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重大利好:抽水蓄能新政发布,价格机制更明确

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重大利好:抽水蓄能新政发布,价格机制更明确

新价格机制将有力推动抽水蓄能摆脱亏损境况,迈入可持续发展。

文|华夏能源网 陈翩翩

随着电力市场化改革的加快,抽水蓄能电站面临的与市场发展衔接不顺畅、激励约束机制不健全等问题等到国家主管部门重视。

5月7日,国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(下称《意见》)。《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,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场,着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性,充分发挥电价信号作用。

业内人士普遍认为,《意见》对抽蓄产业是重大利好,使其有了电价“底气”,也能更好地发挥价值。

《意见》几大新看点

从2002年到现在,我国先后启动两轮电改,不断优化和理顺电价,但抽水蓄能却长期面临成本与价格政策不衔接等问题,导致抽水蓄能投资越多、亏损越多,电价问题长期无解。

在此背景下,2014年发改委提出了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》,在形成竞争性电力市场以前,对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中,容量电价弥补固定成本及准许收益,并按无风险收益率(长期国债利率)加1-3个百分点的风险收益率确定收益,电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算,并作为销售电价调整因素统筹考虑。

如今,在双碳及构建以新能源为主体的电力系统的大环境下,抽水蓄能电价改革再进一步,根据发改委本次发布的完善意见,华夏能源网注意到有几大新看点:

《意见》提出,在现阶段,将坚持以两部制电价政策为主体,进一步完善抽水蓄能价格形成机制。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,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

所谓两部制电价,即包括了电量电价和容量电价。电量电价,是按照实际发生的交易电量计费的电价;容量电价代表电力工业企业成本中的容量成本,即固定资产投资费用。

《意见》指出,将发挥现货市场在电量电价形成中的作用。在电力现货市场运行的地方,抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。

现货市场尚未运行情况下,引入竞争机制形成电量电价。抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供,抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行,鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购,抽水电价按中标电价执行等。

此外,将合理确定服务多省区的抽水蓄能电站电量电价执行方式。

对于容量电价,《意见》表示完善核定机制。将对标行业先进水平合理核定容量电价,且建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制。

容量电价将体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。抽水蓄能电站将通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本,并获得合理收益。

此外,发改委还强调,要健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式,建立容量电费纳入输配电价回收的机制,建立相关收益分享机制,完善容量电费在多个省级电网的分摊方式,以及完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。

抽水蓄能电站未来还将作为独立市场主体参与市场。《意见》提出,要推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制。

新价格机制:摆脱亏损境况,推动抽蓄加快发展

新《意见》中“以两部制电价政策为主体”的定调,与发改委2014年提出的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》中“形成竞争性电力市场以前,对抽水蓄能电站实行两部制电价”有所不同。

作为中国最大的抽水蓄能投资方,国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国认为,新机制坚持和优化了两部制电价,通过价格政策全面体现了抽水蓄能提供的服务价值,反映了抽水蓄能服务系统的本质特性。

两部制电价,利用了容量电价和电量电价两部分来分别计算电价,可以刺激用电部门提高用电设备或最大负荷的利用率,运用价格杠杆来促进工业企业用电的合理化。

抽水蓄能容量电价核定办法规定,电站经营期按40年核定,经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。虽然这并不是一个较高的收益率,但已明确改变了抽水蓄能的亏损状态。此前,国家电网公司内部曾表示,平均建设一个抽水蓄能电站将亏损3个亿。

过去大部分抽蓄电站都是由电网投资,因此电网只能用输配电费获得的利润垫付抽蓄电站费用。

在抽水蓄能规模尚小的时候,电网还能通过其他方面的利润进行弥补,但是随着规模越来越大,加上几轮电价下调,这样的方式肯定不能长久。

在双碳目标及构建现代能源体系的目标下,加快抽水蓄能的开发建设变得更加迫切。今年3月19日,国家电网提出“十四五”期间,将在新能源集中开发地区和电力负荷中心新增建设抽水蓄能电站装机2000万千瓦以上,投资规模超过1000亿元,并向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目,合作模式一厂一议。

费用如何分摊?

实际上,电网企业对抽蓄的投资曾经历过“大转弯”。2019年5月,国家发改委下发《输配电定价成本监审办法》,明确抽蓄不得计入输配电定价成本。

作为当前抽蓄最大的投资主体,国家电网于2019年底踩下投资“急刹车”,下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》,提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。

如今国家电网不仅于去年2月重启抽蓄投资,还在《“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,反映了对该市场的看好。

根据国际组织预测,到2030年我国抽水蓄能电站规模将达到1.13亿千瓦装机,到2060年将达到1.8亿千瓦装机。

这意味着,未来还有1.5亿千瓦装机空间,按照单位千瓦造价5000-7000元计算,总投资额在9000亿元左右,接近万亿。而截至2020年底,我国抽水蓄能装机只有3149万千瓦,抽水蓄能占电源总装机比重仅为1.4%。

但是抽蓄发电该由谁分摊一直是个难解话题。在电力系统中,抽蓄的服务价值主要体现在电源、电网和用户三方,而三方又相对独立。

有业内人士认为,在市场化背景下,应当由用户承担容量电费。但是抽蓄具有抽蓄不以发电为目的,主要提供辅助服务。如果仍然维持用户侧享受辅助服务的‘大锅饭’,用户很可能不会考虑自身用电习惯对电力系统的‘友好程度’,甚至可能形成鼓励用户滥用辅助服务的局面。

作为受益主体,是否所有用户都应承担容量电价?上述业内人士表示,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。

也有专家认为,如何将抽蓄建设运行成本及合理效益,有效合理地分摊至各方,需要政府牵头协调,以整个电力系统经济评价为基础,尽快完善抽蓄电站价格机制,实现合理疏导。

参考资料:

1、《“抽蓄”电价长期无解》,中国能源报

2、《谁支付抽蓄"座机费"?》,中国能源报

3、《最大制约因素得解,近万亿元抽水蓄能市场爆发在即》,能见

4、《发改委定调,抽水蓄能的价格机制将这样形成》,界面

5、《电力企业布局重点:抽水蓄能不能忽略》,中能网

6、《逆势掀起涨停潮:国家电网将投1000亿元支持抽水蓄能相关领域》,上海证券报

本文为转载内容,授权事宜请联系原著作权人。

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重大利好:抽水蓄能新政发布,价格机制更明确

新价格机制将有力推动抽水蓄能摆脱亏损境况,迈入可持续发展。

文|华夏能源网 陈翩翩

随着电力市场化改革的加快,抽水蓄能电站面临的与市场发展衔接不顺畅、激励约束机制不健全等问题等到国家主管部门重视。

5月7日,国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(下称《意见》)。《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,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场,着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性,充分发挥电价信号作用。

业内人士普遍认为,《意见》对抽蓄产业是重大利好,使其有了电价“底气”,也能更好地发挥价值。

《意见》几大新看点

从2002年到现在,我国先后启动两轮电改,不断优化和理顺电价,但抽水蓄能却长期面临成本与价格政策不衔接等问题,导致抽水蓄能投资越多、亏损越多,电价问题长期无解。

在此背景下,2014年发改委提出了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》,在形成竞争性电力市场以前,对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中,容量电价弥补固定成本及准许收益,并按无风险收益率(长期国债利率)加1-3个百分点的风险收益率确定收益,电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算,并作为销售电价调整因素统筹考虑。

如今,在双碳及构建以新能源为主体的电力系统的大环境下,抽水蓄能电价改革再进一步,根据发改委本次发布的完善意见,华夏能源网注意到有几大新看点:

《意见》提出,在现阶段,将坚持以两部制电价政策为主体,进一步完善抽水蓄能价格形成机制。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,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场。

所谓两部制电价,即包括了电量电价和容量电价。电量电价,是按照实际发生的交易电量计费的电价;容量电价代表电力工业企业成本中的容量成本,即固定资产投资费用。

《意见》指出,将发挥现货市场在电量电价形成中的作用。在电力现货市场运行的地方,抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。

现货市场尚未运行情况下,引入竞争机制形成电量电价。抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供,抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行,鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购,抽水电价按中标电价执行等。

此外,将合理确定服务多省区的抽水蓄能电站电量电价执行方式。

对于容量电价,《意见》表示完善核定机制。将对标行业先进水平合理核定容量电价,且建立适应电力市场建设发展和产业发展需要的调整机制。

容量电价将体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值。抽水蓄能电站将通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本,并获得合理收益。

此外,发改委还强调,要健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式,建立容量电费纳入输配电价回收的机制,建立相关收益分享机制,完善容量电费在多个省级电网的分摊方式,以及完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。

抽水蓄能电站未来还将作为独立市场主体参与市场。《意见》提出,要推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制。

新价格机制:摆脱亏损境况,推动抽蓄加快发展

新《意见》中“以两部制电价政策为主体”的定调,与发改委2014年提出的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》中“形成竞争性电力市场以前,对抽水蓄能电站实行两部制电价”有所不同。

作为中国最大的抽水蓄能投资方,国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国认为,新机制坚持和优化了两部制电价,通过价格政策全面体现了抽水蓄能提供的服务价值,反映了抽水蓄能服务系统的本质特性。

两部制电价,利用了容量电价和电量电价两部分来分别计算电价,可以刺激用电部门提高用电设备或最大负荷的利用率,运用价格杠杆来促进工业企业用电的合理化。

抽水蓄能容量电价核定办法规定,电站经营期按40年核定,经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定。虽然这并不是一个较高的收益率,但已明确改变了抽水蓄能的亏损状态。此前,国家电网公司内部曾表示,平均建设一个抽水蓄能电站将亏损3个亿。

过去大部分抽蓄电站都是由电网投资,因此电网只能用输配电费获得的利润垫付抽蓄电站费用。

在抽水蓄能规模尚小的时候,电网还能通过其他方面的利润进行弥补,但是随着规模越来越大,加上几轮电价下调,这样的方式肯定不能长久。

在双碳目标及构建现代能源体系的目标下,加快抽水蓄能的开发建设变得更加迫切。今年3月19日,国家电网提出“十四五”期间,将在新能源集中开发地区和电力负荷中心新增建设抽水蓄能电站装机2000万千瓦以上,投资规模超过1000亿元,并向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目,合作模式一厂一议。

费用如何分摊?

实际上,电网企业对抽蓄的投资曾经历过“大转弯”。2019年5月,国家发改委下发《输配电定价成本监审办法》,明确抽蓄不得计入输配电定价成本。

作为当前抽蓄最大的投资主体,国家电网于2019年底踩下投资“急刹车”,下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》,提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。

如今国家电网不仅于去年2月重启抽蓄投资,还在《“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,反映了对该市场的看好。

根据国际组织预测,到2030年我国抽水蓄能电站规模将达到1.13亿千瓦装机,到2060年将达到1.8亿千瓦装机。

这意味着,未来还有1.5亿千瓦装机空间,按照单位千瓦造价5000-7000元计算,总投资额在9000亿元左右,接近万亿。而截至2020年底,我国抽水蓄能装机只有3149万千瓦,抽水蓄能占电源总装机比重仅为1.4%。

但是抽蓄发电该由谁分摊一直是个难解话题。在电力系统中,抽蓄的服务价值主要体现在电源、电网和用户三方,而三方又相对独立。

有业内人士认为,在市场化背景下,应当由用户承担容量电费。但是抽蓄具有抽蓄不以发电为目的,主要提供辅助服务。如果仍然维持用户侧享受辅助服务的‘大锅饭’,用户很可能不会考虑自身用电习惯对电力系统的‘友好程度’,甚至可能形成鼓励用户滥用辅助服务的局面。

作为受益主体,是否所有用户都应承担容量电价?上述业内人士表示,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。

也有专家认为,如何将抽蓄建设运行成本及合理效益,有效合理地分摊至各方,需要政府牵头协调,以整个电力系统经济评价为基础,尽快完善抽蓄电站价格机制,实现合理疏导。

参考资料:

1、《“抽蓄”电价长期无解》,中国能源报

2、《谁支付抽蓄"座机费"?》,中国能源报

3、《最大制约因素得解,近万亿元抽水蓄能市场爆发在即》,能见

4、《发改委定调,抽水蓄能的价格机制将这样形成》,界面

5、《电力企业布局重点:抽水蓄能不能忽略》,中能网

6、《逆势掀起涨停潮:国家电网将投1000亿元支持抽水蓄能相关领域》,上海证券报

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