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抽水蓄能,政策为你保驾护航!

  4月30日,国家发展改革委出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》。

  《意见》紧密结合电力体制改革和市场建设进程,致力解决容量电费疏导等制约抽水蓄能发展的核心问题,提升价格形成机制的科学性、操作性和有效性,为投资主体获取合理收益提供了政策保障,有利于吸引社会资本投资,充分发挥抽水蓄能电站的效益,引导抽水蓄能行业健康有序发展,对于保障电力系统安全稳定经济运行、促进新能源消纳和推动能源绿色低碳转型具有重要意义。

  

  浙江长龙山抽水蓄能电站(资料图片)

  抽水蓄能电站是电力系统中具有调峰、填谷、调频、调相、备用和黑启动等多种功能的特殊电源,是目前经济性最好的大规模储能设施。

  2014年国家发改委出台抽水蓄能电价形成机制,有效促进了抽水蓄能事业健康发展。随着新一轮电力市场化改革加速推进,现行机制已不能完全满足新形势的需要。

  “十四五”时期,国家致力于为实现“碳达峰”、“碳中和”构建以新能源为主体的新型电力系统,抽水蓄能加快发展成为更加迫切的需求。

  

  浙江长龙山抽水蓄能电站下水库  摄影:李国亚

  完善后的抽水蓄能价格形成机制主要有以下七个特点:

  一是坚持并优化两部制电价政策,充分体现抽水蓄能电站的容量价值。抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本,通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

  二是完善容量电价核定办法,提升核价的科学性和规范性。容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值,由国家发改委按照经营期定价法、对标行业先进水平确定的核价参数进行核定,并制定了配套的《抽水蓄能容量电价核定办法》。同时,适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例,推动抽水蓄能电站逐步参与市场。

  三是竞争性方式形成电量电价,与电力市场有效衔接。明确在电力现货市场运行的地方,抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算,市场形成价格的方式符合电力体制改革的方向。同时,《意见》对于尚不具备完全通过市场形成价格的情况也进行了明确,兼顾了各地电力市场建设进度不同的实际情况,确保了文件广泛适用。

  四是健全电费分摊疏导机制,解决容量电费疏导难题。容量电费难于疏导和分摊一直是制约抽水蓄能行业发展的关键问题。《意见》明确容量电费纳入省级电网输配电价回收,并与输配电价核价周期保持衔接。容量电费需要在多个省级电网分摊的,由国家发改委组织相关省区协商确定或参照区域电网容量电费分摊比例合理确定。

  五是建立相关收益分享机制,激励约束并重。鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制,在监管周期内形成的相应收益,以及执行抽水电价、上网电价形成的收益,20%由抽水蓄能电站分享,80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。

  六是强化电站建设运行管理,确保电站效益充分发挥。《意见》要求合理安排抽水蓄能电站运行,加强监管考核,保障非电网投资的抽水蓄能电站平稳运行,在确保抽水蓄能电站效益充分发挥的同时,有利于充分调动社会资本投资的积极性。

  七是已投产和新投产电站统一执行,公平合理。新投产电站直接执行新的价格机制,已投产电站从2023年起执行新的价格机制。确保所有抽水蓄能电站均能公平合理享受新政策。

  在构建新型电力系统的大背景下,新的价格形成机制将为抽水蓄能行业的发展插上翅膀,助力我国“双碳”目标早日实现。

  

  《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(全文)

  本文由足球比赛下注_体育竞猜平台电力生产与营销部供稿

发布日期:2021年05月08日