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        抽水蓄能明确将容量电价纳入输配电价回收
        2021/5/12 7:01:37    新闻来源:中国电力网
         

        中国电力网(微信公众号:China_Power_com_cn)获悉,国家发改委57日发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(以下简称《意见》),明确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。

         

        据了解,容量电价可以体现抽水蓄能(以下简称“抽蓄”)电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。同时强化抽蓄与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽蓄电站进入市场。

         

        此前在20195月,国家发改委曾下发《输配电定价成本监审办法》(以下简称《办法》),明确抽蓄不得计入输配电定价成本。业内人士对此评论说,输配电价相当于“过路费”,是电网企业的主要收入来源,《办法》意味着抽蓄成了“只出不进”的赔本买卖,一度沦为“弃子”。

         

        这种局面直到20213月才得以改变,国家电网在《“碳达峰、碳中和”行动方案》中明确表示,未来将大力推进抽蓄电站和调峰气电建设,并完善抽蓄电价形成和容量电费分摊机制。

         

        中国电力网(微信公众号:China_Power_com_cn)注意到,本次《意见》在文中指出,抽蓄电站明确同时服务于特定电源和电力系统的,应明确机组容量分摊比例,容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担,并在核定抽蓄电站容量电价时相应扣减。换言之,特定电源和用户共同分摊抽蓄容量电费。

         

        而作为受益主体,是否所有用户都应承担容量电价?一位业内专家表示,容量电价由电网先行支付是合理的,但不应该像输配电价那样直接由全体用户平均分摊。高峰时段难以调节的用户应相应多支付。具体而言,应让那些占用系统高峰资源、需要提供高可靠供电服务、不能进行需求侧响应的用户更多地承担容量费用。反之,能够进行需求侧响应、不过多占用系统资源的可中断负荷,则可以降低容量费用。

         

        在目前的市场环境下,特别是在减碳背景下,可再生能源在整个电力系统中的出力显著增加,将对系统的灵活性,特别是快速爬坡能力和容量备用提出更高要求。现行电源侧电价机制执行的是单一制电能量价格,随着利用小时下降,电源项目的投资回收逐渐遇到障碍。

         

        对于抽蓄该由谁投资的问题,一位知情人士指出,二滩水电站弃水引发并导致了第一次电改下的厂网分离,电网仅保留了部分抽蓄资源为电网侧调峰。电网企业拥有抽蓄的调度权、发电权,如今《意见》将抽蓄定价权也交给电网企业。由于抽蓄属于竞争性业务,按照“管住中间、放开两头”的思路将其从电网企业中剥离,其投资主体今后显然会更加多元化。

         

        至于发电企业会否成为抽蓄电站的“新东家”?知情人士表示,目前我国抽蓄电站的盈利与电网运营利润进行捆绑式计算,电网以外的其他企业建设抽蓄电站并不具备优势,非电网资产的抽蓄调度就是大问题。例如,2018年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2013年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。因此,七成抽蓄投资方是电网企业。

         

        总之,业内人士普遍认为,本次发布的《意见》对抽蓄产业而言是重大利好,不仅使其有了电价“底气”,今后也能更好地发挥价值。

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