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。
