3月17日，國家發改委發布《關于開展抽水蓄能定價成本監審工作的通知》（下稱《通知》），明確對全國在運31座抽水蓄能電站（下稱“抽蓄電站”）開展定價成本監審。

這是繼2021年4月國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》將“兩部制電價”機制由此前的“政府核定電量電價及容量電價”改為“以競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入輸配電價回收”后的首次考核，通過對成本開展全面梳理，為抽水蓄能價格機制提供借鑒，進一步保障電站經濟性。

新兩部制電價明確投資回報預期

根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》要求，按“能核盡核、能開盡開”的原則，在規劃重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站，到2025年抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上，2030年投產總規模1.2億千瓦。

“雖然各方都在規劃選址，真正落地的項目并不多，仍停留在圈占資源階段。”一位不愿具名的業內人士向記者坦言，資金投入大、成本回收難是影響抽水蓄能建設積極性的關鍵因素，為完成上述目標，必須調動更多社會資本。

兩部制電價包括電量電價和容量電價兩部分。其中電量電價是按照實際發生的交易電量計費電價；容量電價主要用于彌補電力企業的固定資產投資。

為疏導成本，去年4月，國家發改委明確要堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策，提出以競爭性方式形成電量電價，并建立將容量電費納入輸配電價回收的機制，被業內稱之為“新兩部制電價”，極大提振了行業信心。

中國電子信息產業發展研究院高級工程師王曦指出，新兩部制電價明確，抽水蓄能電站經營期資本金內部收益率按6.5%核定，使投資者有了較為穩定的投資回報預期，帶來了盈利空間。

“賬算得越清楚，越能給投資者信心”

根據相關要求，已投運的抽蓄電站將從2023年起執行新兩部制電價。在此之前，要理清舊賬。

據悉，目前全國在運34座抽蓄電站，其中，浙江長龍山電站、吉林敦化電站為“十四五”時期投產，以及西藏羊卓雍湖電站由于特殊原因，均未納入本輪成本監審范圍。根據《通知》，監審內容包括抽水蓄能電站成本費用支出及相關參數指標，所監審的時間周期為2015年-2020年。

“成本監審主要針對容量電價，每個電站軟硬件情況不一，需要逐一核實。”王曦表示，精準核定容量電價，有助于推動新兩部制電價落地執行。

“賬算得越清楚，越能給投資者信心。”抽水蓄能從業者楊耀廷進一步指出，長遠看，厘清抽水蓄能投資情況，給投資者明確的投資回報預期，才能調動其積極性，加速行業規模化發展。 

那么，在這一過程中應秉持什么原則？楊耀廷介紹，我國在運抽水蓄能電站主要有三種定價方式：一是兩部制電價，二是單一容量電價或單一電量電價，三是供需雙方協商形成容量租賃費用。“抽水蓄能建設周期長達數年，不同時期電站建造成本、場址條件不一，成本監審應堅持公平和政策延續性，尊重歷史，一定程度上保障投產較早的電站仍能獲得原定預期回報。”

打破固有的“鐵飯碗”弊端

記者了解到，隨著此次抽蓄電站定價成本的明確，后續容量電價將納入省級電網輸配電價回收范圍，并與輸配電價核定周期保持銜接。

有業內人士指出，抽水蓄能作為大體量基建項目，具有較強的公益屬性。為保障抽水蓄能電站的經濟性，兩部制電價還將實行相當長一段時間，而隨著電力市場的建設完善，會適時降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例，推動其以市場化方式獲取收益。

新兩部制電價鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，明確了上一監管周期內形成的相應收益，以及執行抽水電價、上網電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減。

“這就創造了一個‘抽水發電越多、收入越高’的機會。”楊耀廷指出，國內常規抽水蓄能電站日調節能力一般設計為6小時，在滿足日常運行基礎上完全可以配合新能源物理特性實現一天內“多抽多放”，通過峰谷價差獲得新增利潤。在他看來，此前抽水蓄能電站盈利模式是“鐵飯碗”，收入相對固定，過多發電反而導致運營成本上升，一定程度上壓減了電站利用小時數，“抽水蓄能應該是市場化推動的多贏項目。”