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二、存在问题
本次专项监管发现,抽蓄电站总体上存在抽蓄电站发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题,导致部分抽蓄电站机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。
(一)抽蓄电站发展慢,部分项目建设不及时
一是根据《国家发展改革委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》(发改能源〔2014〕2482号),到2025年,全国抽蓄电站总装机容量达到约1亿千瓦,占全国电力总装机的比重达到4%左右。”目前,全国抽蓄电站总装机容量仅为2151万千瓦,占全国电力总装机比重不到2%,离发展目标仍有较大差距。随着我国经济社会发展,电力系统规模不断扩大,用电负荷和峰谷差持续增大,亟需大力发展抽蓄电站作为电网安全和系统调峰的有力支撑。
二是部分项目落实慢,建设周期长。部分抽蓄电站建设不及时,实际建设时间远远超过设计工期,增加了不必要建设成本,也推高了抽蓄电站运营费用。
专栏1:
内蒙古呼和浩特抽蓄电站于2006年8月26日获得项目核准,设计工期51个月。由于资金不到位,项目于2007年11月停工,直至2009年11月项目才恢复建设。目前仅有2台机组并网试运,建成时间落后4年,项目建设成本由49.34亿元增加至56.43亿元。
(二)价格机制仍需进一步完善
一是单一容量电价对抽蓄电站调用缺乏激励作用,导致机组利用率不高。此类抽蓄电站收入来自固定容量电费,电站收益与机组利用率基本无关,机组运行时间增加反而会提高运营成本,抽蓄电站缺乏发电积极性。例如,华北、华东区域共9家抽蓄电站执行单一容量电价,2014年1-9月平均发电利用小时仅为439小时,与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。其中,山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。
二是单一电量电价造成抽蓄电站效益过度依赖抽发电量,导致抽蓄电站调用频繁、多发超发。此类抽蓄电站没有固定容量电费收入,只能通过抽发电量盈利,个别电站利用小时数明显偏高。例如,全国实行单一电量电价的抽蓄电站共有4家,年平均发电利用小时数为1600小时左右,远高于国内抽蓄电站平均水平,个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。
三是两部制电价机制等措施仍需细化落实。《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2014〕1763号)要求,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,同时已核定电价的抽蓄电站应逐步实行两部制上网电价。但相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确,两部制电价推进工作无实质性进展。
(三)现有抽蓄电站作用未得到充分发挥
一是部分地区由于电力系统网源情况变化较大,以及电网与抽蓄电站发展不协调、建设不配套等原因,导致抽蓄电站投运后,运行需求不足,未能充分发挥顶峰填谷等相应作用。例如,山西西龙池电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调,存在窝电问题,4台机组中有2台在高峰时段不能全启顶峰发电,低谷时段不能全启抽水蓄能,难以充分发挥作用。
二是抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定,对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。同时,抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化,警戒水位的设定需要更加科学地统筹调峰与备用间关系,以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。
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