抽水蓄能离盈利渐行渐近

◎记者 关子儒 ○编辑 邱江

抽水蓄能是各国保障电力系统安全稳定运行的重要方式。发达国家建设了大量以抽水蓄能和燃气电站为主体的调节电源，其中美国、德国、法国、日本等国家抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的占比均超10%。相比之下，中国这一比例在6%左右，而抽水蓄能只占1.4%。

《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》指出，目前我国抽水蓄能市场化程度不高，主要表现为市场化获取资源不足，非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站的积极性不高，抽水蓄能电站电价疏导相关配套实施细则还需进一步完善。

抽水蓄能电站主要通过用电高峰价格与低谷价格的“剪刀差”赚取利润，即在用电低谷期以低谷价从电网购买电力进行消纳，在用电高峰期再以高峰或尖峰价格进行出售。从经济利益的角度来看，当“剪刀差”变大，社会资本参与的积极性就会相对提高。

记者梳理了9月长三角部分省份一般工商业用电执行电价的基本情况，其中浙江省的低谷电价为0.3343元/度，尖峰电价为1.1303元/度，尖谷价差比为3.38；江苏省的尖峰电价为1.0307元/度，低谷电价为0.2821元/度，尖谷价差比为3.65。

那么，究竟峰谷价差比在哪个区间，抽水蓄能电站才能够盈利？

据《国内外抽蓄电站经营模式分析及启发》测算：当峰谷电价差为1.27倍时，华北地区某租赁制模式电站的发电收益和抽水成本相抵（毛利润为0）；当峰谷电价差为4.32倍时，毛利润能覆盖原先的租赁费用；当峰谷电价差达到欧美成熟机制下的6倍时，毛利润比原先的租赁费用高出55%，经济性大大提升。

进一步完善分时电价，特别是合理拉大峰谷电价差，有利于引导用户在电力系统低谷时段多用电，并为抽水蓄能、新型储能发展创造更大空间。

近日，浙江、广西、贵州等省区纷纷提出10月将调整峰谷电价的计划。以广东为例，在统一了除深圳外20个地市的峰谷分时电价时段后，广州市工业用电高峰电价为1.0583元/度，低谷电价为0.2366元/度，峰谷价差比扩大到4.47。

国家发展改革委还要求各地在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制。从浙江省的情况来看，尖峰电价主要针对工业，每天为4个小时，在夏季7月、8月及冬季12月、1月额外增加2个小时。以工业用电的价格为例，调整后尖谷价差比为3.97，峰谷价差比为3.31。

不难看出，随着峰谷电价机制的日益完善，抽水蓄能可预见的盈利空间越来越明晰，从而支撑抽水蓄能电站克服建设周期长、投入高等方面的不足，实现更高的社会效益和经济效益。