1 山东电力现货市场日前市场价格（5月30日，元/MWh）

图7-2 山东电力现货市场实时市场价格（5月29日，元/MWh）

 

问题8：容量电价需要关注哪些事项

答：《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）对于容量电价有以下规定：一是，政府核定抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。二是，根据功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费需要在多个省级电网分摊的，由国家发展改革委组织相关省区协商确定分摊比例。三是，抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。

《抽水蓄能容量电价核定办法》中提到了资本金、贷款、税金及附加、材料费、修理费、人工费、其他运营费等7类成本费用。核价方式见《抽水蓄能容量电价核定办法》，具体不再重复。我主要提醒三点：一是，要提前策划项目竣工决算，要完整、系统、全面做好核价准备。二是，要充分发挥“投建营”一体化的优势，在“准许成本加合理收益”的核价机制下，思考如何在“投”和“建”环节，实现利益最大化。会上不便讲，会下可详细交流。三是，核定的运营维护等成本费用，是根据已投运抽水蓄能电站成本监审后的统计值确定的，取已投运电站费率（运营维护费/固定资产原值）从低到高排名前50%的平均水平核定。注意，不是平均值，是前50%的平均值。

从容量电价和电量电价机制来看，抽水蓄能市场化后，项目的财务生存能力主要取决于：辅助服务市场机制、项目所处电力系统物理位置、项目综合效率、项目运维成本等。原则上，除非特殊情况，新建中小抽水蓄能是没有竞争优势的。

 

问题9：预计由哪个机构核定容量电价

答：容量电价的核价机构与省级电网输配电价核价机构相同。在下一个监管周期开始前，由国家发展改革委牵头，委托省级发展改革委开展成本监审和电价核定测算，报国家发展改革委价格司审定并公布总水平。成本监审由省级发展改革委成本大队牵头，电价核定测算由省级发展改革委价格处牵头。

 

问题10：电网企业是否会拖欠电费

答：原则上不会。抽水蓄能通过两部制电价向终端用户传导成本、费用及收益，已有明确的收费来源，电网企业属于“代收费”。因此，电网企业违约的动力较小，违约的成本较大，客观上拖欠电费的概率较低。

 

问题11：两部制电价是否会持续实施

答：不会。

《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）规定：适应电力市场建设进程和产业发展需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与电力市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能健康有序发展。

长期来看，抽水蓄能通过输配电价向终端用户传导的方式，与“谁受益、谁付费”的电力市场化改革原则不相符。下一步，随着电力市场化改革深化，电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场或辅助服务补偿机制的建立健全，预计在2030年全国统一电力市场建设完成后，抽水蓄能项目的成本、费用、收益预计将大部分通过市场化方式传导。因此，我们在投资抽水蓄能项目时，还是要围绕选址（项目造价、电力系统需求）、综合效率、运维成本等下功夫。

 

问题12：中小型抽水蓄能是否有投资价值

答：从上述分析来看，中小型抽水蓄能项目的投资价值不高。

 

问题13：抽水蓄能+周边打捆风光项目的电价机制是什么

答：抽水蓄能电站同时服务于周边打捆风光项目和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在周边打捆风光项目和电力系统之间进行分摊。周边打捆风光项目应分摊的容量电费由风光项目投资主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。

 

问题14：两部制电价机制下，电网企业对非电网企业投资的抽水蓄能电站持何种态度

答：有人按照过去的经验，认为非电网企业投资的抽水蓄能电站投产后，电网企业存在不调度或少调度的动机。但是，在两部制电价实施后，这个看法是错误的。两部制电价的核定原则是“准许成本加合理收益”，在一个监管周期内，即使一段时间不发电，电网企业也要向抽水蓄能项目公司支付容量电费。因此，实施两部制电价后，电网企业存在让自己投资的项目少发电、少损耗，让非电网企业投资的抽水蓄能项目多发电、多损耗的动力。当然，监管部门会有跟进措施。规则变化后，动机也会变化，切不可刻舟求剑，以过去的“老经验”看待“新问题”。