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电价不完善致“建而不用”“过度使用”并存
投资主体单一化严重
单一容量电价缺乏激励,电站发电积极性不高;单一电量电价致抽蓄电站调用频繁、多发超发;两部制电价机制仍需细化落实。
《报告》客观分析了华北、华东区域现存抽蓄电站电价机制的弊端,并列举实例加以剖析。
据悉,在两大区域内,9家执行单一容量电价的抽蓄电站,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。
然而,目前全国实行单一电量电价的4家抽蓄电站,年平均发电利用小时数高达1600小时左右,远超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。
按照《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》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。
但此次监管发现,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并无实质性进展。
对此,《报告》建议,加快实施两部制电价,利用市场机制挖掘功能潜力。建议价格主管部门会同有关部门根据《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》制定具体实施方案,推动两部制电价尽快实施。积极探索市场化机制,通过投资主体竞争,降低建设成本,形成市场化的容量电价;通过辅助服务补偿及调峰交易手段,形成市场化的电量电价,实现常规电源与抽蓄电站的互利共赢;通过市场交易方式,招标用电低谷时期抽水电量,适当降低抽水电价,进一步消纳负荷低谷时段的风电、水电等可再生能源。
需要特别关注的是,《报告》还指出了当前抽蓄电站投资主体单一的问题。
据《报告》,目前,全国已建成抽蓄电站23家,其中电网企业控股21家。由于历史政策原因,华北、华东区域14家抽蓄电站中仅2家由非电网企业控股,投资运营主体大多为电网企业,其他投资主体难以进入。同时,电力调度机构并未完全按照发电厂的管理方式对抽蓄电站进行调度管理,抽蓄电站依据电网企业每年下达的年度发电计划制定生产计划,调用方式受体制影响较大。
对此《报告》建议,鼓励社会资本投资,促进抽蓄电站投资建设市场化,研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式,实现项目联合优化运行。
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