新电价机制运行已超10年，抽蓄电站定价成本监审终于来了

3月17日，国家发改委发布《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知》（下称《通知》），明确对全国在运31座抽水蓄能电站（下称“抽蓄电站”）开展定价成本监审。

这是继2021年4月国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》将“两部制电价”机制由此前的“政府核定电量电价及容量电价”改为“以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收”后的首次考核，通过对成本开展全面梳理，为抽水蓄能价格机制提供借鉴，进一步保障电站经济性。

新两部制电价明确投资回报预期

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》要求，按“能核尽核、能开尽开”的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站，到2025年抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，2030年投产总规模1.2亿千瓦。

“虽然各方都在规划选址，真正落地的项目并不多，仍停留在圈占资源阶段。”一位不愿具名的业内人士向记者坦言，资金投入大、成本回收难是影响抽水蓄能建设积极性的关键因素，为完成上述目标，必须调动更多社会资本。

两部制电价包括电量电价和容量电价两部分。其中电量电价是按照实际发生的交易电量计费电价；容量电价主要用于弥补电力企业的固定资产投资。

为疏导成本，去年4月，国家发改委明确要坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，提出以竞争性方式形成电量电价，并建立将容量电费纳入输配电价回收的机制，被业内称之为“新两部制电价”，极大提振了行业信心。

中国电子信息产业发展研究院高级工程师王曦指出，新两部制电价明确，抽水蓄能电站经营期资本金内部收益率按6.5%核定，使投资者有了较为稳定的投资回报预期，带来了盈利空间。

“账算得越清楚，越能给投资者信心”

根据相关要求，已投运的抽蓄电站将从2023年起执行新两部制电价。在此之前，要理清旧账。

据悉，目前全国在运34座抽蓄电站，其中，浙江长龙山电站、吉林敦化电站为“十四五”时期投产，以及西藏羊卓雍湖电站由于特殊原因，均未纳入本轮成本监审范围。根据《通知》，监审内容包括抽水蓄能电站成本费用支出及相关参数指标，所监审的时间周期为2015年-2020年。

“成本监审主要针对容量电价，每个电站软硬件情况不一，需要逐一核实。”王曦表示，精准核定容量电价，有助于推动新两部制电价落地执行。

“账算得越清楚，越能给投资者信心。”抽水蓄能从业者杨耀廷进一步指出，长远看，厘清抽水蓄能投资情况，给投资者明确的投资回报预期，才能调动其积极性，加速行业规模化发展。

那么，在这一过程中应秉持什么原则？杨耀廷介绍，我国在运抽水蓄能电站主要有三种定价方式：一是两部制电价，二是单一容量电价或单一电量电价，三是供需双方协商形成容量租赁费用。“抽水蓄能建设周期长达数年，不同时期电站建造成本、场址条件不一，成本监审应坚持公平和政策延续性，尊重历史，一定程度上保障投产较早的电站仍能获得原定预期回报。”

打破固有的“铁饭碗”弊端

记者了解到，随着此次抽蓄电站定价成本的明确，后续容量电价将纳入省级电网输配电价回收范围，并与输配电价核定周期保持衔接。

有业内人士指出，抽水蓄能作为大体量基建项目，具有较强的公益属性。为保障抽水蓄能电站的经济性，两部制电价还将实行相当长一段时间，而随着电力市场的建设完善，会适时降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，推动其以市场化方式获取收益。

新两部制电价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，明确了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。

“这就创造了一个‘抽水发电越多、收入越高’的机会。”杨耀廷指出，国内常规抽水蓄能电站日调节能力一般设计为6小时，在满足日常运行基础上完全可以配合新能源物理特性实现一天内“多抽多放”，通过峰谷价差获得新增利润。在他看来，此前抽水蓄能电站盈利模式是“铁饭碗”，收入相对固定，过多发电反而导致运营成本上升，一定程度上压减了电站利用小时数，“抽水蓄能应该是市场化推动的多赢项目。”

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