從行業發展和電價機制看《抽水蓄能電站經濟評價規范》的特點和作用

高潔 岳蕾 翟海燕 朱方亮

摘 要：本文以抽水蓄能行業發展為主要脈絡，分析了抽水蓄能發展規劃和電價機制的重要成果，梳理了抽水蓄能電站經濟評價標準化工作。從2013年全國抽水蓄能選點規劃到2021年抽水蓄能中長期發展規劃，展現了抽水蓄能行業發展的巨大潛力，以及開展社會資源配置和投資主體決策的必要性。從單一主體到多元主體開發，以及容量電價相應電費的疏導過程，體現了抽水蓄能電站經濟評價工作與電價機制密切相關。本文根據新時期抽水蓄能行業發展需求和電價機制，總結分析了最新發布《抽水蓄能電站經濟評價規范》（NB/T 11175-2023）的特點和作用。

關鍵詞：抽水蓄能電站經濟評價，抽水蓄能價格機制，抽水蓄能電站技術標準體系

DOI編碼：10.3969/j.issn.1002-5944.2023.20.026

0 引 言

水電是技術成熟、運行靈活、清潔低碳、安全高效的可再生能源，長期在我國國民經濟發展中發揮重要作用[1]。抽水蓄能通過筑壩修庫循環利用水之勢能發電，實現更優越的儲能調節功能，是水電開發的特有形式。抽水蓄能電站，尤其是大中型抽水蓄能的投資規模大，多達幾十上百億元，建設周期長，需要6年以上工期，不僅是重要的基礎設施，更是電力系統寶貴調節資源、配套新能源運行的利器。抽水蓄能電站的規劃呈現全局統籌性，決策體現政策導向性，其經濟評價相關標準在抽水蓄能電站技術標準體系中占據重要位置，體現了標準化工作中國家重視、健全制度、適應發展、強化實施、加強研究等特點[2]。

1 抽水蓄能迎來初步發展，經濟評價思路基本成熟

20世紀60～70年代，我國抽水蓄能發展首先從改擴建小型混合式抽水蓄能電站起步。自20世紀80～90年代，為應對華北、華東、廣東等地電網調峰困難，一批大型抽水蓄能電站建設投產[3]。在早期電站經濟分析工作的基礎上，電站經濟評價的思路逐漸成熟，主要從社會資源配置和投資主體決策兩個層面展開。具有借鑒意義的經濟評價相關文件，可追溯到1990年能源部水利部水利水電規劃設計總院《關于頒發<水電建設項目經濟評價實施細則>（試行）的通知》〔（90）水規規字第1號〕、1994年電力部水利部水利水電規劃設計總院《關于頒發水電建設項目財務評價暫行規定的通知》（水規規〔1994〕0026號）。彼時，主要是依據《建設項目經濟評價方法與參數》1987年版、1993年第二版以及工程項目實際情況編制。以上文件確定了水電建設項目經濟評價工作遵循國民經濟評價、財務評價、不確定性分析的總體流程，以及強調動態分析。國民經濟評價按照同等程度滿足電力系統需求的替代方案方法，財務評價根據國家現行財稅制度和價格體系測算實際收入和支出，對項目進行覆蓋建設期、生產經營期的全生命周期評價。1998年，為適應電力經濟體制改革，滿足抽水蓄能電站設計和審批要求，電力工業部關于印發《抽水蓄能電站經濟評價暫行辦法》的通知（電計〔1998〕289號），逐步規范抽水蓄能電站的經濟評價行為。1999年，關于印發《國家電力公司抽水蓄能電站經濟評價暫行辦法實施細則》的通知（國電計〔1999〕47號）對抽水蓄能電站經濟評價工作進一步進行技術指導。

2 抽水蓄能開展全局規劃，電價機制不斷推陳出新

在抽水蓄能行業發展中，規模布局和電價機制是兩個關鍵問題。關于前者，兩大代表性規劃對彼時的抽水蓄能發展起到指導性作用。一是，自2009年國家能源局在山東泰安召開抽水蓄能電站建設工作座談會后，全國范圍選點規劃啟動。2013年全國抽水蓄能電站選點規劃成果首次提出了面向2020年規劃水平年新建裝機7，485萬千瓦的規模布局，引領了“十三五”時期抽水蓄能行業有序發展。二是，錨定“雙碳”目標，促進能源轉型，構建以新能源為主體的新型電力系統，抽水蓄能作為當前電力系統最重要的綠色低碳靈活儲能調節電源，具有不可替代的作用。2021年國家能源局印發《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，我國抽水蓄能資源總量可達8億千瓦，其中重點實施項目超過4億千瓦。關于后者，電價機制與時俱進，充分體現了當時的投資營商環境。早期的抽水蓄能電站主要著眼于電網投建、服務電網。2004年《國家發展改革委關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》（發改能源〔2004〕71號）和2007年《國家發展改革委關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》（發改價格〔2007〕1517號）提出電網經營企業作為抽水蓄能電站投資主體的地位，部分未定價抽水蓄能電站實行租賃費成本回收機制。隨著電力市場改革深入推進，2014年《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發改價格〔2014〕1763號）首先明確抽水蓄能電站實行兩部制電價。容量電價主要按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定；電量電價主要彌補抽水蓄能電站抽發損耗等變動成本。容量電費和抽發損耗納入當地省級電網（或區域電網）運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。其次鼓勵在具備條件的地區采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主，旨在逐步建立引入社會資本的多元投資體制機制。文件印發后對指導抽水蓄能電站的價格形成取得了良好效果。

3 電價機制呈現時代特點，經濟評價要求與時俱進

電價分析的關鍵在于電價形成機制和傳導機制[4]，明確成本回收多少、向誰回收、怎么回收。在兩部制電價形成機制漸趨成熟的同時，抽水蓄能電站電價傳導問題日益凸顯，尤其在2016年《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》（發改價格〔2016〕2711號）將抽水蓄能電站認定為與省內公用網絡輸配電業務無關的固定資產，不得納入可計提收益的有效資產范圍。第一監管周期（2017—2019年）輸配電定價成本監審時，抽水蓄能電站的成本費用未納入輸配電定價成本。第二監管周期（2020—2022年）《輸配電定價成本監審辦法》（發改價格規〔2019〕897號）和《省級電網輸配電價定價辦法》（發改價格規〔2020〕101號）仍將抽水蓄能電站的資產、成本費用排除在有效資產和定價輸配電成本的范圍外，抽水蓄能發展面臨瓶頸。2020年我國提出踐行“雙碳”目標的莊嚴承諾，具有劃時代意義。隨著抽水蓄能電站在新型電力系統的重要性漸顯、開發體量劇增，為促進行業健康發展，完善市場銜接和激勵約束機制，2021年《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號）（以下簡稱633號文）出臺。該文件進一步明確了兩部制電價形成機制，以及輸配電價的傳導機制，引領行業發展進入新時期[5]。截至2022年底，我國建成投運抽水蓄能電站4，579萬千瓦，成就斐然、潛力巨大。2023年《國家發展改革委關于第三監管周期省級電網輸配電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕526號）規定，工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成，并且首次提出系統運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等，清晰地反映了抽水蓄能容量電價疏導途徑，落實了回收渠道。

進入新時期，抽水蓄能行業呈現飛躍式發展，其功能定位于調峰、填谷、儲能、調頻、調相、緊急事故備用、黑啟動等。當前的行業政策、市場、技術等均與早期相比發生了較大變化，因此，在2017年，適用于抽水蓄能電站經濟評價工作的行業標準正式立項，并啟動編制。期間，因抽水蓄能電站電價政策變化而不斷迭代完善。2023年5月，國家能源局批準發布了《抽水蓄能電站經濟評價規范》（NT/ T11175-2023）（以下簡稱新規范）。

4 國民經濟評價優選替代方案，財務評價強調容量電費分攤

抽水蓄能電站經濟評價是在行業總體規劃的基礎上，以電價政策為導向，通過摸清項目全部的費用和效益，以及實際的收入與支出，判斷經濟合理性、財務可行性和抗風險能力，進行核準和投資決策。新規范的提出是在新能源大規模、高比例、高質量、市場化開發的環境下。2022年底，新能源裝機規模近8億千瓦、年發電量1.2萬億千瓦時，裝機規模超過全國總裝機30%，發電量占比達到14%。基地化開發成為了一個主流方向，沙漠、戈壁、荒漠大型新能源基地規模規劃達到4.55億千瓦。2022年，抽水蓄能仍是電力儲能頭部品種，但是裝機規模占比首次低于80%。與此同時，新型儲能發展迅猛，其中，電化學儲能持續躍進，壓縮空氣儲能等發展提速。因此，抽水蓄能的經濟評價需要考慮服務本地電力系統、服務新能源基地等多種應用場景，兼顧其他新型儲能和傳統火電靈活性改造等多組替代方案。

4.1 關于國民經濟評價替代方案

《抽水蓄能電站經濟評價暫行辦法實施細則》以同等程度滿足電力系統電力、電量和調峰需求，通過有無對比，進行電源擴展優化，選取替代方案。鑒于抽水蓄能的功能作用是多方面的，傳統火電機組替代方案，難以完全等效，由此導致一些抽水蓄能電站的效益被低估[6]，可能錯失好項目、浪費優質資源。因此，新規范提出經濟效益應從發電效益（包括靜態效益和動態效益）、綜合利用效益和外部效益3個方面來考慮，在條文說明中補充了電化學儲能、壓縮空氣儲能、煤電靈活性改造、燃氣電站等多種替代方案的可能性。此外，對于服務于新能源基地的抽水蓄能電站，需要考慮替代方案同等配合新能源出力運行[7]。

4.2 關于財務評價容量電價計算

財務評價以基準收益率進行控制，不同地區由于資源條件、工程建設條件、送出和消納條件不同，可能導致區域間容量電價呈現差異，無法用統一標桿來衡量[8]。因此，新規范單列一節“可避免容量電價測算”，提出財務評價中，考慮與可避免成本法計算結果分析比較，即個別成本法測算的容量電價不應大于可避免成本法容量電價。

4.3 關于財務分析評價

在新型電力系統中，隨著間歇性新能源從增量主體發展到裝機主體，甚至電量主體，靈活調節資源尤為寶貴，其中長時儲能具有不可替代的作用。增加同樣蓄能量，可增大裝機容量，體現在容量電價增值上；也可延長連續滿發小時數，具有更長的連續頂峰作用，但是無法量化評價其效益增量。因此，新規范提出，在容量電價中應計入電站連續滿發小時數對電力系統作用的差異。此外，由于抽水蓄能電站增加了電力系統的系統運行費，新規范提出需要計算其對供電區電價的影響，分析承受能力。

4.4 關于與最新政策的銜接

633號文在電價形成機制上提出，第一，電量電價以競爭方式形成，區分了有無電力現貨市場的地區。第二，容量電價核定對標行業先進水平，定期調整，鼓勵逐步參與市場。新規范將以上涉及未來電力市場的內容作為不確定性分析內容。633號文在電價傳導機制上提出，第一，容量電價納入輸配電價回收。由政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收，與輸配電價核價周期保持銜接。第二，涉及多個服務對象，根據核準文件，將容量電費在電力系統和特定電源，或不同省級電網之間按比例分攤。新規范按照“誰收益，誰承擔”的原則，提出了分別服務于電力系統和新能源的抽水蓄能電站容量電價相應電費承擔主體和支付方式。

4.5 關于計算參數

1999年發布的《抽水蓄能電站經濟評價暫行辦法實施細則》生產期取20-50年，國民經濟評價社會折現率取12%，財務評價基準收益率對于全部投資按10%，資本金按12%。新規范依據《建設項目方法與參數》（第三版），并銜接《抽水蓄能容量電價核定辦法》，規定經營期為30-50年，與核價工作采用的40年更兼容。在條文說明中提出，社會折現率取8%、資本金財務內部收益率取6.5%。此外，職工薪酬、流動資金、折舊年限、修理費、材料費、其他費用、貸款利率和還貸年限等參數，均與時俱進，與早期水平存在差異。

5 結 語

抽水蓄能電站經濟評價標準化工作有章可循要追溯到20世紀90年代初的《水電建設項目經濟評價實施細則》，尤其以1998年的《抽水蓄能電站經濟評價暫行辦法》和1999年《暫行辦法實施細則》長期指導了相關工作，發揮了行業標準的作用。但是此后，抽水蓄能行業規劃經歷了從早期省級、區域選點規劃到2013年首次全國范圍近7500萬千瓦規模布局，再到2021年抽水蓄能中長期發展規劃重點實施項目超過4億千瓦，并在2022年實現了投產總規模4579萬千瓦，在全球抽水蓄能規模占比近1/4。與此同時抽水蓄能電價形成機制和傳導機制不斷完善，明確了兩部制電價形成機制和系統運行費作為疏導途徑。2023年為適應新時期抽水蓄能電站經濟評價工作，《抽水蓄能電站經濟評價規范》（NB/T 11175-2023）正式批準發布，從國民經濟評價、財務評價、不確定性分析與風險分析、相關參數等方面，充分體現了抽水蓄能促進新能源開發消納、構建新型電力系統等與時俱進的思路。