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完善抽水蓄能價格形成機制 助力構建以新能源為主體的新型電力系統

解讀《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》

信息來源:南方電網報  發布時間2021-05-11

  圖為廣州抽水蓄能電站下庫。 馮舒敏 攝

 

  2021年4月30日,國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發改價格〔2021〕633號)(以下簡稱《意見》),引發能源行業的熱切關注,抽水蓄能價格形成機制進一步完善,為促進抽水蓄能電站加快發展,支撐構建新型電力系統,服務實現“雙碳”目標奠定堅實基礎。

  《意見》的出臺恰逢其時,意義重大

  2020年9月,習近平總書記在第七十五屆聯合國大會上提出,中國將提高國家自主貢獻力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現碳中和。同年12月,習近平總書記在氣候雄心峰會上提出,到2030年,中國單位國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右,風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。

  “碳達峰,碳中和”已被納入我國生態文明建設整體布局。能源綠色低碳發展是實現“雙碳”目標的關鍵,而電力行業在能源行業中排放量最高,是我國今后碳減排的主攻方向。2021年3月15日召開的中央財經委員會第九次會議指出:“十四五”是碳達峰的關鍵期、窗口期,要構建清潔低碳安全高效的能源體系,控制化石能源總量,著力提高利用效能,實施可再生能源替代行動,深化電力體制改革,構建以新能源為主體的新型電力系統。

  基于這一目標,新能源在未來電力系統中的主體地位得以明確。為了適應新能源的波動特性,電力系統對靈活性調節資源的需求更加迫切。而抽水蓄能作為當前技術最成熟、功能最齊全、經濟性最好的安全調節電源,同時具備調峰填谷、調頻調相、事故備用和黑啟動等多種功能,能夠有效提升核電、風電、光伏等清潔能源利用水平,保障電力系統的安全穩定經濟運行,將在國家構建新型電力系統中占據重要作用。

  近年來,國家逐步建立完善抽水蓄能電價形成機制,對促進抽水蓄能電站健康發展、提升綜合效益發揮了重要作用,但隨著輸配電價改革、電力市場化改革的加快推進,抽水蓄能行業也面臨著價格疏導機制尚未完全理順和電力市場發展銜接欠缺、激勵約束機制不夠健全等問題。截至2020年底,全國抽水蓄能裝機容量3089萬千瓦,未達到“十三五”規劃4000萬千瓦裝機的目標。雖然我國抽水蓄能裝機規模位居世界第一,但抽水蓄能裝機容量占電源總裝機容量比例僅為1.5%,而歐洲、日本等發達國家一般在3.5%-8%,與發達國家相比我國仍有較大差距。

  《意見》在承接過往對抽水蓄能電站發展的相關政策基礎上,解決了長久以來影響抽水蓄能行業發展的容量電費疏導問題,進一步理順了抽水蓄能電價形成和疏導機制,提出建立與電力市場建設發展相銜接的機制。

  本次《意見》的出臺,將有效引導我國抽水蓄能行業健康有序發展,進一步提升電力系統的安全性、靈活性和經濟性,大幅提高電力系統消納間歇性可再生能源的能力,為支持風、光、核等清潔能源快速發展,加速構建以新能源為主體的新型電力系統,推動構建清潔低碳安全高效的能源體系,助力實現“雙碳”目標奠定了堅實基礎。

  《意見》聚焦提升抽蓄電價形成機制的科學性、有效性和操作性

  《意見》主要包括五大部分,即總體要求、堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策、健全抽水蓄能電站費用分攤疏導方式、強化抽水蓄能電站建設運行管理及實施安排。

  《意見》要求,堅持以兩部制電價政策為主體,進一步完善抽水蓄能價格形成機制,明確以競爭性方式形成電量電價,制定抽蓄容量電價核定辦法,著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性,調動各方面積極性,為抽水蓄能電站加快發展、充分發揮綜合效益創造更加有利的條件。《意見》提出,以競爭性方式形成電量電價,明確將容量電價納入輸配電價回收,強化與電力市場建設發展的銜接。

  同時,《意見》指出,要強化抽水蓄能電站建設運行管理,統一規劃、合理布局、有序建設,保障非電網投資抽水蓄能電站平穩運行,調動社會資本參與抽水蓄能電站建設的積極性,推動抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與市場,并健全對抽水蓄能電站電價執行情況的監管。

  《意見》重要條款解析

  明確加快發展抽水蓄能電站的方向。《意見》指出,今后一段時期,加快發展抽水蓄能電站,是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要方式,是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求,對保障電力供應、確保電網安全、促進新能源消納,進而推動能源綠色低碳轉型具有重要意義。

  解決容量電費的疏導問題。在堅持優化兩部制電價機制基礎上,《意見》首次明確抽水蓄能容量電價機制,提出建立容量電費納入輸配電價回收的機制,即政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網支付,納入省級電網輸配電價回收,容量電價隨省級電網輸配電價核價周期同步調整。預計國家下一步還將研究省級電網輸配電價核價中涉及的電網環節輸配電收入與容量電費的銜接問題。

  強化與電力市場的銜接。根據《意見》,抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發電的運行成本,并分別對電力現貨市場運行及尚未運行的情況做了不同規定。同時,《意見》提出要建立電量電價執行收益分享機制,即抽水蓄能電站在上一監管周期內執行抽水電價、上網電價形成的收益,20%由抽水蓄能電站分享,80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減。《意見》還提到,適時降低或根據抽水蓄能電站主動要求降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例,以推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場,逐步實現電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益,在促進抽蓄電站更好參與市場、保障電力系統穩定運行的同時,進一步降低社會用電成本。

  鼓勵社會資本參與投資抽水蓄能電站建設。《意見》要求,電網企業要與非電網投資主體投資建設的抽水蓄能電站簽訂規范的中長期購售電合同,堅持公平公正原則對抽水蓄能電站實施調度,嚴格執行核定的容量電價和按照規定形成的電量電價,及時結算電費,保障各類投資主體利益,吸引更多社會資本進入抽蓄行業,以競爭推動技術進步、提高運營效率,減輕用戶用能負擔。

  南網傳媒全媒體記者 姜黎 陳儀方

  ● 延伸閱讀

  抽水蓄能容量電費納入輸配電價回收

  南網傳媒全媒體記者 姜黎

  5月7日,國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(以下簡稱《意見》),業內討論已久的抽水蓄能價格機制塵埃落定。

  《意見》指出,以兩部制電價政策為主體,以競爭性方式形成電量電價,將容量電價納入輸配電價回收,強化與電力市場建設發展的銜接,進一步完善抽水蓄能價格形成機制。

  《意見》主要包括優化抽蓄電站兩部制電價政策、明確費用分攤機制、加強抽蓄電站建設運行管理和具體實施安排等內容,并在附錄規定了抽水蓄能電站容量電價核定的具體辦法。自2023年起,存量及增量抽蓄電站將執行《意見》規定的電價機制。

  一位資深電力研究人士認為,構建以新能源為主體的新型電力系統對供應側和需求側的調節能力提出了更高也更緊迫的要求,而抽蓄作為目前技術最成熟、經濟性最好,同時具備調峰填谷、調頻調相、事故備用和黑啟動等多種功能的靈活性資源之一,需要盡快落實其價格機制,激勵投資。

  容量電費納入輸配電價回收

  本次發布的《意見》提出,堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策。一方面以競爭性方式形成電量電價,體現抽蓄電站提供調峰服務的價值;另一方面完善容量電價核定機制,體現抽蓄電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值。

  《意義》明確建立容量電費納入輸配電價回收的機制,即政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網支付,納入省級電網輸配電價回收。

  容量電價將根據《意見》附件《抽水蓄能容量電價核定辦法》,在成本調查基礎上,對標行業先進水平合理確定核價參數,按照經營期定價法統一核定抽水蓄能容量電價,并隨省級電網輸配電價監管周期同步調整。

  早在2014年,國家發改委就曾發布《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》,要求在電力市場形成前,對2014年8月1日后投產的抽蓄電站實行兩部制電價。電站容量電價和損耗納入當地省級電網運行費用統一核算,并作為銷售電價調整因素統籌考慮。

  隨著輸配電價和電力市場化改革的不斷推進,兩輪輸配電價定價均將抽蓄電站的資產、成本費用剔除在有效資產和定價輸配電成本的范圍之外。這導致輸配電價核價時在建的抽蓄電站容量電費未全額疏導至銷售電價,市場化用戶未承擔抽蓄電站容量電費,原來在銷售電價中已疏導的部分容量電費轉為由電網企業承擔。此外,2014年前已核定容量電價并采用發、輸、用多方分攤模式的抽蓄電站容量費也難以落實“出處”。

  在本次《意見》出臺之前,有業內人士評價,抽水蓄能電價執行面臨的“無路可走”的情況,制約了抽蓄行業的持續健康發展。

  多位電力研究者曾提出,抽蓄電站應與其他調節性資源一樣,進入市場,參與公平競爭,以服務品種定價。

  但也有業內人士指出,目前輔助服務市場尚未成熟,各類品種正循序漸進進入市場,短期內無法一步到位建立所有品種的輔助服務市場。“如果現階段將輔助服務市場作為抽蓄電站投資回收的唯一渠道,抽蓄電站提供的大部分輔助服務將無法回收成本。”

  此外,目前大部分抽蓄電站均由電網公司投資,能源主管部門認為,如果抽蓄電站參與“兩個細則”考核或進入輔助服務市場,憑其優越的性能將大幅擠占其他市場主體的份額,影響其他市場主體參與市場的積極性,不利于市場的培育發展。

  《南方能源觀察》曾報道過,根據2017年電網公司一份關于抽水蓄能價格機制的課題,全球1.5億千瓦的抽水蓄能電站中,約85%的電站采用電網統一經營方式或租賃制形式解決投資回報問題。另有15%的電站通過參與電力市場競爭獲取收入,典型代表如英國、美國的RTO/ISO所覆蓋區域。

  在英國第一水電公司的抽蓄電站收入中,年度交易中固定收入部分占70%—80%,由英國國家電網予以補償,并通過附加費的方式向用戶疏導;通過參與電能量市場套利獲得的變動部分只占20%—30%,這部分也覆蓋了電站的抽發損耗。“對于抽蓄電站,在市場化改革的過渡期,保持兩部制價格機制,并納入輸配電價傳導回收,是可行性最高的方式。”前述業內人士認為。

  強化與電力市場的銜接

  根據《意見》,抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發電的運行成本,在電力現貨市場運行的地方,抽水蓄能電站抽水電價、上網電價按現貨市場價格及規則結算,抽水電量不執行輸配電價、不承擔政府性基金及附加。

  對于現貨市場尚未運行的情況,引入競爭機制形成電量電價,即抽水電量可由電網企業提供,抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行,也可委托電網企業通過競爭性招標方式采購,抽水電價按中標電價執行,因調度等因素未使用的中標電量按燃煤發電基準價執行。

  不過,記者注意到,《意見》提出要建立電量電價執行收益分享機制。抽蓄電站在上一監管周期內執行抽水電價、上網電價形成的收益,20%由抽水蓄能電站分享,80%在下一監管周期核定電站容量電價時相應扣減,形成的虧損由抽蓄電站承擔。

  有業內人士認為,對于電量電價部分,《意見》沿用了2014年的提法。從目前的表述看,并不鼓勵抽蓄進入市場賺取電量電價。“抽蓄一旦進入市場參與競爭,很可能對市場中現存的調峰機組,如煤電、氣電等造成‘降維打擊’。”對于容量電價,《意見》提到,適時降低或根據抽水蓄能電站主動要求降低政府核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例,以推動電站自主運用剩余機組容量參與電力市場,逐步實現電站主要通過參與市場回收成本、獲得收益。

  《意見》還要求,電網企業要與非電網投資主體投資建設的抽水蓄能電站簽訂規范的中長期購售電合同,堅持公平公正原則對抽水蓄能電站實施調度,嚴格執行核定的容量電價和按照規定形成的電量電價,及時結算電費,保障非電網投資主體利益。

  電網公司研究人士認為,在電力市場建設成熟期,可以實現抽水蓄能通過市場獲取投資回報的經營模式。對于為整個電力系統服務的抽蓄電站,建議由電網企業或電網企業與第三方共同投資建設,可以采用“中長期合同+現貨競價”的投資回收機制;而對于有特定受益主體的抽蓄電站,在接受電網統一調度的前提下,由受益主體自行投資并通過市場獲取回報。

  此外,如果與其他調節性資源一道進入電力市場,抽蓄容量電價的定價辦法也應隨之調整。一位業內人士曾指出,要建立容量補償機制或容量市場,應統籌考慮多種資源,而不是為單一資源定價。

  ● 短評

  完善價格形成機制 加快抽水蓄能行業發展

  南網傳媒全媒體記者 陳克遷

  在我國“雙碳”目標下,加快發展抽水蓄能電站,是提升電力系統靈活性、經濟性和安全性的重要方式,是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求。國家發改委及時完善抽水蓄能價格形成機制,明確了抽水蓄能電價定價和疏導政策,為抽水蓄能電站健康發展提供更加有利的條件。

  尤其是今年3月15日召開的中央財經委員會第九次會議,對碳達峰、碳中和工作作出部署,明確了實現碳達峰、碳中和的基本思路和主要舉措,強調要構建以新能源為主體的新型電力系統。同時,國家“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要指出,要構建現代能源體系,提升清潔能源消納和存儲能力。

  南方電網公司首席技術專家,南網科研院黨委書記、董事長饒宏認為,構建新型電力系統,電網面臨可靠供電、安全穩定和經濟運行三大挑戰。在可靠供電方面,風光等新能源發電具有隨機性、波動性和間歇性,風光新能源高度依賴自然條件,發電設備耐受極端天氣能力弱,系統保底供電和快速恢復能力面臨更大挑戰。

  隨著能源體系向清潔低碳安全高效轉型,電力系統運行特性將發生顯著變化,需要配備足夠的靈活調節電源和儲能設施,加大加快抽水蓄能開發建設更加迫切。

  眾所周知,抽水蓄能電站具有調峰、調頻、調壓、系統備用和黑啟動等多種功能,是電力系統的主要調節電源,可有效保障電力供應、確保電網安全、促進新能源消納、推動能源綠色低碳轉型。

  用中國電建集團北京勘測設計研究院董事長、中國水電工程學會電網調峰與抽水蓄能專委會秘書長郝榮國的話說,抽水蓄能電站像一個巨型“充電寶”,在新型電力系統中其可以促進大規模風電和太陽能發電的入網消納,保障電力系統安全穩定運行。

  近年來,我國已逐步建立完善抽水蓄能電價形成機制,對促進抽水蓄能電站健康發展、提升電站綜合效益發揮了重要作用,但隨著電力市場化改革的加快推進,也面臨與市場發展不夠銜接、激勵約束機制不夠健全等問題。

  隨著新型電力系統加快建設,抽蓄作為電力系統“穩定器”“調節器”“平衡器”的作用將逐步凸顯。與此同時,隨著新能源和傳統電源角色發生轉變,需要有效完善的電力市場支撐,以更高效地協調不同市場主體的利益訴求,實現全要素資源的充分投入和優化配置。

  《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確,以競爭性方式形成電量電價,發揮現貨市場在電量電價形成中的作用,現貨市場尚未運行情況下引入競爭機制形成電量電價,合理確定服務多省區的抽水蓄能電站電量電價執行方式。

  意見強調,完善容量電價核定機制,健全抽水蓄能電站費用分攤疏導方式,強化抽水蓄能電站建設運行管理。

  《意見》的出臺,是落實深化電力體制改革、推進電價機制改革的重要成果,將有力推動抽水蓄能行業發展、加快構建以新能源為主體的新型電力系統建設,為實現“雙碳”目標提供重要政策支撐。

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