45页PPT！抽水蓄能10大最新趋势、盈利模式及产业链！
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抽水蓄能是当今世界最具经济性的大规模储能方式。
其运行原理是利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。
《论抽水蓄能的十大关系PPT》来自水电总院韩冬，围绕抽水蓄能“电价涨和降的关系”“发展热和冷的关系”“送端和受端的关系”“和新型储能”等十大关系进行了分析。这不仅是对抽水蓄能产业内部要素关系的剖析，也是对十个最新趋势的解读。
下文对抽水蓄能概念、优势、功能、盈利模式及产业链等内容进行了详细梳理，推荐大家阅读。
延伸阅读：
《万亿抽水蓄能项目全名单、产业链及盈利模式》
《水电总院PPT：抽水蓄能四大最新展望！附产业链、盈利模式及项目名单》
《98张抽水蓄能项目施工图纸！这水平，我跪了！附PDF下载》
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文章目录
一、 论抽水蓄能的十大关系PPT
二、抽水蓄能概念、 功能及优势
三、抽水蓄能盈利模式及产业链
01
论抽水蓄能的十大关系.PPT
02
抽水蓄能概念、 功能及优势
抽水蓄能是当今世界最具经济性的大规模储能方式。其运行原理是利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。
抽水蓄能电站建有上、下两个水库，与同等装机容量的常规水电站相比，抽水蓄能电站水库库容通常比较小。
在用电低谷时段，抽水蓄能电站用富余的电能抽水至上水库，将多余的电能以势能的方式储存起来；在用电高峰时段，则放水至下水库发电，将水的势能重新转化为电能。
这样一来，抽水蓄能电站相当于一个巨型“充电宝”，将用电低谷时段的多余电能，转变为用电高峰时段的高价值电能，从而保证电力系统安全稳定运行。
为了承担电网中的调峰填谷任务，抽水蓄能电站水库水位变幅通常比较大，且水库水位变动速率较快。
抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动新能源消纳等功能，具有容量大、工况多、速度快、可靠性高、经济性好等技术经济优势，能够满足电力系统调节需求，对保障电力系统安全、促进新能源消纳、提升全系统性能具有重要作用。
抽水蓄能具有以下功能：
1. 调峰填谷： 改善电网运行条件，保证电网稳定运行。
2. 调频： 机组开停机性能迅速、灵敏，可满足电网负荷急剧变化的要求。
3. 调相： 电力系统无功电力不足将造成电压下降，抽蓄调相容量大，有助于维持电网电压稳定。
4. 事故备用： 电网发生故障和负荷快速增长时，快速灵活调整负荷。
5. 黑启动： 蓄能稳定、可持续供电时间长，可在无外界帮助情况下迅速启动，输送启动功率带动其它机组。
6. 新能源消纳： 提高新能源电量消纳能力，提升新型电力系统稳定性。
抽水蓄能具有以下优势：
1. 生命周期长： 抽水蓄能安全稳定运行时间约50-60年，使用寿命远高于其它储能方式，同时具有绿色环保的特点。
2. 技术成熟度高： 抽水蓄能是唯一大规模应用的储能方式，主机及辅助系统成熟可靠，国产化水平高。
3. 调节能力强： 抽水蓄能储能规模一般在120兆瓦及以上，储放时间普遍6-8小时，储能规模大，储放时间长，调节能力综合最强。
4. 循环效率高： 抽水蓄能循环效率远高于其它大容量储能方式，基本能够达到80%，电站系统效率整体提升。
5. 负荷响应快： 抽水蓄能从启动到满负荷只要1-2分钟，达到50%-100%负荷只要15秒，抽水到发电只要1分钟，最快只要25秒。
03
抽水蓄能盈利模式及产业链
通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，已经基本形成了涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的较为完备的全产业链发展体系和专业化发展模式。
抽水蓄能产业链
抽水蓄能参与方
抽水蓄能项目基本要素主要包含五方面：
建设周期： 一般需要5-7年
运营年限： 超过30年，可长期运营
装机规模： 目前国网、南网在运的电站中，单站建设规模普遍在100万千瓦以上
建设成本： 100w-180w装机之间的电站，一般需要5000-6000元/kW
项目选址： 多靠近新能源集中发电地区或负荷中心地区
抽蓄电站作为一种储能技术，本身并不能真正发电。过往我国抽蓄电站盈利模式并不明确,虽然2014年首次政策明确了两部制电价，但是并未得到长期有效施行。
在较长一段时期内（2016年-2020年），抽蓄电站的运营成本由电网承担，而无法传导到终端电价由终端用户承担，也导致电网对抽蓄电站的调度量较小。抽蓄电站缺乏有效的收益回报机制。
抽水蓄能盈利机制沿革
成本端： 抽水蓄能电站主要运营成本为购电费用，其次为折旧与人工费用。
收入端： 在两部制电价模式下，抽水蓄能电站的主要收入由两部分构成：
一是年度交易中的固定收入，来源于抽水蓄能电站在系统中提供的电网辅助服务的补偿，以及机组参与调峰填谷时保障基荷机组平稳运行、提高基荷机组经济效益得到的补偿
二是竞价交易中的电量销售收入。该收入由抽水蓄能电站参与电力平衡市场交易获得，随着不同时段和报价而变动，由市场需求决定
抽水蓄能电站成本收入构成
2021年5月，国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式：
建立容量电费纳入输配电价回收的机制
电网企业支付容量电费，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
建立相关收益分享机制
参与辅助服务市场、以及执行抽水发电形成的电价电量收益，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
容量电价： 实行事前核定、定期调整的价格机制。
计算：
抽水蓄能容量电价按经营期定价法核定，即基于弥补成本、合理收益原则，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，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标：
年净现金流=年现金流入-年现金流出
年现金流入=为实现累计净现金流折现值为零时的年平均收入水平
年现金流出=资本金投入+偿还的贷款本金+利息支出+运行维护费+税金及附加
不含税容量电价=年平均收入÷覆盖电站机组容量
要求：
对标行业先进水平确定核价参数标准：
电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定
运行维护费率（运行维护费除以固定资产原值的比例）按在运电站费率从低到高排名前50%的平均水平核定
贷款额据实核定，还贷期限按25年计算。在运电站加权平均贷款利率高于同期市场报价利率时，贷款利率按同期市场报价利率核定
电量电价
计算办法：
在电力现货市场运行的地方
售电价格ⅹ发电量-购电价格ⅹ抽水电量
在电力现货市场尚未运行的地方
燃煤发电基准价ⅹ发电量-燃煤发电基准价ⅹ抽水电量ⅹ75%
其中，发电量=抽水电量ⅹ系统效率
收益的关键在于系统效率，仅当系统效率高于75%时，才能形成增量电量电费收益。形成的增量收益，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。
其他收益：
多余的发电电量可以参与国家需求侧相应，并获取相应补贴
因调度等因素未使用的中标电量参与电力市场交易，获得收益
因地制宜，符合条件可适当发展旅游业、水产养殖业
抽水蓄能投资模式： 社会资本进入通道开启
抽蓄电站的控股股东分为五种：电网企业、地方国企、发电企业、投资集团、民营企业。
在运抽蓄： 控股股东有两类：电网企业控股（国网新源控股公司、南网调峰调频公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司）和地方国企控股。
在建抽蓄： 控股股东更加多元化，除电网公司、地方国企控股外，新增控股股东类别：发电企业、金融资产管理公司、民营企业。
价格形成机制：
在“新能源+抽蓄”模式下的抽水蓄能电站, 其建设目的是多消纳新能源, 其装机容量的多少与电网内新能源的装机容量及出力特性有关。
这些抽水蓄能电站的投资费用和运行费用不能作为辅助服务费用由电网内的用户承担, 但是如果建设抽水蓄能电站的投资费用和运行费用不能获得补偿, 发电企业将不愿意投资建设抽水蓄能电站。
建立合理“新能源+抽蓄”模式下抽水蓄能电站的价格形成机制是促进消纳新能源发电电量的经济政策保障。
“新能源+抽蓄”运行模式分析
第一种是“一体化”运行模式 ：在“一体化”运行模式下, 新能源发电机组和抽水蓄能发电机组属于同一法人企业, 且新能源通过内部输电线路相连。“新能源+抽蓄”向电网提供的发电出力是经过抽水蓄能电站调节后的出力曲线。
第二种是“联合”运行模式： 在“联合”运行模式下, 新能源发电机组和抽水蓄能发电机组组成运行联合体, 新能源发电机组和抽水蓄能发电机组既可以属于同一法人企业, 也可以属于不同的法人企业, 新能源通过公共电网和抽水蓄能电站相连。电网向联合体下达发电出力曲线, 联合体向新能源和抽水蓄能电站分别下达发电出力曲线。
第三种是“独立”运行模式： 在“独立”运行模式下, 将新能源发电机组、抽水蓄能发电机组独立接入电网。电网分别向新能源发电企业和抽水蓄能电站下达发电出力曲线。
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