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近期,国家发改委宣布将抽水蓄能纳入输配电价回收,让陷入亏损境遇的抽水蓄能投资方看到了曙光,同时也引发了一些争议。
(来源:微信公众号“能见Eknower” ID:Eknower 作者:瓦叔)
争议的焦点在于,2019年国家发改委曾经发布的《输配电价成本监审办法》明确指出,抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。而此次将抽水蓄能纳入输配电价回收,被一些人理解为重新纳入了输配电价。
事实上,将抽水蓄能纳入输配电价回收,并不等同于纳入输配电价。
按照5月7日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能容量电价核定办法》,纳入输配电价回收,是指电网公司代表整个电力系统向抽蓄方先行支付容量电费,再通过容量电费方式从用户手中进行回收。
而容量电费回收有三个渠道:
一是通过输配电价体系支付一部分费用,但这是一个临时性的过渡措施。从道理上看,不应该将抽蓄放到输配电价中,因为抽蓄既不是输电也不是配电,不是电网管制业务,只是电网公司向其购买的一种电力服务。在英国,这叫系统成本。电网公司相当于把系统成本付了。
二是抽蓄给风电、光伏等特定电源提供辅助服务,可以收到一部分费用。
三是抽蓄向电力用户提供辅助服务,也将获得部分费用。
这三种回收方式暂时无法确定具体比例。按照当前的形式,通过输配电价回收相当于承担了抽蓄成本+合理利润兜底的角色,相关部门在给抽蓄的容量电价进行核定时,需要扣除给特定电源和其他用户提供的辅助服务费用。
核算的原则是,抽蓄电站按照40年经营期进行核算,经营期内资本金内部收益率按6.5%核定,每三年核定一次容量电价,动态调整。
从长远看,抽蓄的投资回报应该通过市场机制进行解决,将其电力服务(调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等六大功能)在市场上进行拍卖,由购买电力服务方来支付相应费用。比如美国加州就采用这种方式,但是我国尚未建立起容量市场,所以目前只能采用电网企业先行支付,然后再通过向用户转嫁、传导的方式进行回收。否则就会导致电站亏损。
事实上,当前抽蓄电站就是因为市场机制缺失,成本无法传导,普遍处于亏损状态。
如果没有稳定的机制和回报,就没有人敢投资抽蓄电站。而按照中央要求,未来要构建以新能源为主体的新型电力系统,必须建设大量的抽蓄电站,以及其他新型储能系统,否则新型电力系统只能是空中楼阁。
需要指出的是,第一种回收方式中,也不是像一般的收费电价一样平摊给所有用户。应该让该出这部分钱的人来承担这项费用。比如当前大工业两部制电价中就有容量电价,有一部分应该拿出来付给抽蓄,当然不仅仅应该付给抽蓄,凡是为系统提供了备用容量服务的都应该分享这部分费用。
具体哪些类型用户来支付这部分费用,需要进一步完善政策。
今后的电力系统,每个市场主体都将拥有不同的角色。过去比较简单,发电企业收益就是发电价,售电方收益就是售电价,以后随着新型电力系统的建设,每个主体都有不同的角色。
待电力市场成熟后,抽蓄通过容量市场、辅助服务市场就可以满足其合理投资回报。
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日前,国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(以下简称《意见》),明确了长期以来困扰抽水蓄能电站发展的一系列机制问题,有利于更好地发挥抽水蓄能作用,促进抽水蓄能吸引社会资本投资建设,推动抽水蓄能产业健康可持续发展,为实现碳达峰、碳中和目标提供有力支撑。
在碳达峰、碳中和目标要求下,“十四五”时期,构建以新能源为主体的新型电力系统成为必然选择。为适应新能源波动等特性,需配备足够的灵活调节资源和储能设施。初步预测“十四五”期间我国抽水蓄能投产规模将达3500万千瓦,“十四五”末期总装机规模将突破6500万千瓦。近日,国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,将有利于促进抽水蓄能电站有序发展,保障上述目标实现。
2021年4月30日,国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)(以下简称《意见》),引发能源行业的热切关注,抽水蓄能价格形成机制进一步完善,为促进抽水蓄能电站加快发展,支撑构建新型电力系统,服务实现“双碳”目标奠定坚实基础。
但该意见为整个电力行业的储能服务应该如何收费,奠定了政策的方向。
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