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新一轮抽水蓄能中长期规划大纲方向预计年底前确定
成本疏导仍是制约行业发展难题

信息来源:南方电网报  发布时间2020-11-17

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  2018-2025年中国抽水蓄能总装机规模及预测(单位:吉瓦)

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  2018-2030年全球抽水蓄能累计装机规模及预测(单位:吉瓦)

 

  近日,国家能源局在回复全国人大代表关于完善抽水蓄能电站可持续发展政策机制的建议时表示,国家能源局拟于近期启动全国新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作,编制全国抽水蓄能规划,引导未来抽水蓄能发展。

  就此,南网传媒全媒体记者向国家能源局新能源和可再生能源司水能处证实,该局正在研究讨论规划编制前期问题,预计年底前确定大纲方向,但并未具体透露是否涉及业内最为关注的电站成本疏导问题。

  这一问题自去年5月国家发改委、能源局出台《输配电定价成本监审办法》后出现。监审办法明确,抽水蓄能电站费用不得计入电网企业输配电定价成本,却并未给出成本疏导办法。

  面对全球节能减排、碳中和的新形势,业内普遍认为未来可再生能源装机发电激增。作为最佳的调峰能源,抽水蓄能在电力系统的作用愈发重要。如何破解成本疏导难题,或许将直接关系到我国的能源革命转型。

  新规划是否明确电站成本疏导待定

  “大家正在研究讨论规划前期的一些问题,预计年底前会有结果。”10月28日,国家能源局新能源和可再生能源司水能处工作人员吴立恒透露,目前全国有20多个省份都在开展新一轮抽水蓄能中长期规划前期工作,国家能源局收集汇总,并结合以往数据资料,进行新一轮全国规划编制。“规划编制的大纲方向和一些重要工作的时间表,届时将会定下来。”他说。

  不过,当记者问及规划是否涉及业内最为关心的电站成本疏导问题时,他并未详细透露,只回复说,“规划是综合性全方位的。”

  在广东,中国电建集团中南水电勘测设计研究院开展规划编制前期工作。该院规划项目负责人张东10月30日告诉记者,广东本次规划其中一项重点在抽水蓄能站点的选址布局上,“规划研究的站点选址到2035年前后,上周水电水利规划设计总院作了选址大纲的评审,明确了后续的工作方向。”

  不过,他同时表示,就目前参与到的工作中,“暂时没有涉及更多有关电站运营成本方面的问题。”

  “老机制失效、新机制缺位”的政策困境

  2014年,国家发改委出台《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》,明确电力市场形成前,抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。

  两部制电价中,容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值,按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定;电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益。主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。

  两部制电价的确立,让建设运营多年的抽水蓄能行业,有了清晰的收费运营标准。负责建设管理运营抽水蓄能电站的电网企业,可以将成本纳入输配电价中进行疏导。但是,这种行政主导的方式,与电力市场化改革思路产生矛盾冲突。加之近年来国家不断实施降电价政策,国家能源主管部门对于电价成本监审更加严格。

  2016年,国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法(试行)》,抽蓄电站被认定为“与省内共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固定资产范围。这一规定,让抽水蓄能前景不再明朗。

  2019年5月《输配电定价成本监审办法》出台,彻底明确抽水蓄能电站费用不得计入电网企业输配电定价成本。

  然而,抽水蓄能的成本该如何疏导,却未明确。这一“破而不立”的规定,让抽水蓄能电价机制面临“老机制失效、新机制缺位”的困境。

  成本“应由整个电力系统承担”

  政策的导向作用,使得电力企业很快作出反应。2019年11月,国家电网企业下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》指出,不再安排抽水蓄能新建开工项目,优化续建项目投资进度。

  金沙国际唯一官网amjs虽未明确发文,但从实际情况看,南方电网对于抽水蓄能的投资建设也处于稳健状态。“大家是根据电网系统的要求,有序开发抽水蓄能项目。”南方电网调峰调频企业基建部规划主管辛晟告诉记者。

  而能源主管部门所鼓励的引入更多社会资本,也没有实现。三峡、华能等发电企业因运营亏损,难有投资建设热情。三峡集团转让内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站61%股权,成为继湖南黑麋峰抽水蓄能电站转让后,国内又一例发电企业转让亏损抽蓄电站的案例。

  水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2019》数据显示,截至2019年,抽水蓄能总装机3029万千瓦,完成“十三五”规划目标的75.7%;2016—2019年累计新开工3183万千瓦,仅完成“十三五”规划目标的53.1%。《中国能源报》报道中,曾用“弃子”来形容抽水蓄能的窘境。

  今年初疫情冲击下,为助推企业复工复产、落实“六稳”“六保”,国家电网企业很快破除《关于进一步严格控制电网投资的通知》有关规定,但仍难改变抽水蓄能行业的总体环境。

  今年全国两会上,国家电网企业系统的多位代表、委员均提到理顺、完善电价机制,加快建立抽水蓄能电价形成及成本回收机制。“企业是搞经营的,眼看着亏本还去投资,这怎么都说不过去。”在我国水电系统工作多年,曾任水利部水利水电规划设计总院副院长的行业专家王信茂说。

  他认为,在电力系统中,抽水蓄能跟电网企业关系最为密切,但实际上,其功能是针对整个电力系统的,无论发电侧还是用电侧也都受益。因此,抽水蓄能的成本,“应该由整个系统来承担,光由电网企业或其他任何一方承担都不合理。”

  能源革命需提升抽水蓄能地位

  在全球节能减排、构建低碳甚至零碳体系的大背景下,我国也承诺努力争取2060年实现碳中和。“大家都认识到,要完成能源革命转型,必须控煤,大力发展可再生能源。这是抽水蓄能的大好机遇。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭说。

  随着未来风电、光伏等可再生能源大规模接入,电力系统的调峰压力越来越大。相较火电、电化学储能等其他调峰电源,抽水蓄能电站技术成熟、启停快、经济性好,已成为世界电力经济专家公认的最佳调峰电源。“一些政策制定者与行业从业者,要扭转看待抽水蓄能电站的固有观念,它的作用在未来只会越来越大。”张博庭认为。

  根据水电水利规划设计总院发布的《中国可再生能源发展报告2019》,截至2019年,我国已建抽水蓄能电站总装机3029万千瓦,完成“十三五”规划投产目标的75.7%。而根据中电联数据,截至2019年全国发电装机容量达201066万千瓦。也就是说,抽水蓄能装机占比仅1.5%。虽说我国拥有大范围互联电网、灵活电源较多,但这样的抽蓄装机比例与世界各主要国家相比,仍然偏低。

  一面是作用越来越大,一面是成本难以疏导,抽水蓄能行业将如何发展?在尚未构建起完善的电力市场条件下,仍旧需要政策的力量来引导,这也是多位两会专家委员建议暂时回归两部制电价的原因。

  全国人大代表、国家电网湖南省电力有限企业董事长孟庆强认为,我国电力市场建设刚刚起步,中长期交易规则和试点省份现货市场规则没有明确抽水蓄能电站提供系统安全费用的回收方式,抽水蓄能电站无法作为独立市场主体进入电力市场。因此,他建议继续对抽水蓄能电站实行两部制电价,考虑将抽水蓄能电站容量电费作为电力系统公共成本,由电网企业统一采购,再向用户侧分摊传导。

  这或许是没有办法的办法。但传导的成本,最终将以电价的形式体现,这与国家现行的降电价政策之间,又将产生矛盾。这似乎是个两难问题。

  难题何解?政策的研究制定者需慎重考量。

  南网传媒全媒体记者 帅泉 通讯员 丁卯

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