再看抽水蓄能容量电价机制——由煤电容量电价机制所想到的(来源:抽水蓄能行业分会作者:任伟楠水电水利规划设计总院规划部)11月8日,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号,以下简称《通知》),决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机

首页 > 水电 > 抽水蓄能 > 评论 > 正文

任伟楠:关于抽水蓄能电站容量电价机制的一点思考

2023-11-24 09:37 来源: 抽水蓄能行业分会 

再看抽水蓄能容量电价机制

——由煤电容量电价机制所想到的

(来源:抽水蓄能行业分会 作者:任伟楠 水电水利规划设计总院规划部)

11月8日,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501号,以下简称《通知》),决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。

从文号来看,《通知》由国家价格管理部门主导发布,是自2021年4月《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)印发以来国家价格管理部门再次针对电力系统调节支撑电源明确建立容量电价机制。

《通知》提出的煤电容量电价机制与抽水蓄能容量电价机制有很多相同之处,如均采用由电量电价和容量电价组成的两部制电价、电量电价均通过市场化方式或竞争性方式形成等。但横跨2个年头,《通知》也体现了国家价格管理部门对容量电价机制的一些新思考和新积淀,从中可以一窥抽水蓄能容量电价机制今后的可能走向。

一、容量电价核定方式

煤电容量电价与抽水蓄能容量电价均用于回收电站的固定成本,但与抽水蓄能容量电价按照40年经营期、6.5%的资本金内部收益率核定不同,《通知》明确了各地的煤电容量电价水平,即在全国统一的煤电机组固定成本标准330元/kW的基础上,综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素,按照一定比例进行折算。2024—2025年,多数地方通过容量电价回收固定成本的比例为30%左右即每年每千瓦100元,部分煤电功能转型较快的地方适当高一些;2026年起,各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%,即每年每千瓦165元。这相当于建立了标杆容量电价机制,旨在充分发挥价格引导作用,引导投资企业选择建设条件好、工程造价低的项目进行投资,也能够鼓励投资企业提升技术水平来获取超额收益。

1.png

注:2026年起,云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%,其他地方提升至不低于50%。

煤电容量电价能够实行标杆电价机制有其天然基础——煤电固定成本在不同地区间差异总体较小,不同类型机组之间差异也有限,具备全国实行统一标准的基础。抽水蓄能电站固定成本在不同地区间差异较大,不具备实行全国统一标准的条件,但在同一地区,抽水蓄能电站按需求导向优中选优后,设置标杆电价作为最高限价,既能引导投资,同时也促使投资者更加青睐建设条件优良、工程造价低的站点资源,达到以较少的投资实现较大的效益的目的。

2.png

二、容量电费分摊方式

《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出“抽水蓄能电站容量电费需要在多个省级电网分摊的,由我委组织相关省区协商确定分摊比例,或参照《区域电网输电价格定价办法》(发改价格〔2020〕100号)明确的区域电网容量电费分摊比例合理确定”。《通知》提出“向多个省份送电的,容量电费可暂按受电省份分电比例分摊,鼓励探索按送电容量比例分摊”,意味着服务多个省份的煤电容量电费现阶段主要按照电量比例而不是容量比例在各省间分摊,但《通知》也鼓励探索按送电容量比例分摊。实际来看,目前抽水蓄能容量电费也没有唯一、明确的分摊方式。如东北区域抽水蓄能电站容量电费在辽宁、吉林、黑龙江和蒙东间按照分电比例分摊,而华东区域各抽水蓄能电站则由涉及省份考虑出资比例、电力需求协商确定容量分配比例。

未来,无论是煤电容量电费还是抽水蓄能容量电费的分摊,都是一个需要继续探索、有待相关各方智慧去协调解决的课题。

三、容量电费考核方式

《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》提出“上一监管周期抽水蓄能电站可用率不达标的,适当降低核定容量电价水平”“国家能源局及其派出机构要进一步加强对抽水蓄能电站利用情况的监管和考核,对抽水蓄能电站作用发挥不充分的,及时责令改正,并依法进行处理”,但并未明确具体的考核要求,“可用率”这一指标也不够细化,且有待进一步明确达标标准。《通知》提出“正常在运情况下,煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的,月内发生两次扣减当月容量电费的10%,发生三次扣减50%,发生四次及以上扣减100%”“对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组,取消其获取容量电费的资格”,对照煤电容量电费考核方式,抽水蓄能容量电费未来也有待出台更加明确的考核要求和指标,以促进抽水蓄能电站更好发挥效益。

四、容量电费疏导方式

按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,抽水蓄能容量电费应纳入省级电网输配电价回收。今年5月,国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526号),将抽水蓄能容量电费改为在输配电价外单列,纳入系统运行费用。与526号文相衔接,《通知》明确“各地煤电容量电费纳入系统运行费用,每月由工商业用户按当月用电量比例分摊”。

容量电费单列于输配电价之外,纳入系统运行费用,不仅体现了国家价格管理部门对容量电价作用更准确清晰的定位——鼓励更多调节性电源为保障电力系统安全稳定可靠运行服务,也反映了国家对调节性电源在构建新型电力系统中地位的重视,为实现“先立后破”释放了积极的信号。

同时,对于工商业用户可能关心的用电成本问题,国家发展改革委有关负责同志就建立煤电容量电价机制答记者问时也作出了回应,他认为“建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整,煤电总体价格水平是基本稳定的,特别是电量电价小幅下降,将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行,工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。”这与抽水蓄能行业分会一直倡导的“抽水蓄能容量电费与上网电价存在此长彼消的关系,容量电费疏导不必然导致工商业用户电价上涨或上涨幅度较小”的观点不谋而合。随着新型电力系统的构建,新能源大规模、高比例发展。为保障电力系统安全可靠稳定运行,调节性电源的地位将愈发重要。灵活性煤电和抽水蓄能电站都是电力系统重要的调节电源,此外,煤电在发挥电力系统基础保障作用方面有天然优势,而抽水蓄能电站在促进电力系统绿色化、低碳化发展方面更胜一筹,两者的发展都离不开电价政策的支持。

展望未来,随着电力市场化改革的推进,电能量市场、容量市场、辅助服务市场乃至绿证交易市场、碳排放权交易市场等高效协同的电力市场体系将更加完善,市场的价格发现功能将会更好体现调节性电源的实际价值,甚至将挖掘出调节性电源更多的功能,衍生新的价值。

在电力市场体系完善之前,两部制电价为模拟调节性电源的价值提供了一个很好的媒介,有助于促进、引导调节性电源更好发挥作用。但在这个过程中也有赖相关政策制定者适时细化、调整相应机制,以增强政策的可操作性、及时性和指导性。


特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。

凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
展开全文
打开北极星学社APP,阅读体验更佳
2
收藏
投稿

打开北极星学社APP查看更多相关报道

今日
本周
本月
新闻排行榜

打开北极星学社APP,阅读体验更佳