關(guān)于抽水蓄能投資的14個問答

孫小兵

2022年6月19日

以下為內(nèi)部培訓(xùn)講義精簡版，供大家參考。

目 錄

問題1：為什么要大規(guī)模建設(shè)儲能

問題2：到2030年，電力系統(tǒng)需要多少調(diào)節(jié)電源

問題3：哪種儲能方式會最終勝出

問題4：抽水蓄能的預(yù)期市場規(guī)模有多大、投資窗口期有多長

問題5：抽水蓄能回報機制的歷史沿革

問題6：什么是省級電網(wǎng)輸配電價

問題7：電量電價需要關(guān)注哪些事項

問題8：容量電價需要關(guān)注哪些事項

問題9：預(yù)計由哪個機構(gòu)核定容量電價

問題10：電網(wǎng)企業(yè)是否會拖欠電費

問題11：兩部制電價是否會持續(xù)實施

問題12：中小型抽水蓄能是否有投資價值

問題13：抽水蓄能+周邊打捆風(fēng)光項目的電價機制是什么

問題14：兩部制電價機制下，電網(wǎng)企業(yè)對非電網(wǎng)企業(yè)投資的抽水蓄能電站持何種態(tài)度

問題1：為什么要大規(guī)模建設(shè)儲能

答：“碳達峰、碳中和”戰(zhàn)略提出后，我們對涉及的38個問題進行了研究，綜合考慮技術(shù)迭代、系統(tǒng)成本、市場需求、資源稟賦等情況，我國要實現(xiàn)碳達峰、碳中和，“能源是主戰(zhàn)場、電力是主陣地、風(fēng)光電是主力軍、新型電力系統(tǒng)是主方向”。風(fēng)電、光伏發(fā)電屬于隨機波動電源，要適應(yīng)大規(guī)模高比例發(fā)展，必須構(gòu)建新型電力系統(tǒng)。構(gòu)建新型電力系統(tǒng)涉及多個方面，其中有兩個主要抓手，一是加大靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)；二是加大數(shù)字化、智能化建設(shè)。在靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)方面，儲能是關(guān)鍵措施之一。

問題2：到2030年，電力系統(tǒng)需要多少調(diào)節(jié)電源

答：靈活調(diào)節(jié)電源建設(shè)主要是為了適應(yīng)新能源大規(guī)模發(fā)展。那么，到2030年，新能源的裝機規(guī)模有多大呢？綜合考慮可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重考核、非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重考核、新能源市場化并網(wǎng)、能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉(zhuǎn)變、碳邊界調(diào)整機制（碳關(guān)稅）實施等因素，到2030年，我國風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機容量預(yù)計將達到20億千瓦，“十四五”、“十五五”期間新增裝機容量接近15億千瓦，年均新增1.5億千瓦。從歷史對比情況來看，我國新能源年均新增1.5億千瓦是很大規(guī)模。2000-2020年，我國全部發(fā)電裝機容量年均新增0.95億千瓦；全球發(fā)電裝機容量年均新增2.06億千瓦。

參照德國、西班牙、英國等靈活調(diào)節(jié)電源的調(diào)節(jié)能力、運行方式、設(shè)備利用率等情況，考慮中國電力系統(tǒng)的特點，經(jīng)粗略匡算，到2030年，全國電力系統(tǒng)需新增調(diào)節(jié)電源7.0億千瓦（4.5小時），其中，3.5億千瓦由存量煤電靈活性改造，以及新增煤電、天然氣發(fā)電、水電等傳統(tǒng)電源提供；1.2億千瓦由抽水蓄能提供；1.5億千瓦由新型儲能提供；0.8億千瓦由需求側(cè)響應(yīng)提供。需求側(cè)響應(yīng)提供的調(diào)節(jié)能力與電力市場完善程度高度相關(guān)，我們給了0.8億千瓦的預(yù)測空間，下一步還要看電能量時間價值向用戶側(cè)的傳導(dǎo)程度，以及相關(guān)市場機制的完善程度。

問題3：哪種儲能方式會最終勝出

答：對行業(yè)的中短期預(yù)測是高風(fēng)險的，但是，可以基于技術(shù)迭代、產(chǎn)業(yè)演進、邏輯推斷做長期預(yù)測。目前，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、鋰離子（含鈉離子）電池儲能是最具規(guī)模化應(yīng)用前景的三種儲能方式。從鋰離子（含鈉離子）電池儲能的技術(shù)迭代來看，其存在很大概率于2030年之前，在經(jīng)濟性、安全性、適用性、靈活性等方面全面超過抽水蓄能和壓縮空氣儲能。

主要基于以下判斷：

1. 鋰離子（含鈉離子）電池儲能的適用性和靈活性高于壓縮空氣儲能，更高于抽水蓄能。

2. 從技術(shù)發(fā)展趨勢來看，鋰離子（含鈉離子）電池儲能的安全性不存在無法突破的障礙，特別是鈉離子電池儲能，本身不存在安全性問題。

3. 到2030年，全球電動汽車及儲能行業(yè)對鋰離子（含鈉離子）電池的需求量約為34.5億千瓦時/年（參考高盛預(yù)估值），其中，儲能電池的需求量約為3.0億千瓦時/年。即，到2030年，動力電池的需求量為儲能電池需求量的9倍以上，如此大的動力電池消費市場，足以支撐鋰離子（含鈉離子）電池的快速迭代。過去10年，受電動汽車需求推動，鋰離子電池的技術(shù)迭代很快，降本效果明顯。2010-2020年，全球鋰離子電池組平均成本由1100美元/千瓦時，下降至137美元/千瓦時，下降了87.5%。

4. 長期來看，鋰離子（含鈉離子）電池儲能的單位成本呈下降趨勢，抽水蓄能的單位成本呈上升趨勢，兩者總會存在交叉點。這個交叉點出現(xiàn)的時間，我的看法是在“十五五”中后期。

5. 鋰離子（含鈉離子）電池儲能的系統(tǒng)成本（不含升壓站及送出線路）在“十五五”期間有望降至900元/千瓦時以內(nèi)（電芯價格降至0.35元/瓦時）。鋰價變動受多方因素影響，很難給出中短期的準(zhǔn)確判斷；長期來看，我大體認同高盛在2022年5月對鋰的研究報告（https://xueqiu.com/6498120968/221472724）。儲能電池對體積能量密度和質(zhì)量能量密度的要求不高，下一步，鈉離子電池作為儲能電池的優(yōu)勢將逐步顯現(xiàn)，市場需求會推動供應(yīng)鏈形成，進而促進全產(chǎn)業(yè)鏈降本增效。“十五五”期間，鈉離子電池儲能的系統(tǒng)成本（不含升壓站及送出線路）有望降至750元/千瓦時以內(nèi)（電芯價格降至0.20元/瓦時）。

6. 根據(jù)美國地質(zhì)勘探局（USGS）數(shù)據(jù)，過去5年（2016-2021年），隨著勘探投入增加，全球金屬鋰的探明資源量從5300萬噸增長至8900萬噸，而生產(chǎn)量僅從3.8萬噸增長至10.0萬噸。加之回收量逐年增加，鋰資源是充足的。金屬鋰及其化合物的價格中短期受供需及金融衍生品市場影響，長期仍主要由成本決定。

7. 按照以下條件對抽水蓄能和鋰離子（含鈉離子）電池儲能進行成本對比：

（1）抽水蓄能等效抽水小時數(shù)1000小時/年，折舊年限40年；鋰離子（含鈉離子）電池等效充電小時數(shù)1000小時/年，電芯折舊年限12.5年，其他主要設(shè)備及構(gòu)筑物折舊年限25年。“十五五”期間，鋰離子（含鈉離子）循環(huán)壽命達到12500小時。

（2）按參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場考慮，峰谷電價差按0.7元/千瓦時計算。

（3）除折舊、抽發(fā)（充放電）成本外，兩類儲能的其他單位成本（財務(wù)成本、運維成本等）按相同考慮。

（4）抽水蓄能單位總投資按6000元/千瓦（10小時）、單位投資按600元/千瓦時考慮。鋰離子（含鈉離子）電池儲能單位投資按1200元/千瓦時考慮。

（5）抽水蓄能抽發(fā)效率按75%考慮；鋰離子（含鈉離子）電池儲能充放電效率按90%考慮。

按照上述條件，1000千瓦時儲能能量每年的折舊、抽發(fā)（充放電）成本為：抽水蓄能，折舊成本15元、抽發(fā)成本175元，合計190元；鋰離子（含鈉離子）電池儲能，折舊成本60元、充放電成本70元，合計130元。抽水蓄能的單位千瓦時綜合成本比鋰離子（含鈉離子）電池儲能高46.2%。從上述測算來看，鋰離子（含鈉離子）電池儲能的經(jīng)濟性遠優(yōu)于抽水蓄能。

我們基于上述條件測算了兩類儲能的成本平衡點：當(dāng)鋰離子（含鈉離子）電池儲能電芯價格降至600元/千瓦時、循環(huán)壽命達到9000次，兩類儲能即可實現(xiàn)成本相當(dāng)。

問題4：抽水蓄能的預(yù)期市場規(guī)模有多大、投資窗口期有多長

答：根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上；到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右。截至2022年5月，抽水蓄能并網(wǎng)和在建規(guī)模預(yù)計9000-10000萬千瓦，到2030年的新開工建設(shè)空間為3000-5000萬千瓦。“十五五”中后期，抽水蓄能的新開工容量主要看鋰離子（含鈉離子）電池儲能的技術(shù)迭代而定。若按上限5000萬千瓦考慮，抽水蓄能新開工項目總投資3000億元左右，年均不超過350億元，形成的建筑業(yè)市場空間年均不超過300億元。考慮電化學(xué)儲能的技術(shù)迭代及電力市場改革情況，抽水蓄能的窗口期預(yù)計5年左右。因此，我們務(wù)必要增強緊迫感，加大開發(fā)投資力度。

問題5：抽水蓄能回報機制的歷史沿革

答：儲能不會產(chǎn)生能量，還會損耗能量，其在電力系統(tǒng)中的價值在于提供輔助服務(wù)，因此，必須要有合適的回報機制以體現(xiàn)其服務(wù)價值，才能實現(xiàn)健康發(fā)展。

關(guān)于抽水蓄能的回報機制問題，我們從本輪電力體制改革的綱領(lǐng)性文件《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）前后說起。2014年7月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于完善抽水蓄能價格形成機制有關(guān)問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），提到了兩部制電價，但是，這次的兩部制電價傳導(dǎo)機制卻“落空”了。“中發(fā)〔2015〕9號”文件印發(fā)后，作為配套改革的輸配電價改革于2014年在深圳電網(wǎng)試點（《關(guān)于深圳市開展輸配電價改革試點的通知》（發(fā)改價格〔2014〕2379號）），未把抽水蓄能納入輸配電價；到2016年，國家發(fā)展改革委正式印發(fā)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2016〕2711號），仍未把抽水蓄能納入輸配電價向市場化用戶傳導(dǎo)；到2020年，國家發(fā)展改革委印發(fā)《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號），抽水蓄能、電化學(xué)儲能均未納入輸配電價向市場化用戶傳導(dǎo)。

這段時期，隨著電力市場化改革、輸配電價改革推進，抽水蓄能的發(fā)展面臨突出矛盾：一是，隨著發(fā)用電計劃放開，政府目錄銷售電價的執(zhí)行范圍縮小至居民、農(nóng)業(yè)等保底用戶，該部分用戶用電量小、電價承受能力弱，銷售電價難以承擔(dān)抽水蓄能電站的成本回收；二是，輸配電準(zhǔn)許成本中不包含抽水蓄能容量電費，相關(guān)成本無法通過輸配電價向市場化用戶傳導(dǎo)。由于抽水蓄能不斷“侵蝕”電網(wǎng)公司利潤，到2019年11月，國家電網(wǎng)宣布：不再安排抽水蓄能新開工項目，優(yōu)化續(xù)建項目投資進度。

2021年4月，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號），對兩部制電價進行了原則性規(guī)定。我們從“雙碳”戰(zhàn)略、新能源發(fā)展、新型電力系統(tǒng)建設(shè)的宏觀形勢來看，這次的傳導(dǎo)機制不會“落空”了。

問題6：什么是省級電網(wǎng)輸配電價

答：根據(jù)《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號），涉及省級電網(wǎng)輸配電價的有：一是，抽水蓄能電站抽水電量不執(zhí)行輸配電價、不承擔(dān)政府性基金及附加。二是，現(xiàn)貨市場尚未運行情況下，由電網(wǎng)企業(yè)提供抽水電量產(chǎn)生的損耗，在核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮。三是，政府核定的抽水蓄能容量電價對應(yīng)的容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收；與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級電網(wǎng)輸配電價時，統(tǒng)籌考慮未來三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費。四是，需要在多個省區(qū)分?jǐn)側(cè)萘侩娰M（容量電價×機組容量，下同）的抽水蓄能電站，抽水電量、上網(wǎng)電量按容量電費分?jǐn)偙壤謹(jǐn)傊料嚓P(guān)省級電網(wǎng)，抽水電價、上網(wǎng)電價在相關(guān)省級電網(wǎng)按上述電量電價機制執(zhí)行。

什么是省級電網(wǎng)輸配電價呢？

我國電力系統(tǒng)是以省級電網(wǎng)作為獨立平衡區(qū)進行控制的，這是由省級電網(wǎng)規(guī)模決定的，又與行政區(qū)劃相一致。對電網(wǎng)企業(yè)進行價格監(jiān)管是世界級難題，輸配電價也是我國價格改革中最難啃的“硬骨頭”之一。2014年以來，在總結(jié)試點經(jīng)驗，并借鑒成熟市場經(jīng)濟國家監(jiān)管辦法的基礎(chǔ)上，形成了以省級電網(wǎng)為單位，以“準(zhǔn)許成本加合理收益”為基礎(chǔ)的省級電網(wǎng)輸配電價核算機制。感興趣的同志可參閱《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（試行）》（發(fā)改價格〔2016〕2711號）、《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕101號）。在電力市場化改革后，省級電網(wǎng)市場化用戶電價=市場交易上網(wǎng)電價+輸配電價+輔助服務(wù)費用+政府性基金及附加。

自“發(fā)改價格〔2016〕2711號”文件印發(fā)以來，省級電網(wǎng)輸配電價已實施了兩個周期的監(jiān)管，分別是第一監(jiān)管周期（2017-2019年）、第二監(jiān)管周期（2020-2022年）。在第二監(jiān)管周期（2020-2022年）內(nèi)陸續(xù)投產(chǎn)的抽水蓄能電站容量電費，在核定第三監(jiān)管周期（2023-2025年）省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮。

為什么要講省級電網(wǎng)輸配電價呢？

我主要談五個觀點：一是，容量電價是抽水蓄能的主要回收來源，容量電價須納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。二是，省級電網(wǎng)輸配電價是政府與電網(wǎng)企業(yè)博弈的結(jié)果，電網(wǎng)企業(yè)希望輸配電價越高越好，政府希望輸配電價越低越好；因為高電價會增加終端用戶的用電成本，降低工商業(yè)特別是工業(yè)品的競爭力。三是，從《抽水蓄能容量電價核定辦法》來看，項目竣工后按項目核算，下一個監(jiān)管周期按項目進行調(diào)整；因此，抽水蓄能投資方須每3年與政府核價單位“打一次交道”。四是，政府是怎么核定省級電網(wǎng)輸配電價呢？在下一個監(jiān)管周期開始前，由國家發(fā)展改革委牽頭，委托省級發(fā)展改革委開展成本監(jiān)審和電價核定測算，報國家發(fā)展改革委價格司最終審定并公布總水平。第二監(jiān)管周期的核價結(jié)果可參看《國家發(fā)展改革委關(guān)于核定2020-2022年省級電網(wǎng)輸配電價的通知》（發(fā)改價格規(guī)〔2020〕1508號）。五是，經(jīng)過省級電網(wǎng)輸配電價兩個監(jiān)管周期的核價，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)已積累了足夠的核價（討價還價）經(jīng)驗，與他們相比，我們還有很多課要補，特別是在容量電價核定上，要提前做好完整、全面、系統(tǒng)的核價策劃。

問題7：電量電價需要關(guān)注哪些事項

答：《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）對于電量電價有以下規(guī)定：一是，在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算。二是，在電力現(xiàn)貨市場尚未運行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購，抽水電價按中標(biāo)電價執(zhí)行，因調(diào)度等因素未使用的中標(biāo)電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。抽水蓄能電站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購，上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行。三是，需要在多個省區(qū)分?jǐn)側(cè)萘侩娰M（容量電價×機組容量，下同）的抽水蓄能電站，抽水電量、上網(wǎng)電量按容量電費分?jǐn)偙壤謹(jǐn)傊料嚓P(guān)省級電網(wǎng)，抽水電價、上網(wǎng)電價在相關(guān)省級電網(wǎng)按上述電量電價機制執(zhí)行。四是，鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)。

目前，電力現(xiàn)貨市場已進行了兩批試點，第一批8個省級電網(wǎng)（廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅），第二批6個省市（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北），加上擬在2022年底開展試運行的江西，到2022年底，預(yù)計將有15個省級電網(wǎng)試點運行電力現(xiàn)貨市場。到2025年，全國省級電網(wǎng)預(yù)計均將運行電力現(xiàn)貨市場。也就是說，現(xiàn)在開始布局的抽水蓄能項目，電量電價都將參與電力現(xiàn)貨市場。

電力現(xiàn)貨市場包括日前、日內(nèi)、實時的電能量交易，通過競爭形成分時市場出清價格。從試點省份運營情況來看，各省現(xiàn)貨市場交易方式存在差異，加之電源結(jié)構(gòu)、供需狀況、市場主體的耦合作用，出清價格差異很大。此外，即使兩個抽水蓄能項目在同一個省級電網(wǎng)內(nèi)，由于報價水平不同，其收益仍會存在較大差異。我們看一下山東電力現(xiàn)貨市場在5月30日的運營情況，從運營情況來看，日前市場和實時市場均出現(xiàn)了-0.08元/千瓦時的“負電價”，而實時市場發(fā)電側(cè)電價最高值達到1.12275元/千瓦時。

總之，要想投資抽水蓄能，務(wù)必要研究電力市場。現(xiàn)階段，抽水蓄能項目進行經(jīng)濟評價時，電量電價較難論證清楚“賺和賠”，加之20%：80%的收益分成原則，可暫不考慮電量電價的現(xiàn)金流。長期來看，兩部制電價不會長期實施，抽水蓄能電站需要通過電力市場獲得回報，那么，電站的綜合效率就是參與電力市場的核心競爭力之一。因此，我們在項目選擇時，應(yīng)把綜合效率放在評判投資與否的重要位置。

表7-1 山東電力現(xiàn)貨市場日前市場價格（5月30日，元/MWh）

圖7-2 山東電力現(xiàn)貨市場實時市場價格（5月29日，元/MWh）

問題8：容量電價需要關(guān)注哪些事項

答：《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）對于容量電價有以下規(guī)定：一是，政府核定抽水蓄能容量電價對應(yīng)的容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮未來三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費。二是，根據(jù)功能和服務(wù)情況，抽水蓄能電站容量電費需要在多個省級電網(wǎng)分?jǐn)偟模蓢野l(fā)展改革委組織相關(guān)省區(qū)協(xié)商確定分?jǐn)偙壤Ｈ牵樗钅茈娬久鞔_同時服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機組容量分?jǐn)偙壤萘侩娰M按容量分?jǐn)偙壤谔囟娫春碗娏ο到y(tǒng)之間進行分?jǐn)偂?/p>

《抽水蓄能容量電價核定辦法》中提到了資本金、貸款、稅金及附加、材料費、修理費、人工費、其他運營費等7類成本費用。核價方式見《抽水蓄能容量電價核定辦法》，具體不再重復(fù)。我主要提醒三點：一是，要提前策劃項目竣工決算，要完整、系統(tǒng)、全面做好核價準(zhǔn)備。二是，要充分發(fā)揮“投建營”一體化的優(yōu)勢，在“準(zhǔn)許成本加合理收益”的核價機制下，思考如何在“投”和“建”環(huán)節(jié)，實現(xiàn)利益最大化。會上不便講，會下可詳細交流。三是，核定的運營維護等成本費用，是根據(jù)已投運抽水蓄能電站成本監(jiān)審后的統(tǒng)計值確定的，取已投運電站費率（運營維護費/固定資產(chǎn)原值）從低到高排名前50%的平均水平核定。注意，不是平均值，是前50%的平均值。

從容量電價和電量電價機制來看，抽水蓄能市場化后，項目的財務(wù)生存能力主要取決于：輔助服務(wù)市場機制、項目所處電力系統(tǒng)物理位置、項目綜合效率、項目運維成本等。原則上，除非特殊情況，新建中小抽水蓄能是沒有競爭優(yōu)勢的。

問題9：預(yù)計由哪個機構(gòu)核定容量電價

答：容量電價的核價機構(gòu)與省級電網(wǎng)輸配電價核價機構(gòu)相同。在下一個監(jiān)管周期開始前，由國家發(fā)展改革委牽頭，委托省級發(fā)展改革委開展成本監(jiān)審和電價核定測算，報國家發(fā)展改革委價格司審定并公布總水平。成本監(jiān)審由省級發(fā)展改革委成本大隊牽頭，電價核定測算由省級發(fā)展改革委價格處牽頭。

問題10：電網(wǎng)企業(yè)是否會拖欠電費

答：原則上不會。抽水蓄能通過兩部制電價向終端用戶傳導(dǎo)成本、費用及收益，已有明確的收費來源，電網(wǎng)企業(yè)屬于“代收費”。因此，電網(wǎng)企業(yè)違約的動力較小，違約的成本較大，客觀上拖欠電費的概率較低。

問題11：兩部制電價是否會持續(xù)實施

答：不會。

《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）規(guī)定：適應(yīng)電力市場建設(shè)進程和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需要，適時降低或根據(jù)抽水蓄能電站主動要求降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設(shè)計容量的比例，以推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場，逐步實現(xiàn)電站主要通過參與電力市場回收成本、獲得收益，促進抽水蓄能健康有序發(fā)展。

長期來看，抽水蓄能通過輸配電價向終端用戶傳導(dǎo)的方式，與“誰受益、誰付費”的電力市場化改革原則不相符。下一步，隨著電力市場化改革深化，電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補償機制的建立健全，預(yù)計在2030年全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)完成后，抽水蓄能項目的成本、費用、收益預(yù)計將大部分通過市場化方式傳導(dǎo)。因此，我們在投資抽水蓄能項目時，還是要圍繞選址（項目造價、電力系統(tǒng)需求）、綜合效率、運維成本等下功夫。

問題12：中小型抽水蓄能是否有投資價值

答：從上述分析來看，中小型抽水蓄能項目的投資價值不高。

問題13：抽水蓄能+周邊打捆風(fēng)光項目的電價機制是什么

答：抽水蓄能電站同時服務(wù)于周邊打捆風(fēng)光項目和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機組容量分?jǐn)偙壤萘侩娰M按容量分?jǐn)偙壤谥苓叴蚶︼L(fēng)光項目和電力系統(tǒng)之間進行分?jǐn)偂Ｖ苓叴蚶︼L(fēng)光項目應(yīng)分?jǐn)偟娜萘侩娰M由風(fēng)光項目投資主體承擔(dān)，并在核定抽水蓄能電站容量電價時相應(yīng)扣減。

問題14：兩部制電價機制下，電網(wǎng)企業(yè)對非電網(wǎng)企業(yè)投資的抽水蓄能電站持何種態(tài)度

答：有人按照過去的經(jīng)驗，認為非電網(wǎng)企業(yè)投資的抽水蓄能電站投產(chǎn)后，電網(wǎng)企業(yè)存在不調(diào)度或少調(diào)度的動機。但是，在兩部制電價實施后，這個看法是錯誤的。兩部制電價的核定原則是“準(zhǔn)許成本加合理收益”，在一個監(jiān)管周期內(nèi)，即使一段時間不發(fā)電，電網(wǎng)企業(yè)也要向抽水蓄能項目公司支付容量電費。因此，實施兩部制電價后，電網(wǎng)企業(yè)存在讓自己投資的項目少發(fā)電、少損耗，讓非電網(wǎng)企業(yè)投資的抽水蓄能項目多發(fā)電、多損耗的動力。當(dāng)然，監(jiān)管部門會有跟進措施。規(guī)則變化后，動機也會變化，切不可刻舟求劍，以過去的“老經(jīng)驗”看待“新問題”。