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2020年底抽水蓄能在电力系统中的比例
2020年底全球主要国家抽水蓄能装机(万千瓦)
在过去的几次电源建设大潮中,抽水蓄能电站并不出众。当前,抽水蓄能为什么成为投资热点?从冷门变热门,抽水蓄能经历了怎样的发展历程?
最佳灵活性调节电源
2021年绝对可以称得上是抽水蓄能火爆的“元年”。“能核尽核、能开尽开”——这是国家发改委和国家能源局对“十四五”时期抽水蓄能项目的态度。
从2021年3月12日的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035远景目标纲要》开始,一年之内抽水蓄能在8个国家级文件中出现。
新型电力系统的构建为抽水蓄能产业发展创造了契机。2021年3月15日,中央财经委第九次会议对碳达峰、碳中和作出进一步部署,提出构建以新能源为主体的新型电力系统。
新能源发电看天吃饭,受到天气和气候影响存在随机性、间歇性和波动性等问题,对电网安全稳定运行的冲击非常大,因而电力系统中必须有足够的灵活调节电源。灵活调节电源包括火电机组、水电机组和抽水蓄能机组和新型储能设施等。在源荷之间的电网,只有依靠储能和调节电源才能实现源随荷动、源荷平衡。
在所有的灵活调节电源中,火电属于化石能源,在碳中和时代发展受限。煤电的调节能力差、启动速度慢;国内燃气发电受天然气价格、资源限制,难以实现大规模发展。
常规水电也是非常优秀的调节电源。中国水力发电工程学会咨询专家张博庭对《能源》杂志记者说:“但是,我们国家的龙头水库建设相对滞后,常规水电还不能够发挥最佳调节作用,其本身受季节影响存在波动问题。目前国内的水电建设只能说是按部就班,受困于环保等问题,难以快速发展。而且常规水电的建设周期太长,远水解不了近渴。”
以电化学储能为代表的新型储能技术,也是产业内关注的焦点。压缩空气储能、飞轮储能、锂电子电池储能、超级电容储能等技术各具优势和特点,但这些技术进展不一,氢储能、超导储能仍处于研发阶段,铅酸电池、液流电池尚在示范应用阶段,压缩空气储能、锂离子电池储能技术性和经济性较差。
“综合来看,抽水蓄能有调节动作快、成本低、规模大、技术成熟、安全性高等一系列优势。当电力系统需要调节电源的时候,抽水蓄能就是最好的选择。”中国能源建设股份有限公司(下称“中能建”)的一位专业人士介绍。
抽水蓄能本身的优势使其在新型电力系统构建中崭露头角、拔得头筹。与此同时,不断完善的电价机制也为抽水蓄能电站的发展提供强大驱动力。
中电建总工程师周建平告诉《能源》杂志记者:“梳理近年来电力体制改革和电价改革等方案,每一项政策的出台都为抽水蓄能发展留下广阔市场空间,可以说政策机制促进了抽水蓄能的高速发展。”
6.5%资产收益率够么?
“实际在20世纪90年代时,我们曾经提出到2020年抽水蓄能建成1亿千瓦的规划目标。”张博庭说。但实际情况是,无论是“十二五”规划的3000万千瓦装机目标,还是“十三五”规划的4000万千瓦装机目标,我们都没有实现。
我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源量
问题是,进入21世纪之后我们不需要抽水蓄能么?答案是否定的。21世纪初,由于电力负荷急速增长,全国各地经常出现电荒现象,调峰需求旺盛。但是,抽水蓄能建设速度远远没有常规火电建设速度快。火电步入高速发展时期,但抽水蓄能只能一次次落后。
核心问题就在于电价机制。
在2002年电力体制改革之前,发输配均由原国家电力公司统筹。大规模建设抽水蓄能电站有利于电力系统安全稳定运行,而且经济性好、成本低。彼时,国家电力公司有动力规划并建设抽水蓄能。
但是,2002年厂网分离之后,电网承担了电力系统稳定工作。如果大规模建设抽水蓄能,需要电网公司加大投资,但收益却不高。基于此,电网公司更倾向于让发电机组承担调峰、调频等辅助服务工作。对于收益不高的抽水蓄能,自然淡出投资规划视野。
“国家不是没有想过提高抽水蓄能的经济性,以刺激投资。”上述业内人士说,“但是2014年发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》没有得到充分地落实。所谓引入社会资本投资的预期,也没有实现。”
在2021年一系列政策文件中,最重要的莫过于2012年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》(发改价格〔2021〕633号)。这份文件坚持并优化了两部制电价,完善了抽水蓄能价格监管体系,逐步理顺抽水蓄能电价疏导途径。新机制与电力市场建设发展相衔接,容量电价统一核定并纳入输配电价,将来适时降低政府核定容量电价覆盖比例。
新机制明确了抽水蓄能容量电价定价办法,按照资本金内部收益率6.5%的收益核价,给投资者吃下“定心丸”,实现稳定营收。在这样的刺激下,各类企业开始积极布局抽水蓄能产业。
根据水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》,国内接近90%的抽水蓄能电站是由国网公司和南网公司持有并运营的。按照6.5%的资本金收益率,预计将会有更多类型的企业参与到抽水蓄能电站的建设中来。
一家新能源企业人士告诉《能源》杂志记者,公司近期正在考察部分抽水蓄能电站的选址规划,研究建设抽水蓄能电站配合新能源发展的可能性。
除了新能源企业,传统发电企业、电力EPC企业、地方能源投资公司等均积极参与其中。“目前,风电、光伏等新能源项目资本金内部收益率为6%~7%,6.5%对于企业有足够的吸引力。”一家能源投资公司负责人说,“要知道很多央企新能源项目融资成本大约就在3%~4%之间。”
问题在于,和新能源项目“全电量并网收购”相比,抽水蓄能却没有这样的保障。在抽水蓄能两部制电价中,除了“电站容量电价经营期按40年,经营期内资本金内部收益率按6.5%核定”,还有市场化的电量电价。按照发改价格〔2021〕633号文,在电力现货市场尚未运行的地方,按照抽水蓄能电站抽水与发电综合效率为75%考虑,抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行,发电上网电价按燃煤发电基准价执行。
“问题在于,抽蓄项目的发电收益能否获得保障。”上述能源投资企业负责人说,“如果是电网企业运营的抽水蓄能电站,电网一定会优先调度,能发则发。但如果是非电网投资运营的抽水蓄能电站,能否发电上网的不确定性增大。”
据《能源》杂志了解,在2021年抽水蓄能价格机制变动之前,就曾经出现过某央企电力公司所属抽水蓄能电站长期亏损、最终转交给电网运行的案例。现在虽然单位电价提高了,但如果不能改变调度模式,抽水蓄能的盈利能力依然存疑。
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