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浅谈基于新抽水蓄能电站核价机制下工程概算管理措施

刘旭伟1 张持重1 郑涛2

1江西奉新抽水蓄能有限公司 2江西洪屏抽水蓄能有限公司

  摘 要：2021年国家提出“碳中和”“碳达峰”能源转型战略目标，实现加快构建以新能源为主体的新型电力系统，抽水蓄能电站在新型电力系统中的重要作用突显。国家发展和改革委发布了一系列促进抽水蓄能发展的重要决策，保证抽水蓄能电站健康有序发展。抽水蓄能电站容量电价核价机制的完善,是一项关键性工作，核价机制中抽水蓄能电站概算管理尤为重要。本文通过梳理电价相关政策，解读工程概算管理在电价核价中的重要作用，分析现行工作概算管理做法，从综合考虑新能源消纳、碳排放、综合运营成本等方面出发，制定新电价机制下工程概算管理工作的新思路。

  关键词：新能源；抽水蓄能电站；核价；工程概算

  中图分类号：F426

  引言

  在“双碳”目标下，新项目核准加速、市场投资热情增加、新能源项目陆续投入运营。在这样的背景下，新能源正面临前所未有的发展机遇。但是，新能源的快速发展也同样面临诸多挑战，电源大规模地集中接入新型电力系统，对电网安全稳定存在重大影响，也对系统柔性调控能力提出了更高要求。而抽水蓄能技术的优势对应对相关考验具有重要作用。调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动电源的六大功能，可以为新型电力系统改革提供有力支持[1]。

  1 抽水蓄能电价变化与新定价机制下电费计量

  1.1 我国抽水蓄能电价发展演变

  我国抽水蓄能电站运营模式和定价机制经历了多次变化，自2004年起，电网企业抽水蓄能电站的建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。发电企业投资建设的抽水蓄能电站，作为独立电网参与电力市场竞争。2007年国家批复启动“租赁制”试点工作，2008年将“租赁费”改为“容量电费”，租赁费经核定后，原则上电网企业承担费用的50%，发电企业和用户各承担费用的25%。2014年，国家发展改革委对抽水蓄能价格形成机制进行了完善，明确抽水蓄能电站电价包含容量电价和电量电价，标志着抽水蓄能电价进入“两部制”时代。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局公布《输配电定价成本监审办法》。将抽水蓄能电价成本费用列为与输配电业务无关的费用，不得计入输配电价收回。但是，在未明确容量电价疏导渠道的情况下，抽水蓄能电站收益将陷入困境。2021年5月，国家发展改革委下发《关于进一步完善抽水蓄能电价形成机制的意见》（以下简称《意见》），对抽水蓄能电价价格形成、费用传导、监督管理、社会投资等方面进行了明确指导，抽水蓄能的发展迎来新的机遇。

  1.2 新电价机制的意义

  1.2.1 提高了容量电价收费规范性

  构建科学完整的抽水蓄能价格形成机制，对抽水蓄能行业的发展具有重要作用。新电价机制的制定，完善了抽水蓄能两部制电价，容量电价回收运维费、还本付息、税金等固定成本及合理收益得到明确规定，使电量电价可以弥补抽水蓄能抽发损耗。新电价机制明确了抽水蓄能容量电价核定办法，在成本调查的基础上，对标行业先进水平确定核价参数。采用经营期定价法，统一核定抽水蓄能容量电价，并结合省级电网输配电价监管周期，同步调整容量电价。新电价机制实行辅助服务费、电量电费收益分享机制，建立了激励与约束并重的监管体系，实现了抽水蓄能价格模式的统一设计，符合抽蓄功能、技术及成本特征。新电价机制还解决了抽蓄电价“如何形成”的问题，有助于科学合理定价，可以更好地发挥电价信号作用。

  1.2.2 畅通了抽水蓄能成本疏导和回收渠道畅通性

  新电价机制明确规定：抽水蓄能电站容量电费纳入输配电价传导回收，同时规定：抽水蓄能容量电费核定与输配电价核价周期保持衔接。此外，新电价机制统筹分析了在第二和第三输配电价监管周期投运的抽水蓄能电站容量电费疏导问题，建立了完整的抽水蓄能成本回收与分摊机制，解决了电费“如何疏导”的问题，对抽水蓄能电站健康、可持续发展起到保障性作用[2] 。

  1.2.3 提高抽蓄的抽发盈利合理性

  新电价机制的实施，根据电力市场的情况，采取相应的电量电费定价政策。在实现电力现货市场的省份，通过电价变化，鼓励抽水蓄能企业积极参与推动电力市场变革。在未实现电力市场省份，通过技术水平、生产管理水平提升争取抽发效益。由此可见，新电价机制的实施对抽水蓄能参与电力市场，提升生产保障能力具有重要意义。

  1.3 新定价机制下的电费计量方法

  1.3.1 电量电价

  在未实现电力现货市场之前，电量电价包含抽水电价和上网电价，按《意见》要求：在电力现货市场尚未形成之前，抽水蓄能电站抽水电价按燃煤发电标杆价格的75%确定，上网电价按当地实际燃煤上网电价测算。结合抽水蓄能电站机组转换效率，电量电价中抽水电费和上网电费基本持平。收益部分按费用的20%留存企业，费用的80%在下一监管周期核定容量电费时扣减，形成亏损部分，由抽水蓄能电站承担。

  1.3.2 容量电价

  容量电价选用经营期定价法，基于弥补成本、合理收益的原则，通过计算投资收益率和各项成本，得出电量电价结果。具体方法为：

  容量电费=折旧费（运营期40年）+运营成本维护费+财务费用+税金及附加+其他税费+准许收益（资本金收益率6.5%）

  容量电费为抽水蓄能电站核心收入来源，折旧费、运营成本和准许收益为抽水蓄能电站建设管理的三大核心指标。电站的折旧费、运营成本均来自于项目竣工决算的结果，也是项目工程概算的最终反映。

  2 概算管理重点变化在电价核定中的重要作用

  2.1 概算管理重点

  传统概算过程管控工作普遍重视项目的工期进度、概算节约方案的制定容易忽视项目后续运营成本，导致项目概算支出较少、项目运营成本较高。

  2.1.1 投资方面

  以往的抽水蓄能电站概算管理以节约为主，兼顾经营。在抽水蓄能电价未正式明确前，因市场环境不明确，盈利模式较为单一。抽水蓄能电站概算管理的主要思路为节约投资，以合理有效控制投资成本为主要目标。因金融市场环境的限制，投资建设期贷款利息的利率较高，投资方往往需要一次性投入项目资本金，如概算投资较大，则投资方较难接受[3]。

  近些年抽水蓄能行业高速发展，投资主体更趋多元，金融机构将抽水蓄能电站项目纳入绿色信贷范围，资金来源相对充足，综合考虑投资的经营效益水平，可以使抽水蓄能行业在未来运营过程中产生更大效益。

  2.1.2 施工重点保障

  抽水蓄能电站地下厂房的建设工作为项目的重要难点。地下交通工程复杂，地质条件存在较多不确定因素，施工工艺为传统人工开挖，概算管控工作需优先保证地下工程施工，并保证施工的安全与效率。

  近些年，国内装备制造业迅猛发展，随着TBM的广泛应用，抽水蓄能地下工程施工迎来了新的机遇，施工技术难点和重点问题的解决方式不断增加。中铁装备研制的世界首台超小转弯半径硬岩掘进机“文登号”圆满完成了山东文登抽水蓄能电站工程，标志着国产TBM在抽水蓄能电站工程建设领域的首次成功应用。此外，小直径双护盾小转弯TBM“国网新源洛宁号”成功下线，已应用于河南洛宁抽水蓄能电站排水廊道及自流排水洞施工，是推进抽水蓄能电站施工机械化、智慧化转型的有力证明。应用于河北抚宁抽水蓄能电站项目的世界首台大直径（9.53米）超小转弯TBM“抚宁号”成功下线，为抽水蓄能电站大断面隧洞施工提供了新方案。截至目前，国内已有8座抽水蓄能电站工程实现了TBM装备的研制、应用，并不断探索在抽水蓄能电站斜井、竖井开挖工程中的新型应用方式。

  2.1.3 设备方面

  国内的运抽水蓄能电站项目在2010年前，抽水蓄能电站机组设备以进口为主，国产设备为辅助。概算中需充分考虑进口设备高昂的价格，以及设备的准备、正产、进口运送周期，同时也需考虑较高的设备安装价格，资金在其他设备方面投入会相对较少。

  在2010年后，抽水蓄能电站项目机组设备逐渐实现了国产化，浙江仙居项目应用国内完全自主化的抽蓄装备，最大单机容量达到37.5万千瓦机组，标志着我国已完整掌握大型抽水蓄能电站核心技术。国内抽水蓄能电站装备、设备制造业日臻成熟、技术稳定可靠，在同等装机下，国内设备价格相比进口设备有较大优势。

  2.1.4 辅助实施方面

  为节约概算投入，以往部分抽水蓄能电站需减少在辅助设施设备方面的投入，如辅助信息系统、值班用房等。很多项目建设时间点选择在工程完工后，后续运营期的建设工作限制了新技术的推广应用。

  目前，抽水蓄能电站建设更加注重以人为本精神的贯彻和信息化技术的应用。在抽水蓄能电站建设过程中，应充分考虑人的效率问题以及人的工作生活环境问题，最大程度地保证人的权益，维护项目的建设质量并履行相应的社会责任。信息化技术的应用水平很大程度上影响着项目的建设效率和管理质量，抽水蓄能企业在加大信息化投入的情况下，将先进项目管理软件广泛应用于工程建设当中[4]。

  2.2 概算过程管理对电价核定的影响

  在概算管理过程中，应正确处理造价与质量、工期、安全、公司未来发展四者之间的关系。

  例如，在现场营地施工过程中，增设一座100kW太阳能储能装置，造价110万元，运营费用预计每年10万元，运营时间15年，占地面积655平方米，每年可减少碳排放57000KG，基建期可用于办公、值班用电及辅助场内交通、机械设备备用电源，生产期可全部投入交通车辆充电使用。从成本来看，对照6年办公、值班用电费预计150万元，项目直接增加概算20万元。待电站运营后，该笔费用可纳入容量电价核定有效成本，运营后每年可节约管理费用126万元（持续运营9年，车辆燃油费每年节约14万元，其他用电每年节约10万元），直接提升企业净利润。

  2.3 面临挑战

  2.3.1 抽水蓄能容量电价关系到企业生存发展

  在当前抽水蓄能电价机制下，在建抽水蓄能电站的主要收入来源为核准批复的容量电费，概算使用情况对核定抽水蓄能电站电价有较大影响，抽水蓄能电站建设的概算管理作用很大程度上突显出来，如因概算执行不足或概算分析不足造成电价批复问题，对后续企业科技、管理发展存在较大影响。

  2.3.2 抽蓄建设行业规范尚未统一

  以往设计概算定价取费方案在设计过程中，更多依据水电行业编制规范，目前在运抽水蓄能电站近38座，在建、筹建抽水蓄能电站65座，尚未形成符合抽水蓄能行业特点的概算编制规范。随着行业发展与技术革新，部分必要性支出无法在规范中明确取费来源。各集团投资的抽蓄项目造价成本存在诸多不同，电价政策的制定存在较大难度。

  2.3.3 抽水蓄能电站的综合价值开发不足

  抽水蓄能电站作为能源转型的中坚力量，其作用不限于调峰保证等六项功能，在新技术推广研发、水库利用开发、流域综合开发等方面均有较大经济价值、社会价值、生态价值。传统设计概算以结算成本为主要目的，综合考虑造价、安全、工程技术等综合因素，以此测算未来投资价值，未充分考虑项目运营期间电价核定影响，缺乏对所属县域经济发展以及技术应用对项目运营影响的重视。导致在概算管理过程中，出现了部分支撑性、辅助性项目受概算限制无法开展的问题，在超设计概算范围开展技术投入的情况下，项目无法纳入电价核定范围[5]。

  2.3.4 抽水蓄能电站建设的投入研发有待增加

  抽水蓄能电站建设具有投资大、建设周期长的特点，以往建设投资方来源不足，为保障工程建设，概算设计更加节约，建设过程中科技投入相对较少，采用常规方式开展工程建设是传统抽蓄建设过程中的最佳选择。当前形势下，市场投资主体多元化，融资市场对抽水蓄能行业支持力度较大，开通绿色信贷通道，更加有利于在概算执行过程中增加科技投入，并充分利用投资金额。

  3 对策建议

  3.1 遵循安全第一原则，动态优化概算分配

  在概算过程管控中，需要在保证安全投入的同时，合理控制管理费用支出，通过内部制度管控、审计监督，合理使用管理经费。要充分分析市场价格与信息价格，常规项目通过同业对比、地区对比等方式，合理设计招标限价，通过竞争合理控制成本支出。

  3.2 以结算管决算，加强工程结算管控

  要加强隐蔽工程现场签证管控，保证过程资料充足，利用签证单作为结算依据，合理计算隐蔽工程结算价格。要强化结算审计管理，选取业务精、口碑好的中介服务机构开展结算设计，以审计价作为最终结算价，保障施工工程量结算合理、合规。

  3.3 概算设计突出“低碳”，发挥抽水蓄能电站综合价值

  在概算设计过程中，应使用实地调研的方式，结合省内资源和环境特点，因地制宜地制定工作方案，要考虑“低碳”理念，合理规划建设方案。例如，可以建设小型风光、小型水电等配套储能工程，用于项目建设期生活用电及改善周围乡村生产生活用电。要采用盾构机开展竖井、洞室施工，利用建设中的弃渣等物资，改善修补周围地形地貌，方便后续工程的开展。在工程建设中，材料运输、装卸、安装要优先采用电气化设备。充分开发抽水蓄能电站对当地发展的作用，创新施工建设课题，发挥课题的综合价值，在成本核价中，要充分考虑抽水蓄能电站的综合效益，充分分析成本构成，明确电站的社会性支出成本。

  3.4 优化抽水蓄能电站投资编制细则

  通过抽水蓄能行业协会以及水电水利规划设计总院（可再生能源定额站）等相关抽水蓄能投资、建设企业的广泛参与论证，不断完善《抽水蓄能电站投资编制细则》，从制度规范方面出发，优化工程概算管理，为电价核定提供良好的技术数据支撑。

  3.5 优化新技术应用，提升抽水蓄能电站经营能力

  在抽水蓄能电站工程建设管理过程中，项目公司应优化节约工程概算使用方案，通过调整限额设计的方式控制传统工艺的概算支出，同时加大科技、安全项目投入，融入“以人为本”理念。例如，可以引入5G+VR技术辅助小范围密闭空间操作，安全环境下应用送餐机器人辅助后勤补给，交通洞内交通车辆采用无人驾驶电动汽车。通过技术应用与管理配合，充分借助新电价核价机制，提高科技投入，提升技术创新水平，将抽水蓄能从传统能源企业加快转型为科技型企业，并保持对“以人为本”新发展理念的重视。

  4 结论

  综上所述，抽水蓄能电站的概算执行是电价核定的基础数据，要通过建设经验交流与反馈，不断优化《抽水蓄能电站投资编制细则》，打造健康的行业环境。在项目建设过程中，应充分利用概算投资，创造更长远有效的科技投入和管理投入方案，增加企业经营的实际收益，保障企业健康、快速发展。结合抽水蓄能行业发展需要，发挥新电价机制在双碳目标实现中的重要作用。