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抽水蓄能是電力系統的“穩定器”,國家“十三五”能源和電力規劃均要求加快建設;國家電網是抽水蓄能建設絕對主力,但在全國實際建設進度遠落后于規劃目標的背景下,國家電網近期卻發文提出“不再安排新開工項目”——
抽蓄電站緣何成電網“棄子”
2019-12-25 10:23  · 來源:中國能源報-中國能源網  · 作者:賈科華 趙紫原  · 責編:劉澄諺

溧陽抽水蓄能電站

 

資料圖片

  中國能源報-中國能源網 | 近日,國家電網有限公司下發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》,提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。消息一出,旋即引發電力行業熱議。

  作為我國抽水蓄能電站建設的絕對主力,截至2018年底,國家電網投資建成抽水蓄能電站1923萬千瓦,占全國2999萬千瓦總裝機的約2/3;在建規模3015萬千瓦,占全國4320萬千瓦總在建規模的約70%。今年年初,國家電網更是一口氣同時開工建設包括河北撫寧、吉林蛟河、浙江衢江、山東濰坊、新疆哈密抽水蓄能電站工程在內的5座電站。5座電站總投資386.87億元,合計裝機容量600萬千瓦,抽水蓄能行業發展因此呈現了鮮見的向好發展勢頭。

  抽蓄電站是電力系統中的“巨型電池”,在用電低谷時從電網“充電”,在用電高峰時向電網“放電”,并為整個電力系統承擔調頻、調相和緊急事故備用等任務,是電力系統的“穩定器”“調節器”“平衡器”,能夠保障大電網安全穩定運行。在此背景下,國家“十三五”能源和電力規劃都要求加快抽水蓄能電站建設,并明確“十三五”期間新開工抽水蓄能容量6000萬千瓦左右,到2020年我國抽水蓄能運行容量將達到4000萬千瓦。

  在目前抽水蓄能電站建設實際進度遠遠落后于規劃目標的背景下,國家電網態度180度大轉彎,從年初集中開工5個項目,到年末突然“猛踩剎車”,給抽水蓄能行業發展、規劃目標的達成、電力系統安全高效運行等蒙上了陰影。

  成本疏導存在困難

  中電聯日前發布的《2019中國電力行業造價管理年度發展報告》指出,截至2018年底,抽水蓄能單位造價5516元/千瓦,在各類非化石能源發電工程中造價最低。

  作為抽水蓄能最主要的投資主體,國家電網緣何放棄造價不高的項目?安信證券電力與公用事業分析師鄧永康認為,這是電網投資發生結構性變化所致。

  12月9日,國家發改委發布《省級電網輸配電價定價辦法(修訂征求意見稿)》,抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產范圍。今年5月,國家發改委、國家能源局發布《輸配電定價成本監審辦法》(以下簡稱“《辦法》”),明確抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本。

  “電網的總投資規模一定會壓縮,主要壓縮基建規模,包括輸電、變電、架空線入地,還有收益低且不能計入輸配電價的儲能,其中包括發電側的抽水蓄能和電網側的電化學儲能?!编囉揽当硎?。

  “目前,抽蓄電站成本疏導存在困難。電網公司為抽蓄電站付出的成本難以通過輸配電價疏導。尤其近兩年,政府明確提出降低一般工商業電價,銷售電價同樣不具備疏導抽蓄電站成本的基礎?!币晃徊辉妇呙臉I內人士表示。

  安信證券研報分析稱,以2018年電源工程造價估算,若未來電網公司不再安排抽水蓄能新開工項目,每年可減少投資約200億元。

  作用難以替代

  據了解,電力負荷在隨時波動,電網運行要維持穩定的頻率,要有靈活的電源跟蹤負荷;而在電網出現事故的情況下,需有備用電源立即投入,此時抽水蓄能可發揮調峰填谷、調頻和緊急事故備用功能。

  據介紹,當前火電正逐漸成為調峰主力,其靈活性改造成本在50—200元/千瓦左右,遠低于新建抽水蓄能的成本,加之容量龐大,火電靈活性改造潛力巨大。

  “相比火電,在調峰方面,抽蓄電站的建設其實是一種重復,并沒有多少可發揮的市場空間。一定程度上說,抽水蓄能的建設步伐與我國能源轉型步伐密切相關?!?nbsp;中國水力發電工程學會副秘書長張博庭告訴記者。

  那么,火電會否替代抽水蓄能調峰?

  水電水利規劃設計總院黨委書記彭程近日撰文指出,電網運行有電量和容量(暫且不談無功)兩方面需求,這些峰谷或變動負荷的容量需求若由其它替代電源擔任,不但同樣有投資費用,而且這些替代電源調峰和備用嚴重影響其效率,低谷還要壓負荷,更談不上填谷,經濟代價大,系統的總費用就會大幅提高,最終必然要傳導到用戶,導致用電價格抬升?!笆澜珉娏洕鷮<夜J的‘抽水蓄能電站能降低系統總費用’,含義就在于此?!?/p>

  對此,上述業內人士表示認同:“隨著特高壓快速發展,我國大部分地區的電網特點發生了顯著變化,調峰填谷的同時,緊急事故備用成為大部分地區開發抽水蓄能的重要技術指標,其可在‘秒級’提供大容量負荷,是維護電網安全穩定的戰略性電源?!?/p>

  投資主體暫時缺位

  那么,國家電網抽身后,誰來接棒?

  記者注意到,國家電網報12月5日發布消息稱,國網經濟技術研究院有限公司(以下簡稱“國網經研院”)提出全面貫徹落實國家電網“三型兩網、世界一流”戰略目標,開展系統調節能力研究,統籌抽水蓄能電站建設、火電靈活性改造、需求側管理等措施,提升新能源消納水平。

  據了解,國網經研院是國家電網規劃和工程設計下屬單位,為國家電網發展提供技術和智力支持,國網經研院在今后抽水蓄能發展中將扮演什么“角色”?為此,記者發函詢問國網經研院,截至記者發稿,未獲回復。

  發電企業會否成為抽蓄電站投資主體的“新東家”?

  去年8月,三峽集團轉讓內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站61%股權,成為繼2013年湖南黑麋峰抽水蓄能電站轉讓后,國內又一例發電企業轉讓虧損抽蓄電站的案例。

  上述業內人士認為,目前處于改革瓶頸期,電網企業不再新投抽蓄電站后,發電企業接手的可能性也不大,投資主體或暫時缺位。

  “目前,我國抽蓄電站的盈利與電網運營利潤進行捆綁式計算,電網以外的其他企業建設抽蓄電站并不具備優勢。市場化電價未形成前,抽蓄電站的建設成本由電網和用戶承擔?!?nbsp;該人士表示。

  電力市場化是關鍵

  對于抽水蓄能的未來,多位專家一致認為,作為競爭性業務,抽蓄電站應交給市場。

  在張博庭看來,抽水蓄能電站的發展前景取決于電力市場的建設步伐?!叭绻娏κ袌鐾耆砰_,抽蓄電站的經濟性就能得到保證。目前,電力市場化程度不夠,自由競爭市場并未建成,加之抽蓄電站的電價機制無法疏導,市場主體的積極性并不高?!?/p>

  彭程認為,服務電網為主的抽水蓄能可以電網投資為主體,也應鼓勵社會資本投入,采用兩部制電價,通過價格監審確定不同區域標桿容量價格,電量價格僅彌補其抽水和度電變動成本(不應有多發電量的利益驅動,其多發電量對整個系統不是最優的運行方式);以電量加工為主的抽水蓄能不應由電網投資,相關電源企業根據自身資源條件和市場行情做出投資決策,以電量為主參與市場競爭。

  上述業內人士表示,國外抽水蓄能電站在電力市場機制條件下運行,高峰與低谷價差大,只有現貨能調整用戶側的資源分配,電力商品的時間價值和位置信號才會顯現,抽水蓄能作為事故備用、調峰調頻的價值才能被充分認可。

  該人士認為,輸配電價針對壟斷環節,《辦法》規定抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本,因此,抽水蓄能電站由電網企業投資并不合理?!艾F在最緊要的問題是,電力市場未真正建立前,過渡期抽水蓄能該怎么辦?這個時間可不短?!?/p>

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