国家电网下发严格控制电网投资的通知,提出不再安排抽水蓄能新开工项目

2019-12-24 10:41  来源:中国能源报  浏览:  
近日,国家电网有限公司下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》,提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。消息一出,旋即引发电力行业热议。

作为我国抽水蓄能电站建设的绝对主力,截至2018年底,国家电网投资建成抽水蓄能电站1923万千瓦,占全国2999万千瓦总装机的约2/3;在建规模3015万千瓦,占全国4320万千瓦总在建规模的约70%。今年年初,国家电网更是一口气同时开工建设包括河北抚宁、吉林蛟河、浙江衢江、山东潍坊、新疆哈密抽水蓄能电站工程在内的5座电站。5座电站总投资386.87亿元,合计装机容量600万千瓦,抽水蓄能行业发展因此呈现了鲜见的向好发展势头。

抽蓄电站是电力系统中的“巨型电池”,在用电低谷时从电网“充电”,在用电高峰时向电网“放电”,并为整个电力系统承担调频、调相和紧急事故备用等任务,是电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”,能够保障大电网安全稳定运行。在此背景下,国家“十三五”能源和电力规划都要求加快抽水蓄能电站建设,并明确“十三五”期间新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右,到2020年我国抽水蓄能运行容量将达到4000万千瓦。

在目前抽水蓄能电站建设实际进度远远落后于规划目标的背景下,国家电网态度180度大转弯,从年初集中开工5个项目,到年末突然“猛踩刹车”,给抽水蓄能行业发展、规划目标的达成、电力系统安全高效运行等蒙上了阴影。

成本疏导存在困难

中电联日前发布的《2019中国电力行业造价管理年度发展报告》指出,截至2018年底,抽水蓄能单位造价5516元/千瓦,在各类非化石能源发电工程中造价最低。

作为抽水蓄能最主要的投资主体,国家电网缘何放弃造价不高的项目?安信证券电力与公用事业分析师邓永康认为,这是电网投资发生结构性变化所致。

12月9日,国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法(修订征求意见稿)》,抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围。今年5月,国家发改委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》(以下简称“《办法》”),明确抽水蓄能电站不允许计入输配电成本。

“电网的总投资规模一定会压缩,主要压缩基建规模,包括输电、变电、架空线入地,还有收益低且不能计入输配电价的储能,其中包括发电侧的抽水蓄能和电网侧的电化学储能。”邓永康表示。

“目前,抽蓄电站成本疏导存在困难。电网公司为抽蓄电站付出的成本难以通过输配电价疏导。尤其近两年,政府明确提出降低一般工商业电价,销售电价同样不具备疏导抽蓄电站成本的基础。”一位不愿具名的业内人士表示。

安信证券研报分析称,以2018年电源工程造价估算,若未来电网公司不再安排抽水蓄能新开工项目,每年可减少投资约200亿元。

作用难以替代

据了解,电力负荷在随时波动,电网运行要维持稳定的频率,要有灵活的电源跟踪负荷;而在电网出现事故的情况下,需有备用电源立即投入,此时抽水蓄能可发挥调峰填谷、调频和紧急事故备用功能。

据介绍,当前火电正逐渐成为调峰主力,其灵活性改造成本在50—200元/千瓦左右,远低于新建抽水蓄能的成本,加之容量庞大,火电灵活性改造潜力巨大。

“相比火电,在调峰方面,抽蓄电站的建设其实是一种重复,并没有多少可发挥的市场空间。一定程度上说,抽水蓄能的建设步伐与我国能源转型步伐密切相关。” 中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者。

那么,火电会否替代抽水蓄能调峰?

水电水利规划设计总院党委书记彭程近日撰文指出,电网运行有电量和容量(暂且不谈无功)两方面需求,这些峰谷或变动负荷的容量需求若由其它替代电源担任,不但同样有投资费用,而且这些替代电源调峰和备用严重影响其效率,低谷还要压负荷,更谈不上填谷,经济代价大,系统的总费用就会大幅提高,最终必然要传导到用户,导致用电价格抬升。“世界电力经济专家公认的‘抽水蓄能电站能降低系统总费用’,含义就在于此。”

对此,上述业内人士表示认同:“随着特高压快速发展,我国大部分地区的电网特点发生了显著变化,调峰填谷的同时,紧急事故备用成为大部分地区开发抽水蓄能的重要技术指标,其可在‘秒级’提供大容量负荷,是维护电网安全稳定的战略性电源。”

投资主体暂时缺位

那么,国家电网抽身后,谁来接棒?

记者注意到,国家电网报12月5日发布消息称,国网经济技术研究院有限公司(以下简称“国网经研院”)提出全面贯彻落实国家电网“三型两网、世界一流”战略目标,开展系统调节能力研究,统筹抽水蓄能电站建设、火电灵活性改造、需求侧管理等措施,提升新能源消纳水平。

据了解,国网经研院是国家电网规划和工程设计下属单位,为国家电网发展提供技术和智力支持,国网经研院在今后抽水蓄能发展中将扮演什么“角色”?为此,记者发函询问国网经研院,截至记者发稿,未获回复。

发电企业会否成为抽蓄电站投资主体的“新东家”?

去年8月,三峡集团转让内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站61%股权,成为继2013年湖南黑麋峰抽水蓄能电站转让后,国内又一例发电企业转让亏损抽蓄电站的案例。

上述业内人士认为,目前处于改革瓶颈期,电网企业不再新投抽蓄电站后,发电企业接手的可能性也不大,投资主体或暂时缺位。

“目前,我国抽蓄电站的盈利与电网运营利润进行捆绑式计算,电网以外的其他企业建设抽蓄电站并不具备优势。市场化电价未形成前,抽蓄电站的建设成本由电网和用户承担。”该人士表示。

电力市场化是关键

对于抽水蓄能的未来,多位专家一致认为,作为竞争性业务,抽蓄电站应交给市场。

在张博庭看来,抽水蓄能电站的发展前景取决于电力市场的建设步伐。“如果电力市场完全放开,抽蓄电站的经济性就能得到保证。目前,电力市场化程度不够,自由竞争市场并未建成,加之抽蓄电站的电价机制无法疏导,市场主体的积极性并不高。”

彭程认为,服务电网为主的抽水蓄能可以电网投资为主体,也应鼓励社会资本投入,采用两部制电价,通过价格监审确定不同区域标杆容量价格,电量价格仅弥补其抽水和度电变动成本(不应有多发电量的利益驱动,其多发电量对整个系统不是最优的运行方式);以电量加工为主的抽水蓄能不应由电网投资,相关电源企业根据自身资源条件和市场行情做出投资决策,以电量为主参与市场竞争。

上述业内人士表示,国外抽水蓄能电站在电力市场机制条件下运行,高峰与低谷价差大,只有现货能调整用户侧的资源分配,电力商品的时间价值和位置信号才会显现,抽水蓄能作为事故备用、调峰调频的价值才能被充分认可。

该人士认为,输配电价针对垄断环节,《办法》规定抽水蓄能电站不允许计入输配电成本,因此,抽水蓄能电站由电网企业投资并不合理。“现在最紧要的问题是,电力市场未真正建立前,过渡期抽水蓄能该怎么办?这个时间可不短。”

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