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呼蓄是该文件下发后投运的,因此按照“两部制”电价执行。电费核定为每年6.6亿元。据了解,呼蓄的相关难题目前已经在推进解决中。容量电价部分,蒙西电网煤电联动的差额和输配分开改革腾出的价格空间,确定用于支付呼蓄抽发损耗3亿元,剩余3.6亿元尚在确定中,相关人士建议通过电量电价,即新能源辅助服务的方式体现。
“抽蓄价值体现的前提是必须要有新能源的交易。以此次电改为契机,通过建立市场化的交易平台,回归电力的商品属性,让愿意交易的主体参与到交易之中。”有权威人士表示,“内蒙古可考虑建立可再生能源与抽蓄的市场化交易平台试点,明确合理的交易规则。比方说,目前内蒙古能源局要求风电利用小时数达到2000小时,那么,如果企业愿意在2000小时以上多发,可以参与到交易平台上,届时,抽蓄服务的风电场明确,交易和调节也能有的放矢。这一点在技术上也是完全可行的。”
据称,内蒙古区政府也有意下一步开展蒙西风电交易试点,建立交易平台,增加风电与抽蓄以及自备电厂调峰和火电调峰等辅助服务交易。但权威人士指出,交易的规则设置非常重要,所有风电场全部参与平均分摊是一种思路,让有主动性的企业参与部分调节也是一种思路。
调峰还是备用?
所在电力系统特点决定抽蓄定位
国家能源局日前发布的监管报告显示,华北、华东区域抽蓄电站2014年1-9月份发电利用小时数为518.8小时,抽水利用小时数为642.5小时。其中,绝大部分机组实际利用小时数大大低于设计小时数。十三陵抽蓄电站设计利用小时数1500小时,1-9月实际发电635.55小时;天荒坪设计利用小时数1674小时,1-9月实际发电717.72小时。
有业内人士认为,呼蓄迎来了改革的探索和契机,但其他抽蓄却受制于各种因素,运行效率不高。销售电价不调整的情况下,电网经营企业付给抽水蓄能电站的运行费用仍然由电网企业自己负担,无法输导给相关受益方,电网企业依旧缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性。
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