3月17日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展抽水蓄能定價(jià)成本監審工作的通知》（下稱(chēng)《通知》），明確對全國在運31座抽水蓄能電站（下稱(chēng)“抽蓄電站”）開(kāi)展定價(jià)成本監審。
這是繼2021年4月國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制的意見(jiàn)》將“兩部制電價(jià)”機制由此前的“政府核定電量電價(jià)及容量電價(jià)”改為“以競爭性方式形成電量電價(jià)，并將容量電價(jià)納入輸配電價(jià)回收”后的首次考核，通過(guò)對成本開(kāi)展全面梳理，為抽水蓄能價(jià)格機制提供借鑒，進(jìn)一步保障電站經(jīng)濟性。
新兩部制電價(jià)明確投資回報預期
根據《抽水蓄能中長(cháng)期發(fā)展規劃（2021-2035年）》要求，按“能核盡核、能開(kāi)盡開(kāi)”的原則，在規劃重點(diǎn)實(shí)施項目庫內核準建設抽水蓄能電站，到2025年抽水蓄能投產(chǎn)總規模6200萬(wàn)千瓦以上，2030年投產(chǎn)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(yè)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(guān)鍵因素，為完成上述目標，必須調動(dòng)更多社會(huì )資本。
兩部制電價(jià)包括電量電價(jià)和容量電價(jià)兩部分。其中電量電價(jià)是按照實(shí)際發(fā)生的交易電量計費電價(jià)；容量電價(jià)主要用于彌補電力企業(yè)的固定資產(chǎn)投資。
為疏導成本，去年4月，國家發(fā)改委明確要堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價(jià)政策，提出以競爭性方式形成電量電價(jià)，并建立將容量電費納入輸配電價(jià)回收的機制，被業(yè)內稱(chēng)之為“新兩部制電價(jià)”，極大提振了行業(yè)信心。
中國電子信息產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究院高級工程師王曦指出，新兩部制電價(jià)明確，抽水蓄能電站經(jīng)營(yíng)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(lái)了盈利空間。
“賬算得越清楚，越能給投資者信心”
根據相關(guān)要求，已投運的抽蓄電站將從2023年起執行新兩部制電價(jià)。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(cháng)龍山電站、吉林敦化電站為“十四五”時(shí)期投產(chǎn)，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(guān)參數指標，所監審的時(shí)間周期為2015年-2020年。
“成本監審主要針對容量電價(jià)，每個(gè)電站軟硬件情況不一，需要逐一核實(shí)。”王曦表示，精準核定容量電價(jià)，有助于推動(dòng)新兩部制電價(jià)落地執行。
“賬算得越清楚，越能給投資者信心。”抽水蓄能從業(yè)者楊耀廷進(jìn)一步指出，長(cháng)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(dòng)其積極性，加速行業(yè)規?；l(fā)展。
那么，在這一過(guò)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(jià)方式：一是兩部制電價(jià)，二是單一容量電價(jià)或單一電量電價(jià)，三是供需雙方協(xié)商形成容量租賃費用。“抽水蓄能建設周期長(cháng)達數年，不同時(shí)期電站建造成本、場(chǎng)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(chǎn)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(zhù)此次抽蓄電站定價(jià)成本的明確，后續容量電價(jià)將納入省級電網(wǎng)輸配電價(jià)回收范圍，并與輸配電價(jià)核定周期保持銜接。
有業(yè)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(jīng)濟性，兩部制電價(jià)還將實(shí)行相當長(cháng)一段時(shí)間，而隨著(zhù)電力市場(chǎng)的建設完善，會(huì )適時(shí)降低政府核定容量電價(jià)覆蓋電站機組設計容量的比例，推動(dòng)其以市場(chǎng)化方式獲取收益。
新兩部制電價(jià)鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場(chǎng)或輔助服務(wù)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(jià)、上網(wǎng)電價(jià)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(jià)時(shí)相應扣減。
“這就創(chuàng )造了一個(gè)‘抽水發(fā)電越多、收入越高’的機會(huì )。”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(shí)，在滿(mǎn)足日常運行基礎上完全可以配合新能源物理特性實(shí)現一天內“多抽多放”，通過(guò)峰谷價(jià)差獲得新增利潤。在他看來(lái)，此前抽水蓄能電站盈利模式是“鐵飯碗”，收入相對固定，過(guò)多發(fā)電反而導致運營(yíng)成本上升，一定程度上壓減了電站利用小時(shí)數，“抽水蓄能應該是市場(chǎng)化推動(dòng)的多贏(yíng)項目。”
