从行业发展和电价机制看《抽水蓄能电站经济评价规范》的特点和作用

高洁 岳蕾 翟海燕 朱方亮

摘 要：本文以抽水蓄能行业发展为主要脉络，分析了抽水蓄能发展规划和电价机制的重要成果，梳理了抽水蓄能电站经济评价标准化工作。从2013年全国抽水蓄能选点规划到2021年抽水蓄能中长期发展规划，展现了抽水蓄能行业发展的巨大潜力，以及开展社会资源配置和投资主体决策的必要性。从单一主体到多元主体开发，以及容量电价相应电费的疏导过程，体现了抽水蓄能电站经济评价工作与电价机制密切相关。本文根据新时期抽水蓄能行业发展需求和电价机制，总结分析了最新发布《抽水蓄能电站经济评价规范》（NB/T 11175-2023）的特点和作用。

关键词：抽水蓄能电站经济评价，抽水蓄能价格机制，抽水蓄能电站技术标准体系

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

0 引 言

水电是技术成熟、运行灵活、清洁低碳、安全高效的可再生能源，长期在我国国民经济发展中发挥重要作用[1]。抽水蓄能通过筑坝修库循环利用水之势能发电，实现更优越的储能调节功能，是水电开发的特有形式。抽水蓄能电站，尤其是大中型抽水蓄能的投资规模大，多达几十上百亿元，建设周期长，需要6年以上工期，不仅是重要的基础设施，更是电力系统宝贵调节资源、配套新能源运行的利器。抽水蓄能电站的规划呈现全局统筹性，决策体现政策导向性，其经济评价相关标准在抽水蓄能电站技术标准体系中占据重要位置，体现了标准化工作中国家重视、健全制度、适应发展、强化实施、加强研究等特点[2]。

1 抽水蓄能迎来初步发展，经济评价思路基本成熟

20世纪60～70年代，我国抽水蓄能发展首先从改扩建小型混合式抽水蓄能电站起步。自20世纪80～90年代，为应对华北、华东、广东等地电网调峰困难，一批大型抽水蓄能电站建设投产[3]。在早期电站经济分析工作的基础上，电站经济评价的思路逐渐成熟，主要从社会资源配置和投资主体决策两个层面展开。具有借鉴意义的经济评价相关文件，可追溯到1990年能源部水利部水利水电规划设计总院《关于颁发<水电建设项目经济评价实施细则>（试行）的通知》〔（90）水规规字第1号〕、1994年电力部水利部水利水电规划设计总院《关于颁发水电建设项目财务评价暂行规定的通知》（水规规〔1994〕0026号）。彼时，主要是依据《建设项目经济评价方法与参数》1987年版、1993年第二版以及工程项目实际情况编制。以上文件确定了水电建设项目经济评价工作遵循国民经济评价、财务评价、不确定性分析的总体流程，以及强调动态分析。国民经济评价按照同等程度满足电力系统需求的替代方案方法，财务评价根据国家现行财税制度和价格体系测算实际收入和支出，对项目进行覆盖建设期、生产经营期的全生命周期评价。1998年，为适应电力经济体制改革，满足抽水蓄能电站设计和审批要求，电力工业部关于印发《抽水蓄能电站经济评价暂行办法》的通知（电计〔1998〕289号），逐步规范抽水蓄能电站的经济评价行为。1999年，关于印发《国家电力公司抽水蓄能电站经济评价暂行办法实施细则》的通知（国电计〔1999〕47号）对抽水蓄能电站经济评价工作进一步进行技术指导。

2 抽水蓄能开展全局规划，电价机制不断推陈出新

在抽水蓄能行业发展中，规模布局和电价机制是两个关键问题。关于前者，两大代表性规划对彼时的抽水蓄能发展起到指导性作用。一是，自2009年国家能源局在山东泰安召开抽水蓄能电站建设工作座谈会后，全国范围选点规划启动。2013年全国抽水蓄能电站选点规划成果首次提出了面向2020年规划水平年新建装机7，485万千瓦的规模布局，引领了“十三五”时期抽水蓄能行业有序发展。二是，锚定“双碳”目标，促进能源转型，构建以新能源为主体的新型电力系统，抽水蓄能作为当前电力系统最重要的绿色低碳灵活储能调节电源，具有不可替代的作用。2021年国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，我国抽水蓄能資源总量可达8亿千瓦，其中重点实施项目超过4亿千瓦。关于后者，电价机制与时俱进，充分体现了当时的投资营商环境。早期的抽水蓄能电站主要着眼于电网投建、服务电网。2004年《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71号）和2007年《国家发展改革委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格〔2007〕1517号）提出电网经营企业作为抽水蓄能电站投资主体的地位，部分未定价抽水蓄能电站实行租赁费成本回收机制。随着电力市场改革深入推进，2014年《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）首先明确抽水蓄能电站实行两部制电价。容量电价主要按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定；电量电价主要弥补抽水蓄能电站抽发损耗等变动成本。容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。其次鼓励在具备条件的地区采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，旨在逐步建立引入社会资本的多元投资体制机制。文件印发后对指导抽水蓄能电站的价格形成取得了良好效果。

3 电价机制呈现时代特点，经济评价要求与时俱进

电价分析的关键在于电价形成机制和传导机制[4]，明确成本回收多少、向谁回收、怎么回收。在两部制电价形成机制渐趋成熟的同时，抽水蓄能电站电价传导问题日益凸显，尤其在2016年《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711号）将抽水蓄能电站认定为与省内公用网络输配电业务无关的固定资产，不得纳入可计提收益的有效资产范围。第一监管周期（2017—2019年）输配电定价成本监审时，抽水蓄能电站的成本费用未纳入输配电定价成本。第二监管周期（2020—2022年）《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）和《省级电网输配电价定价办法》（发改价格规〔2020〕101号）仍将抽水蓄能电站的资产、成本费用排除在有效资产和定价输配电成本的范围外，抽水蓄能发展面临瓶颈。2020年我国提出践行“双碳”目标的庄严承诺，具有划时代意义。随着抽水蓄能电站在新型电力系统的重要性渐显、开发体量剧增，为促进行业健康发展，完善市场衔接和激励约束机制，2021年《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）（以下简称633号文）出台。该文件进一步明确了两部制电价形成机制，以及输配电价的传导机制，引领行业发展进入新时期[5]。截至2022年底，我国建成投运抽水蓄能电站4，579万千瓦，成就斐然、潜力巨大。2023年《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）规定，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成，并且首次提出系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等，清晰地反映了抽水蓄能容量电价疏导途径，落实了回收渠道。

进入新时期，抽水蓄能行业呈现飞跃式发展，其功能定位于调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用、黑启动等。当前的行业政策、市场、技术等均与早期相比发生了较大变化，因此，在2017年，适用于抽水蓄能电站经济评价工作的行业标准正式立项，并启动编制。期间，因抽水蓄能电站电价政策变化而不断迭代完善。2023年5月，国家能源局批准发布了《抽水蓄能电站经济评价规范》（NT/ T11175-2023）（以下简称新规范）。

4 国民经济评价优选替代方案，财务评价强调容量电费分摊

抽水蓄能电站经济评价是在行业总体规划的基础上，以电价政策为导向，通过摸清项目全部的费用和效益，以及实际的收入与支出，判断经济合理性、财务可行性和抗风险能力，进行核准和投资决策。新规范的提出是在新能源大规模、高比例、高质量、市场化开发的环境下。2022年底，新能源装机规模近8亿千瓦、年发电量1.2万亿千瓦时，装机规模超过全国总装机30%，发电量占比达到14%。基地化开发成为了一个主流方向，沙漠、戈壁、荒漠大型新能源基地规模规划达到4.55亿千瓦。2022年，抽水蓄能仍是电力储能头部品种，但是装机规模占比首次低于80%。与此同时，新型储能发展迅猛，其中，电化学储能持续跃进，压缩空气储能等发展提速。因此，抽水蓄能的经济评价需要考虑服务本地电力系统、服务新能源基地等多种应用场景，兼顾其他新型储能和传统火电灵活性改造等多组替代方案。

4.1 关于国民经济评价替代方案

《抽水蓄能电站经济评价暂行办法实施细则》以同等程度满足电力系统电力、电量和调峰需求，通过有无对比，进行电源扩展优化，选取替代方案。鉴于抽水蓄能的功能作用是多方面的，传统火电机组替代方案，难以完全等效，由此导致一些抽水蓄能电站的效益被低估[6]，可能错失好项目、浪费优质资源。因此，新规范提出经济效益应从发电效益（包括静态效益和动态效益）、综合利用效益和外部效益3个方面来考虑，在条文说明中补充了电化学储能、压缩空气储能、煤电灵活性改造、燃气电站等多种替代方案的可能性。此外，对于服务于新能源基地的抽水蓄能电站，需要考虑替代方案同等配合新能源出力运行[7]。

4.2 关于财务评价容量电价计算

财务评价以基准收益率进行控制，不同地区由于资源条件、工程建设条件、送出和消纳条件不同，可能导致区域间容量电价呈现差异，无法用统一标杆来衡量[8]。因此，新规范单列一节“可避免容量电价测算”，提出财务评价中，考虑与可避免成本法计算结果分析比较，即个别成本法测算的容量电价不应大于可避免成本法容量电价。

4.3 关于财务分析评价

在新型电力系统中，随着间歇性新能源从增量主体发展到装机主体，甚至电量主体，灵活调节资源尤为宝贵，其中长时储能具有不可替代的作用。增加同样蓄能量，可增大装机容量，体现在容量电价增值上；也可延长连续满发小时数，具有更长的连续顶峰作用，但是无法量化评价其效益增量。因此，新规范提出，在容量电价中应计入电站连续满发小时数对电力系统作用的差异。此外，由于抽水蓄能电站增加了电力系统的系统运行费，新规范提出需要计算其对供电区电价的影响，分析承受能力。

4.4 關于与最新政策的衔接

633号文在电价形成机制上提出，第一，电量电价以竞争方式形成，区分了有无电力现货市场的地区。第二，容量电价核定对标行业先进水平，定期调整，鼓励逐步参与市场。新规范将以上涉及未来电力市场的内容作为不确定性分析内容。633号文在电价传导机制上提出，第一，容量电价纳入输配电价回收。由政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，与输配电价核价周期保持衔接。第二，涉及多个服务对象，根据核准文件，将容量电费在电力系统和特定电源，或不同省级电网之间按比例分摊。新规范按照“谁收益，谁承担”的原则，提出了分别服务于电力系统和新能源的抽水蓄能电站容量电价相应电费承担主体和支付方式。

4.5 关于计算参数

1999年发布的《抽水蓄能电站经济评价暂行办法实施细则》生产期取20-50年，国民经济评价社会折现率取12%，财务评价基准收益率对于全部投资按10%，资本金按12%。新规范依据《建设项目方法与参数》（第三版），并衔接《抽水蓄能容量电价核定办法》，规定经营期为30-50年，与核价工作采用的40年更兼容。在条文说明中提出，社会折现率取8%、资本金财务内部收益率取6.5%。此外，职工薪酬、流动资金、折旧年限、修理费、材料费、其他费用、贷款利率和还贷年限等参数，均与时俱进，与早期水平存在差异。

5 结 语

抽水蓄能电站经济评价标准化工作有章可循要追溯到20世纪90年代初的《水电建设项目经济评价实施细则》，尤其以1998年的《抽水蓄能电站经济评价暂行办法》和1999年《暂行办法实施细则》长期指导了相关工作，发挥了行业标准的作用。但是此后，抽水蓄能行业规划经历了从早期省级、区域选点规划到2013年首次全国范围近7500万千瓦规模布局，再到2021年抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目超过4亿千瓦，并在2022年实现了投产总规模4579万千瓦，在全球抽水蓄能规模占比近1/4。与此同时抽水蓄能电价形成机制和传导机制不断完善，明确了两部制电价形成机制和系统运行费作为疏导途径。2023年为适应新时期抽水蓄能电站经济评价工作，《抽水蓄能电站经济评价规范》（NB/T 11175-2023）正式批准发布，从国民经济评价、财务评价、不确定性分析与风险分析、相关参数等方面，充分体现了抽水蓄能促进新能源开发消纳、构建新型电力系统等与时俱进的思路。