两部制电价将推进抽水蓄能电站市场化保障使用

两部制电价推进抽水蓄能电站市场化社会资本进入还需政策进一步引导中国电力报中电新闻网记者 曹宏源“对抽水蓄能电站实行两部制电价，可以说是向市场化迈出了关键的一步。有了独立电价后，对抽水蓄能电站建设、运维都将产生积极的影响。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭说。近日，国家发展改革委下发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（以下简称《通知》），明确在形成竞争性电力市场之前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。抽水蓄能电站将有赢利空间《通知》规定，电价按照合理成本加准许收益的原则核定。其中，成本包括建设成本和运行成本；准许收益按无风险收益率（长期国债利率）加1%~3%的风险收益率核定。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。电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价）执行。中电联规划与统计信息部副主任游敏告诉记者，两部制电价中，容量电价可以保证抽水蓄能电站业主有一部分固定收益，而电量电价部分则可以通过提高电站利用效率、降低运维成本等方式获得收益。《通知》中还提出，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。“这相当于比燃煤机组标杆上网电价有了25%的优惠，实际上留给了抽水蓄能电站一定的赢利空间。”张博庭告诉记者，抽水蓄能电站综合效率平均在75%左右，这与75%的上网电价是吻合的，可以看出政策设计时充分考虑了这一点。事实上，国内有些抽水蓄能电站通过管理及运维的创新，综合效率可以接近80%，这也就增加了赢利的可能。中科院院士何祚庥接受本报记者采访时曾表示，有一个方向是可以在抽水蓄能电站附近建设风机、光伏等分布式能源，使用清洁能源抽水，将“垃圾电”变为“优质电”。张博庭认为，这种模式可以适用于中小型抽水蓄能电站，但大型抽水蓄能电站抽水时所需的功率太大，分布式可能做不到。保障抽水蓄能电站充分使用据了解，截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达2154.5万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持较快的发展势头。而且，所有抽水蓄能电站均由国家电网公司和南方电网公司所有并负责运维。《通知》提出，电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。“由于没有独立电价，过去抽水蓄能电站的成本都是由电网公司买单，所以企业的积极性受到很大影响，新政策肯定会提高电网企业的积极性。”张博庭表示。《通知》还明确提出，国家能源局及其派出机构将加强对抽水蓄能电站运行情况的监管与考核。对不能按电网调度要求运行的抽水蓄能电站，以及用电高峰时段发生拉闸限电或系统内发生弃风、弃光等情况而抽水蓄能电站又未能得到充分利用的电网企业，要进行考核，并责令其说明原因，查清责任。情况严重的要通报批评并追究相关方责任。根据规划，到2020年我国抽水蓄能电站的装机容量将达到7000万千瓦以上。今年2月份，国家能源局批复了福建、海南等22个省（区）59个站点的抽水蓄能电站选点规划。6月末，国家能源局核准了山东文登、河南天池等多个抽水蓄能电站建设项目，抽水蓄能电站建设稳步推进。张博庭认为，在国家积极推进能源结构调整，风电等新能源快速发展的情况下，抽水蓄能电站将发挥越来越重要的作用。在得力的政策推动下，届时完成本轮7705万千瓦的规划目标问题不大。社会资本进入还需探索社会资本进入抽水蓄能电站的投资运营一直备受业外内关注。此前政策不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也一直限制着其他投资主体。此次《通知》提出，为推动抽水蓄能电站电价市场化，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。“这条政策给社会资本投资抽水蓄能电站开辟了空间，但具体是控股还是参股，有没有门槛设定，《通知》中并没有明确，还需要等待进一步的消息。”华电集团政策法律部主任陈宗法表示。陈宗法告诉记者，“由于抽水蓄能电站可以发挥移峰填谷、事故备用等作用，与电网的关系比传统电厂也更为密切，发电集团一直想投资进入这个领域。华电集团在福建闽东地区曾经有建设抽水蓄能电站的规划，但碍于政策门槛，一直无法实施。”此前，有消息称国家电网公司将允许抽水蓄能电站领域引入社会资本。负责国网经营区域抽水蓄能电站运维的国网新源控股有限公司相关工作人员表示，公司层面并没有具体操作方案下发，目前还都在探讨之中。不过该工作人员认为，即使放开，可能仍会保持国网的控股权。陈宗法也认为，一下全部放开有难度，毕竟其他组织或单位对抽水蓄能电站的运维都缺乏经验。目前的探索值得鼓励，下一步可以进行局部试点。