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國家能源局發布《華北華東區域抽水蓄能電站運營情況監管報告》顯示 抽蓄電站效用未充分發揮 受困于建設滯后、調度規則缺失、電價機制不合理、投資主體單一
華北、華東兩大區域抽水蓄能電站效用未充分發揮，電站建設滯后、調度規則缺失、電價機制不合理、投資主體單一等問題是主要制約因素。國家能源局近日發布的《華北華東區域抽水蓄能電站運營情況監管報告》（以下簡稱《報告》），披露了兩大區域抽水蓄能電站運營現狀。 對于上述問題，《報告》分層分類提出了監管意見，旨在以點帶面，促進我國抽水蓄能電站（以下簡稱抽蓄電站）科學合理發揮效用。
電力系統安全性、經濟性要求提升 抽蓄電站發展滯后令人擔憂 截至2014年9月底，我國已建成抽蓄電站23家，裝機容量2151萬千瓦。本次監管選取的華北、華東區域，抽蓄電站共14家，占全國60.8%；裝機容量1133萬千瓦，占全國52.7%。 “總體來看，華北、華東區域抽蓄電站基本滿足電網安全運行需要，一定程度上減少棄風、棄水，促進了節能減排，對電力系統的整體優化起到了積極作用。”《報告》對兩區域抽蓄電站整體效用的發揮給予了肯定評價。 例如，在頂峰填谷及調頻調相方面，華東區域抽蓄電站能夠提供高峰發電能力706萬千瓦，低谷抽水能力733萬千瓦，理論上最大調峰能力可達1439萬千瓦，占2013年華東區域平均用電峰谷差（3838萬千瓦）的37%，對電網峰谷差壓力起到緩解作用。 隨著我國經濟社會快速發展，電力系統規模將不斷擴大，電力系統運行的安全性、經濟性、靈活性要求日益提高，加之風電、光伏發電等可再生能源快速發展，亟需大力發展抽水蓄能電站作為電網安全和系統調峰的有力支撐。 根據《國家發展改革委關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》，到2025年，全國抽蓄電站總裝機容量達到1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。但目前，全國抽蓄電站總裝機容量僅為2151萬千瓦，占全國電力總裝機比重不到2%，離發展目標仍有較大差距。 《報告》分析指出，目前，抽蓄電站發展緩慢，部分項目建設不及時，建設周期長，增加了不必要的建設成本，推高了抽蓄電站的運營費用。 例如，內蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項目核準，設計工期51個月。由于資金不到位，項目于2007年11月停工，直至2009年11月項目才恢復建設。目前僅有2臺機組并網試運，建成時間落后4年，項目建設成本由49.34億元增加至56.43億元。 對此，《報告》建議，完善規劃、實施政策后評估，引導抽蓄電站健康發展。建議在規劃、核準新建抽蓄電站時，引入效果評價機制，并對現有抽蓄電站實際利用效果進行綜合評估；統籌協調電網與抽蓄電站配套建設，減少網絡約束；落實投資主體責任，強化電網、電站批復剛性約束，對長期不落實、整改不到位的企業實施項目進行限批。 網源不協調、調度規則缺失 抽蓄電站調用合理性難以保障 據《報告》，2014年1-9月，華北、華東區域抽水蓄能電站發電利用小時數為518.8小時，抽水利用小時數為642.5小時。???? 總體而言，“現有抽蓄電站作用未得到充分發揮”。 《報告》指出，部分地區由于電力系統網源情況變化較大，以及電網與抽蓄電站發展不協調、建設不配套等原因，導致抽蓄電站投運后，運行需求不足，未能充分發揮頂峰填谷等相應作用。?? 例如，山西西龍池電站所在的晉北地區由于風電快速增長、網源發展不協調，存在窩電問題，4臺機組中有2臺在高峰時段不能全啟頂峰發電，低谷時段不能全啟抽水蓄能，難以充分發揮作用。 《報告》認為，抽蓄電站與其他類型機組在調峰、事故備用的調用先后順序上沒有明確規定，對抽蓄電站的調用合理性難以進行精確評價。此外，抽蓄電站的水庫運用也有待進一步優化，警戒水位的設定需要更加科學地統籌調峰與備用間關系，以充分挖掘抽蓄電站的調峰能力。 《報告》還提及了抽蓄電站調度運行規程制定和定期評價工作未得到落實的問題。 據介紹，《國家能源局關于印發抽水蓄能電站調度運行導則的通知》要求，調度機構應制定抽蓄電站調度運行規程和年度調度方案并報備。從現場檢查情況來看，部分調度機構已起草完成調度運行規程，但未按要求印發執行和報備。 針對上述問題，《報告》建議，制定標準規程，進一步發揮抽蓄電站作用。國家能源局派出機構會同電力調度機構根據抽蓄電站運行要求和特點，綜合考慮系統頂峰需求、低谷深度調峰、電網事故備用和可再生能源全額保障性收購等因素制定調度標準，防止“建而不用”或“過度使用”。電力調度機構要根據有關規定，抓緊制定具體調度運行規程，報國家能源局及所在地派出機構備案。抽蓄電站要嚴格執行調度指令，規范運行行為，確保隨調隨用。
電價不完善致“建而不用”“過度使用”并存 投資主體單一化嚴重 單一容量電價缺乏激勵，電站發電積極性不高；單一電量電價致抽蓄電站調用頻繁、多發超發；兩部制電價機制仍需細化落實。 《報告》客觀分析了華北、華東區域現存抽蓄電站電價機制的弊端，并列舉實例加以剖析。 據悉，在兩大區域內，9家執行單一容量電價的抽蓄電站，2014年1-9月平均發電利用小時僅為439小時，與執行其他兩種電價機制的抽蓄電站差距明顯。其中，山西西龍池電站、河北張河灣電站發電利用小時數甚至低于300小時。 然而，目前全國實行單一電量電價的4家抽蓄電站，年平均發電利用小時數高達1600小時左右，遠超國內抽蓄電站平均水平，個別電站甚至違背了抽蓄電站調度運行導則規定的年度發電利用小時不超過設計值的原則。 按照《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》要求，在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價，同時已核定電價的抽蓄電站應逐步實行兩部制上網電價。 但此次監管發現，相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節點、各方職責等尚未明確，兩部制電價推進工作并無實質性進展。 對此，《報告》建議，加快實施兩部制電價，利用市場機制挖掘功能潛力。建議價格主管部門會同有關部門根據《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》制定具體實施方案，推動兩部制電價盡快實施。積極探索市場化機制，通過投資主體競爭，降低建設成本，形成市場化的容量電價；通過輔助服務補償及調峰交易手段，形成市場化的電量電價，實現常規電源與抽蓄電站的互利共贏；通過市場交易方式，招標用電低谷時期抽水電量，適當降低抽水電價，進一步消納負荷低谷時段的風電、水電等可再生能源。 需要特別關注的是，《報告》還指出了當前抽蓄電站投資主體單一的問題。 據《報告》，目前，全國已建成抽蓄電站23家，其中電網企業控股21家。由于歷史政策原因，華北、華東區域14家抽蓄電站中僅2家由非電網企業控股，投資運營主體大多為電網企業，其他投資主體難以進入。同時，電力調度機構并未完全按照發電廠的管理方式對抽蓄電站進行調度管理，抽蓄電站依據電網企業每年下達的年度發電計劃制定生產計劃，調用方式受體制影響較大。 對此《報告》建議，鼓勵社會資本投資，促進抽蓄電站投資建設市場化，研究推行抽蓄電站和核電、風電等項目協調配套投資及運營管理模式，實現項目聯合優化運行。 |
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抽蓄電站效用未充分發揮
發布時間：2015-05-19
來源：國家能源局
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