马良 杨文婷 吴立恒 | 政策深化背景下投资抽水蓄能收益初步分析

　　政策深化背景下

　　投资抽水蓄能收益初步分析

　　马良 杨文婷 吴立恒

　　摘要：本文基于《关于完善发电侧容量电价机制的通知》，围绕抽水蓄能电站投资收益开展研究。通过测算不同投资水平抽水蓄能电站的容量电价，结合建设条件差异提出区域标杆容量电价。分析抽水电价与发电电价对市场收益的影响，建立市场收益与抽发电价差的量化关系。投资企业可通过对比目标项目与标杆项目投资水平，判断容量收入对应的项目资本金内部收益率，并结合区域现货市场电价情况测算市场收益，初步评估项目资本金内部收益率以支撑投资决策。建议以资本金内部收益率6%为基准，建立市场收益动态分享机制，对尚未将抽水蓄能电站纳入电力市场的省份，按资本金内部收益率6%核定过渡期容量电价。

　　一、研究背景

　　2026年1月30日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号，以下简称《通知》），明确将构建发电侧可靠容量补偿机制，对各类电源可靠容量根据顶峰能力按统一原则进行补偿（即“同工同酬”）。同时，《通知》对现行容量电价机制进行深化完善，并要求新旧机制实现政策衔接。

　　《通知》对抽水蓄能项目的电价政策适用范围作出明确规定。《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，以下简称633号文）出台前开工建设的电站，仍按633号文核定容量电价。633号文出台后开工建设的电站，按《通知》深化完善的容量电价机制核定容量电价。可靠容量补偿机制建立后，对《通知》出台后开工建设的抽水蓄能电站，统一执行可靠容量补偿机制。

　　现阶段我国抽水蓄能在建规模达2.36亿kW，按政策适用性分类，2000万kW抽水蓄能仍按633号文核定容量电价，2.16亿kW抽水蓄能按《通知》深化完善的容量电价机制核定容量电价。鉴于按《通知》核定容量电价的抽水蓄能电站装机占总规模的92%，本文聚焦该类项目开展投资收益分析，为抽水蓄能电站投资建设提供可量化的决策依据。

　　二、容量电价核定

　　（一）容量电价测算

　　《通知》在633号文基础上深化完善了抽水蓄能容量电价机制，明确以经营期内弥补平均成本为核心原则，制定省级电网同期新开工电站统一的容量电价。经分析研判并考虑与633号文表述的一致性，“按经营期内弥补平均成本原则”的测算方法即按照资本金内部收益率为0%（不考虑资本金的时间价值）对电站经营期内年度净现金流进行计算，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。可表达为，项目资本金=不含税容量电费+可抵扣增值税-还本付息-运行维护费-税金及附加，含税容量电价=（不含税容量电费÷经营期年限÷装机容量）×（1+增值税税率）。

　　在既定投资水平下，容量电价核算受项目资本金比例、建设周期、贷款利率、还贷周期、运行维护费用等核心参数影响。本文按120万kW装机容量、连续满发小时数6h、资本金比例20%，建设总工期72个月、贷款年利率3.5%、25年等额本息还款、年运维成本占静态投资2.5%等边界，测算了不同投资水平抽水蓄能电站容量电价（详见表1）。

　　表1 不同投资水平抽水蓄能电站容量电价

　　（二）区域标杆容量电价

　　《通知》明确要求省级电网同期新开工抽水蓄能电站执行统一容量电价。全国开展前期工作的抽水蓄能电站静态单位千瓦投资空间分布特点明显，例如浙闽一带、湖南湖北等地正在开展前期工作的抽水蓄能静态单位千瓦投资基本在5000～5500元/kW，华北部分省（市）、东北三省大部分在5500～6000元/kW，西北等区域大部分在6000～6500元/kW。考虑到未来待实施项目的造价水平和分布范围，以500元/kW为间隔，将全国抽水蓄能建设条件分为4类资源区。按区域中间静态投资测算的容量电价可作为区域统一执行的容量电价（详见表2）。各省可参考本研究制定统一的容量电价标准。

　　表2 各（区、市）抽水蓄能中间投资及对应容量电价

　　三、市场收益分析

　　抽水蓄能电站可通过参与电能量和辅助服务市场获得市场收益。现阶段，其主要收益来源为电能量市场，通过抽水电价与发电电价差实现盈利。根据《通知》要求，抽水蓄能电站抽水时视作用户，需缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价，发电电量相应退减输配电费。因此，抽水蓄能电站参与电力市场收益计算公式为：电力市场收益=（发电上网电价+退减输配电费）×发电电量-（抽水用电上网电价+上网环节线损费+系统运行费+输配电费）×抽水电量。

　　以典型抽水蓄能电站为例，电站装机容量120万kW，年发电小时数1200h，年抽水小时数1600h，上网环节线损费0.02元/kWh，系统运行费0.06元/kWh，输配电费0.2元/kWh。则电力市场收益（万元）=（发电上网电价+0.2元/kWh）×120万kW×1200h-（抽水用电上网电价+0.02元/kWh+0.06元/kWh+0.2元/kWh）×120万kW×1600h。从上式可以看出抽水蓄能的电力市场收益由电站发电上网电价和抽水用电上网电价共同决定。

　　为直观反映电力市场收益与电价水平的关系，我们采用现阶段新能源上网电价作为抽水蓄能电站的抽水用电上网电价，取0元/kWh～0.2元/kWh。并设抽发电价差=发电上网电价-抽水用电上网电价，则当抽水用电上网电价为0元/kWh时，电力市场收益（万元）=144000×抽发电价差-24960；当抽水用电上网电价为0.1元/kWh时，电力市场收益（万元）=144000×抽发电价差-29760；当抽水用电上网电价为0.2元/kWh时，电力市场收益（万元）=144000×抽发电价差-34560。不同抽水用电上网电价水平下，市场收益与抽发电价差的对应关系如表3。

　　表3 市场收益与抽发电价差分析

　　图1 市场收益与抽发电价差分析

　　四、投资收益情况分析

　　（一）市场收益分享比例

　　资本金内部收益率是衡量投资者投资回报的核心指标。根据《水电建设项目经济评价规范》（DL/T 5441-2010），经营期内资本金财务内部收益率应略高于同期国内银行5年期以上贷款年利率。近年来，随着我国商业贷款利率逐步下降，水电工程财务分析中采用的资本金内部收益率也呈下降趋势，从2000年以来大致经历了10%、8%、6%的调整过程。

　　《建设项目经济评价与参数》（2006年第三版）明确水库发电工程、抽水蓄能电站资本金内部收益率取10%；2021年633号文将抽水蓄能电站资本金内部收益率调整为6.5%；目前，各大发电集团在水电项目投资决策中，普遍要求资本金内部收益率不低于6%。我们认为，抽水蓄能是国家鼓励支持的战略性产业，从保障企业投资开发抽水蓄能的积极性及当前的利率水平等方面综合考虑，目前抽水蓄能项目资本金内部收益率按6%为基础，并以此配套制定市场收益分享比例较为合适。建议当容量电价和市场收益对应的项目资本金内部收益率低于6%时，市场收益全部归企业所有；当容量电价和市场收益对应的项目资本金内部收益率超过6%时，超出部分的市场收益用于冲减系统运行费用，由用户分享。

　　（二）投资收益情况分析

　　在政策深化背景下，投资企业可通过对比目标项目投资水平与标杆容量电价对应项目的投资水平，判断仅考虑容量收入的项目资本金内部收益率。例如，若投资水平与标杆项目持平，资本金内部收益率约为0%，需通过优化设计、缩短工期、争取低利率贷款、提升运维效率等措施，提高项目资本金内部收益率。反之，若投资水平显著高于标杆项目，项目资本金内部收益率将低于0%。

　　为方便投资企业进一步判断市场收益对资本金内部收益率的影响，我们测算了不同投资水平抽水蓄能电站资本金内部收益率每上升1%所需的年平均市场收益。120万kW抽水蓄能电站，在5250元/kW、5750元/kW、6250元/kW、6750元/kW静态投资水平下，资本金内部收益率每上升1%，年平均市场收益需增加2640万元、2880万元、3000万元、3120万元（均含税），详见表4。

　　根据以上分析，投资企业可初步判断目标项目的资本金内部收益率，为投资决策提供支撑。

　　表4 资本金内部收益率每提升1%所需年市场收益增量

　　五、关于容量电价制定的建议

　　一是建议以120万kW装机容量，连续满发6h的抽水蓄能电站作为制定省级统一容量电价的基准项目，对于实际项目与基准项目有差异的，可通过修正系数进行容量电价调整。

　　二是建议以资本金内部收益率6%为基准，建立市场收益动态分享机制。收益分享规则可考虑：当项目资本金内部收益率低于6%时，市场收益全部归企业所有；当项目资本金内部收益率超过6%时，超出部分的市场收益用于冲减系统运行费用，由用户分享。

　　三是鉴于现阶段各省电力现货市场建设进度差异，建议对尚未将抽水蓄能电站作为独立主体纳入电力市场的省份，以6%资本金内部收益率为基准核定过渡期容量电价。