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华北电力大学经济与管理学院 谭忠富

《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”）及其后发布的抽水蓄能相关成本政策，对抽水蓄能电站成本的统计口径、计算方法作出新规定，对成本监管也提出了新要求。从全寿命周期来看，抽水蓄能电站成本主要包括投资成本、总成本费用、税金及附加。投资成本是在建设过程中所耗费的支出总和；总成本费用是进入运营期后所花费的各项费用支出，包括运行维护费、折旧费、摊销费和财务费用；税金及附加包括增值税、所得税、城市维护建设税和教育费附加等。运行维护费是成本管控的重点，抽水蓄能电站运行维护费主要包括工资及福利费、材料费、修理费和其他费用等。折旧费、摊销费和财务费用，除与折旧摊销年限及方式、资金筹措方案等相关外，还主要受投资成本的影响，因而对这三项费用的分析主要依托于对投资成本的分析。本文基于抽水蓄能新政策及实施过程中面临的问题，分析影响投资成本和运行维护费的关键因素，提出抽水蓄能成本管控建议。

图1 抽水蓄能电站成本构成

我国抽水蓄能电站政策及面临的问题

（一）我国抽水蓄能发展现状及成本相关政策梳理

随着运营模式的转变及电力市场化改革进程的推进，我国抽水蓄能成本相关政策也发生了改变，根据政策对抽水蓄能成本的影响，可划分为三个阶段。第一阶段，深化电力体制改革前，由政府统一制定上网电价、销售电价，抽水蓄能是电网资产的一部分，抽水蓄能建设运行成本纳入电网运行费用中管控。第二阶段，随着电力体制改革深化，政策明确提出在电力市场形成前，抽水蓄能实行两部制电价，但该阶段抽水蓄能成本费用被列为与输配电业务无关的费用，规定不得计入输配电定价成本，成本传导成为制约抽水蓄能发展的关键问题。第三阶段，633 号文发布以来，提出以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收的新型价格形成机制；同时印发的《抽水蓄能容量电价核定办法》（以下简称《办法》），要求对标行业先进水平确定核价参数标准，有助于激励电站管控运行维护费用，推动运行成本向先进水平看齐。

对成本政策进行梳理可发现，633号文发布后的政策进一步明确了成本疏导途径，提出了成本监审的新要求，与前两个阶段的成本政策有较大区别，本文将第三阶段发布的抽水蓄能相关成本政策称为“新政策”。

（二）新政策下抽水蓄能成本管控面临的问题

1.忽略实际需求造成投资浪费。在项目规划阶段，可能导致投资主体忽略需求论证的必要性，未充分考虑抽水蓄能服务特性、装机容量、布置区域等与电网需求的匹配性，或导致规划资源超过实际需求，从而造成投资浪费。

2.站址条件差异导致投资水平差异大。抽水蓄能站点论证、建设周期长，投资成本受地质地形条件、环保水保要求、建设征地移民等不确定性因素影响，不同区域抽水蓄能单位投资水平差异较大，导致不同区域抽水蓄能投资额存在差异，部分地区投资过热。

3.论证深度不足导致实际投资超概算。由于抽水蓄能资源抢夺较为激烈，部分投资主体为尽早争取到抽水蓄能项目，前期工作不够深入，可能致使实际建设投资成本超过规划投资成本。

4.现行核价办法无法客观体现运行维护成本。由于新增投产电站越来越多，且电站投产初期运维费率相对较低，根据核价办法将逐渐拉低平均费率，造成部分处于运营中期的电站核价下降，核价运维费率可能逐轮不合理下降，部分电站容量电费无法弥补实际运行维护费。

根据新政策，抽水蓄能容量电费通过输配电价疏导，上述问题还将推高终端电价水平，当超过用户承受能力时，投资成本将无法回收。因而从政策上来说，对抽水蓄能投资成本的管控，既需要统一标准以充分反映抽水蓄能的功能价值，又需要结合建设条件的不同体现出差异性，而现行政策下难以实现这一目标。

抽水蓄能电站成本分析

在新政策下，要对抽水蓄能全寿命周期内成本进行管控，不仅需要确定合理的投资成本水平，还需要重点控制运营期运行维护费的水平。

（一）抽水蓄能电站投资成本分析

投资成本是影响抽水蓄能电站规划选点的重要因素，统计数据显示，近20年来抽水蓄能投资造价由0.38 万元/千瓦上升至0.64 万元/千瓦，增幅高达67.9%。本文从以下三个方面分析近期抽水蓄能电站项目相对于早期项目投资增加的具体原因。

1.物价波动及政策调整。

物价波动体现在材料费、人工费、机械费等变化，政策调整体现在定额和编制规定的完善，两项指标均直接影响成本。由物价波动及政策调整引起水电工程投资变化的因素：一是由于主要材料预算价格上涨引起投资增加，二是由于设计概算编制规定变化、国家相关税收政策调整引起投资成本增加。

2.开发条件导致工程量变化。

工程量增加主要是由于后期项目开发条件较差、难度加大，在地理位置、地形条件、总体布置、枢纽建筑结构型式及施工组织方案等方面出现工程量差异，引起了投资成本增加。

3.建设征地及移民安置。

随着抽水蓄能的逐步开发，部分地区山高坡陡、耕地匮乏、生态脆弱、安置容量有限，移民安置难度增加。同时随着社会经济发展和人们生活水平提高，移民群众搬迁安置和地方发展期望值不断提高，耕地占用税等税费标准提升，征地移民投资大幅增加，导致投资成本增加。

选取不同发展时期的抽水蓄能电站项目数据，分析三个因素对电站总投资的影响大小。计算得到三项指标对于单位投资增加的影响程度，平均投资指标增加2518.26 元/千瓦，62%是开发条件导致工程量变化引起的，28%是物价波动及政策调整引起的，10%是建设征地及移民安置引起的。

在三个影响指标的联合作用下，新建电站投资增量测算模型可表示为：

新建电站单位投资造价=基准电站单位投资造价+（物价波动及政策调整引起的投资年均增量+开发条件导致工程量变化引起的投资年均增量+建设征地及移民安置引起的投资年均增量）×新建电站与基准电站投产年份差额

图2 三项指标对单位千瓦投资增加的影响程度

其中，基准电站是规划新建电站所在区域建设条件相近的可参考电站，根据上述内容可得到各项指标产生增量，开发条件导致工程量变化引起的投资年均增加为173.46 元/千瓦；物价波动及政策调整引起的投资年均增加为78.34元/千瓦；建设征地及移民安置引起的投资年均增加为27.98元/千瓦。

由于不同时期经济社会发展程度不同，在投资测算模型中引入调整系数α、β、γ，决策者可以根据未来发展趋势判断调整系数大小，以提高单位造价预测准确度，调整后的模型如下所示：

新建电站单位投资造价=基准电站单位投资造价+（173.46α+78.34β+27.98γ）×新建电站与基准电站投产年份差额

（二）抽水蓄能电站运行维护费分析

相较于投资成本，抽水蓄能电站运行成本的测算时间更长，在全寿命周期内成本中的占比大，因而是成本管控的重点。根据《办法》，在核定容量电价时，考虑的现金流出包括资本金投入、偿还的贷款本金、利息支出、运行维护费、税金及附加。

资本金投入、偿还的贷款本金、利息支出与投资成本相关，在运营期内已基本确定，税金及附加需严格按照国家财税相关政策执行，这4项费用在运营期内进行管控的裕度较小。运行维护费受多种因素影响，在运营期内管控难度大，因此运行维护费是抽水蓄能成本管控的重点，运行维护费包括材料费、修理费、人工费和其他费用。

运行维护费受机组容量、机组运行状况、运行年限、人员投入、设备健康水平等因素影响，在抽水蓄能电站投产运营期内发生变动。考虑到各项因素的可量化性及量化难易度，根据各项成本内涵及特性，初步确定运行维护费各项目的影响因素如表1所示。

表1 运行维护费的量化影响因素

选取抽水蓄能电站样本数据，统计材料费、修理费、人工费、其他费用4 项的数值。影响抽水蓄能电站成本因素众多，为了量化影响程度，运用相关性理论和多元回归理论进行分析，得出4项费用的预测模型。经过验证，该模型偏差率在±5%内，该成果已纳入《抽水蓄能电站经济评价规范》（NB/T 11175-2023）中应用。

材料费计算模型为：

材料费=-158841.37+79.01×在运年份

修理费计算模型为：

修理费=-535520+266.34×在运年份

人工费计算模型为：

人工费=-440523+11.11×装机容量+218.39×在运年份+15.94×职工定员编制人数

其他费用计算模型为：

其他费用=-531799+49.51×装机容量+264.03×在运年份

新政策下抽水蓄能成本管控建议

（一）结合关键要素对投资成本进行管控

新政策出台后，投资竞争趋于激烈，要保证抽水蓄能电站在竞争中处于优势地位，作为投资方需采取措施控制投资成本。

1.有效管控主材供应并规避物价波动风险。

物价上涨是电站造价增加的原因之一，无论是在建电站还是规划电站，对这项成本要有预见。施工阶段是建设资金投入量最大的阶段，在该阶段做好钢材、水泥等主材的供应管理，在采购前计算材料的需求量，预先编制采购计划，减少材料供应不足及库存过多等问题，提前做好市场调研，规避价格波动风险。

2.关注工程量变化及环境等不可抗力因素。

随着抽水蓄能的大力发展，项目开发难度加大，部分未开发地段资源、环境基础较差，加之抽水蓄能建设期较长，需提前预判电站工程量变化对投资成本产生的影响。在调研阶段考虑影响造价的因素及工程配置的合理性，选择设备时要选取价格合理、质量过关的设备。施工阶段考虑工程量变化及环境等不可抗力因素，优化施工组织方案。选好站址可大幅降低工程量，当上下库成库条件较好、上下水库之间的高度差及距高比在合理范围内、地质条件好、水源丰富时，能降低开挖、支护等工程量，从而可大量节约投资成本。

3.稳妥处理建设征地费用及移民安置期望。

随着社会经济发展和人们生活水平提高，移民群众搬迁安置和地方发展期望值不断提高，征地移民投资大幅增加，因此应增加对这项成本的预见性。征地和移民安置工作的有效进行是保证工程顺利开展的前提，在调研阶段，以政策为主导，明确建设征地相关政策并预估费用，加强与移民的沟通，了解移民安置期望。在建设征地时，确保统计数据准确，规划好施工用地，在移民工作中，积极推行国家规定的拆迁补助政策。

4.基于区域内已投产电站合理预测成本。

为引导抽水蓄能行业健康有序发展，宜结合价格水平变动、工程量变化等确定合理的投资成本控制目标。基于抽水蓄能投资局部过热的现象，在规划新建抽水蓄能电站时，在强调必要性论证的基础上，应综合考虑资源禀赋、技术能力水平、物价水平等因素的影响，提高对新建电站全过程成本管控的要求。由于抽水蓄能电站多服务于多个省区，在规划选点阶段，还应调查区域内已投产抽水蓄能电站投资造价水平、容量电价、参与电力市场情况、用户电价水平等，作为新建抽水蓄能电站规划论证时投资成本、运行维护费的重要管控依据。

（二）考虑电站差异性对运行维护费进行管控

1.对于本身运维费用相对较高的电站，错峰检修，自主维修，补偿倾斜，调整参数。

对于本身运维费用相对较高的电站，实际运维费率高于平均水平，第三监管周期内已经核定的容量电价低于实际应得的容量电价，在运行维护费用科目上，可能会“入不敷出”。

第一，要知悉实际运维费将超出的部分，据此科学、合理地安排检修计划。抽水蓄能电站检修可分为周期性及非周期性，周期性检修由行业检修导则等相关规定，通常8—10年一次大修，期间还会进行小修。当费率较低时，尽量避免密集检修，将不同机组、不同检修项目安排在不同时期进行，“错峰检修”，减少运维费用支出压力。

第二，减少可控制费用的支出，如委托运行维护费、差旅费、会议费等，可以采取“自主维修、减少外委”等措施。以节支降耗为目标，创新电站自主维修管理模式，通过加大维修人员技术培训，开展岗位技术交流和技能比拼等举措，提升维修人员业务能力，逐渐摆脱外委依赖，实现自主维修，达到节约维修费用开支、降低生产成本的目的。

第三，对于实际运维费率超出平均水平太多的电站，运维费用负担太重可以通过下一监管周期成本补偿方式倾斜。根据国内电站的实际运行情况，如果电站无法承担运维费用的情况比较普遍，可以修订和完善容量电价核定办法，优化和调整核价参数，可采取“分档”补偿方式，在运维费率前乘以修正因子。

2.对于本身运维费用相对较低的电站，应修尽修，用足用好，承担责任。

对于本身运维费用相对较低的电站，实际运维费率低于平均水平，第三监管周期内已经核定的容量电价高于实际应得的容量电价，在运行维护费用科目上，收入大于支出。

对于这类电站，需要合理安排检修计划，应修尽修，保证机组的功能和性能处于较高水平，将运维费用用足用好，传导正确的行业成本信息。不能盲目压降运维费用，传导错误的、虚假的成本信息，恶性拉低运维费率平均水平，引起行业内无序竞争。此外，前期盲目压降运维费用对于抽水蓄能电站可持续发展也是不利的，容易导致机组磨损严重，引起后期运维费用激增，甚至提前退役。运维费用相对较低的电站应承担社会责任和企业责任，合理平衡行业运维费率水平，为抽水蓄能的长远发展着想。

3.由于新旧程度导致电站运维费率不同，逐步细化，合理争取，统筹全局，据实核定。

新政策在容量核定办法中区分新旧确定运维费率核价参数，以《国家发展改革委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，以下简称“1763 号文”）发布日期为界，相对于1763 号文后投产的新建电站，老旧电站核价更为友好，在制定运行维护费管控措施时应区分新旧程度。

第一，以1763号文为分界点虽然操作简单，但是分类不精细，无法满足各电站实际需求，因此可逐步细化分类方式，体现新旧电站在运维费率上的差异性。可细化分界点，例如划分为2000 年前、2005 年、2010 年、2015 年、2020 年、2020年后；或按照电站实际运行年限，5年一档。

第二，不能凭借当前运维费率低优势，在确定核价参数时排挤老旧电站，要统筹全局，反映全国所有电站的运维费率的真实平均水平。随着新投产电站数占比的增加，将导致整体运维费率降低，因此需要更好地确定运行维护费率的核价参数，以更加贴合实际。

第三，目前已对在运抽水蓄能电站开展了定价成本监审工作，各电站真实运维费率也“浮出水面”，因此可采用据实核定的方式。为避免电站恶意抬高运维费用来获取电价，可以将真实费率与平均费率相结合，采用加权平均方式，真实费率与平均费率分配不同系数，系数可以考虑投产年限等。

4.结合各因素控制运行维护费，明确空间，差别设计，精益运维。

第一，材料费的控制。根据新政策中“运维费率取平均”的理念，确定材料费的阈值，当实际材料费高于该标准，采取措施控制材料费。采购材料时，建立严格的采购制度，监控材料质量水平，统一价格评价标准，以降低采购成本。使用材料时，严格实行限额领料，加强材料的现场管理，合理使用周转材料，做好周转材料的保管、保养工作。材料费还与在运年份相关，随着在运年份增加而呈上升趋势，可根据模型测算结果实时动态监测实际材料费历年变化趋势。

第二，修理费的控制。可根据模型测算结果实时动态监测实际修理费历年变化趋势。抽蓄电站设备检修分为四个等级，每一检修等级分为标准检修项目和非标准检修项目，应根据不同等级标准检修项目的不同作业内容，建立检修作业成本库。加强对设备的监控管理，实施设备使用期维修费用、设备维修技术的控制与考核制度，优化设备资源配置。

第三，人工费的控制。可根据模型测算结果实时动态监测实际人工费历年变化趋势。对于人工费的管控可采取提高智能化水平的措施，通过智能运维管理系统，实现抽水蓄能电站集中监控，降低人工劳动负荷，进一步降低人工费。还可加强人员培训，落实“一人多岗、一岗多能”制度，强化相互配合、优化人才结构，实现运维质量提升和节约人工成本的双重目标。■