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近日,国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(以下简称《完善意见》,该意见的出台,对于进一步提高系统调节资源的有效供给,促进构建新型电力系统,恰逢其时,意义重大。
《完善意见》在保持两部制电价机制定价原则总体稳定的基础上,合理引入市场价格机制,并进一步明确了容量价格回收渠道,将原有“政府核定电量电价及容量电价”的两部制电价机制改进为“以竞争性方式形成电量电价,并将容量电价纳入输配电价回收”的新型抽蓄价格机制。
作为深化电力体制改革、完善价格形成机制的又一重要举措,此次抽水蓄能价格形成机制改革,一方面通过市场竞争形成电量电价,强化了与当前电力市场改革进程的协调统一,解决了原有价格机制与市场建设不能有效衔接的突出矛盾;同时,兼顾了政策稳定性,以政府核定容量电价、容量电价纳入输配电价回收作为抽水蓄能电价机制的基本稳定器,为在以新能源为主体的新型电力系统中,加快抽水蓄能产业发展,促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型提供了必要的价格政策保障。另一方面,此次价格形成机制改革中融入激励相容、标尺竞争等价格管制方法,体现了价格机制创新的新理念。
一、坚持政策稳定性和创新性并举,兼顾抽水蓄能产业发展与参与市场竞争之间的协调关系
为了保障电力供应与电网运行安全,作为现阶段较为成熟、经济的灵活调节技术,抽水蓄能将成为以新能源为主体的新型电力系统的重要组成部分。从促进抽水蓄能电站加快发展的政策角度出发,需要对抽水蓄能产业给予适度的政策倾斜,以助力其快速发展。另一方面,电力体制改革的纵向深化、电力市场建设的不断完善,也为抽水蓄能电站作为独立主体参与市场竞争提供了条件。
此次抽水蓄能价格形成机制改革,通过引入“以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收”的新型价格机制,兼顾了促进抽水蓄能产业发展与有序参与市场竞争之间的平衡与协调关系。
坚持以两部制电价政策为主体,释放稳定的合理收益预期
为保障政策稳定性,并实现对抽水蓄能产业快速发展的合理支撑,《完善意见》坚持以两部制电价政策为主体,提出抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益,并明确经营期内资本金内部收益率按6.5%取定,保证了抽水蓄能商业运营模式、预期收益的稳定性,进一步鼓励了抽水蓄能产业的投资。
为保证容量电费合理疏导,《完善意见》提出政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付,并纳入省级电网输配电价回收,从机制设计层面为抽水蓄能容量电费的合理疏导提供了保障路径。
坚持市场化为导向,鼓励抽水蓄能参与市场竞争
考虑到当前不同省区电力市场化改革进程存在的实际差异,在市场化导向框架下,《完善意见》提出差异化的电量电价形成机制:对于电力现货市场运行的地方,抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算,通过市场竞争实现了抽水蓄能调峰服务价值的完全性体现;对于尚未构建电力现货市场的地方,由于发电侧分时价格信号尚未建立,《完善意见》创新性地提出鼓励通过竞争性招标方式采购抽水电量,通过低谷抽水竞争性招标市场的建立,形成带有低谷价格信号的发电侧分时价格,进而实现抽水蓄能调峰服务价值在一定程度上的货币化体现。
二、健全激励机制,体现激励相容重要原则
《完善意见》有效构建了激励机制,一方面鼓励引导抽水蓄能电站作为独立市场主体参与电力中长期交易、现货市场交易和辅助服务市场(补偿机制),一方面明确参与市场的相关收益“20%由抽水蓄能电站分享,80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减”。这一收益分享的机制安排,体现了机制设计中的激励相容原则,使得抽水蓄能电站在优化个体收益的同时,与顶层设计的导向相兼容,充分释放抽水蓄能电站在电力系统中的调节价值。同时,下一监管周期80%的扣减也合理兼顾了降低输配电成本的政策目标,实现了全社会各利益相关主体的共赢。
三、约束机制融入标尺竞争的基本理念
《完善意见》对抽水蓄能容量电价核定办法中首次融入了标尺竞争的新理念,明确以行业先进水平合理确定核价参数,提高了政府定价的规范化、透明度。
对于现金流核算中运行维护费率,明确按在运电站从低到高排名前50%的平均水平核定,在以竞争性方式形成电量电价的同时,提高了容量电价中的竞争成分。同时,《完善意见》通过强化抽水蓄能电站的建设与运行管理、加强利用情况的监管和考核,做到激励和约束“双管齐下”,保障抽水蓄能规划的科学性和合理性,增强抽水蓄能项目的经济性,促进抽水蓄能电站健康可持续发展。
四、首次提出考虑功能定位和服务范围的容量电费分摊原则
容量电费的分摊疏导是理顺抽水蓄能价值传导链的重要环节。考虑到各抽水蓄能电站在功能定位和服务范围上的差异,按照“谁受益、谁承担”原则,《完善意见》进一步促进了抽水蓄能容量电费分摊结构的合理化。对于服务于区域电力系统的抽水蓄能电站,《完善意见》提出,容量电费在多个省级电网的分摊与区域电网容量电费的分摊相统一,注重了与输配电价政策的衔接,有利于抽水蓄能电站发挥容量备用效益。对于在项目核准文件或可研报告批复中明确服务于特定电源和电力系统的抽水蓄能电站,《完善意见》提出,容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊,做到了抽水蓄能项目的闭环管理,有利于探索抽水蓄能电站与特定电源一体化运营的新模式。
五、配套保障机制,为社会资本参与抽水蓄能电站建设保驾护航
为积极调动社会资本参与抽水蓄能电站建设,保障非电网投资抽水蓄能电站合理权益,《完善意见》提出“电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同,坚持公平公开公正原则对抽水蓄能电站实施调度,严格执行我委核定的容量电价和根据本意见形成的电量电价,按月及时结算电费”。
“规范的中长期购售电合同”、“按月及时结算电费”两项明确的约束性要求,为社会资本投资抽水蓄能电站提供了必须的机制遵循,稳定了其投资的可预期性,极大调动了社会资本参与抽水蓄能电站建设的积极性。
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一个接近2万亿元的抽水蓄能市场空间正在打开,并且远超市场预期。
抽水蓄能电站是目前最成熟的储能技术路线,对促进我国实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标、构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义。日前,国家发展改革委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,该文件明确了我国抽水蓄能价格机制,我国抽蓄电站的发展有望由此进入快车道,对能源革命提供有力支撑。本文梳理了我国抽水蓄能价格政策演变情况,针对抽水蓄能价格形成机制关键问题提出完善建议。
此次抽水蓄能价格政策的总体思路是坚持以两部制电价政策为主体,进一步完善抽水蓄能价格形成机制,以竞争性方式形成电量电价,将容量电价纳入输配电价回收,同时强化与电力市场建设发展的衔接,逐步推动抽水蓄能电站进入市场。
在碳达峰、碳中和目标要求下,“十四五”时期,构建以新能源为主体的新型电力系统成为必然选择。为适应新能源波动等特性,需配备足够的灵活调节资源和储能设施。初步预测“十四五”期间我国抽水蓄能投产规模将达3500万千瓦,“十四五”末期总装机规模将突破6500万千瓦。近日,国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》,将有利于促进抽水蓄能电站有序发展,保障上述目标实现。
2021年4月30日,国家发改委发布《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)(以下简称《意见》),引发能源行业的热切关注,抽水蓄能价格形成机制进一步完善,为促进抽水蓄能电站加快发展,支撑构建新型电力系统,服务实现“双碳”目标奠定坚实基础。
国家发展改革委近日发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(以下简称《意见》),提出以竞争性方式形成电量电价,充分发挥电价信号作用,为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。业内人士表示,在国内构建以新能源为主体的新型电力系统的大背景下,随着电价政策进一步完善,抽水蓄能行业有望迎来发展新机遇。
与欧美、日本等发达地区和国家相比,我国抽水蓄能发展起步较晚。到20世纪90年代后期,仅有广蓄、天荒坪、十三陵等少数几座大型电站建成投产。2000年左右,由于多地出现电力调峰容量短缺,抽水蓄能迎来建设高峰,桐柏、泰安、宜兴等一批大型抽水蓄能电站陆续开工建设。
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电价体系是指一个国家或地区内电力产品、服务及生产要素价格相互关系的有机整体,体现了各类电价之间相互联系、相互制约的内在关系。电价体系通常按电力交易环节、生产特征、产品属性、功能和服务对象、计价方式等形成和构建。(来源:微信公众号“电价研究前沿”作者:电价小超)电价体系按环节划分为
3月25日,福建省发改委公示王小清代表提出的关于“‘三余自备电厂’系统备用费全免”的建议的答复。其中提到,福建发改委将积极争取在下一监管周期(2026年6月1日起)国家发展改革委核定我省输配电价时研究调整“三余”自备电厂系统备用费免征政策。原文如下:关于省十四届人大二次会议第1378号建议的
编者按一元复始万象新。在全国两会热烈召开之际,新一轮电改迎来了9周年生日。9年电改,在市场化建设取得成效的同时,“市场化”观念也亟需深植于行业发展的方方面面,无论是行业治理、机制设计,还是规划投资、运营管理,都需以“市场化”的视角和思维进行决策,以促进健康高效的市场环境进一步形成。
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力调电费作为一种具备奖惩性质的电费,有人欢喜就有人忧。从单个用户来讲,如果功率因数维持不错,不仅可以不被惩罚力调电费,还可以获取一定比例的电费减免。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)但如果功率因数不佳,低于相应标准,那么也会在应缴电费的基础上额外掏出一笔罚款费用。力调电费是随电费
北极星电力网获悉,四川省发改委近日发布关于调整电能替代项目输配电价政策有关事项的通知(川发改价格〔2024〕64号),详情如下:各市(州)发展改革委,国网四川省电力公司、各地方电网企业,有关电力用户:按照国家有关要求,现就调整电能替代项目输配电价政策有关事项明确如下。2023年12月31日前纳
燃煤标杆电价北京燃煤标杆电价为0.3598元/度,则市场化交易电价上下限范围(±20%)为:0.28784~0.43176元/度。(来源:微信公众号:黄师傅说电作者:黄师傅)代理购电价格代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。代购价格=当月平均上网电价+历史偏差电费折价市场化交易用户上网电价中
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电价简析之(四):广东因南网辖域内的广东供电公司与深圳供电公司属平级单位,电价政策相对独立,本次电价分析所指广东区域不含深圳市。(来源:微信公众号“黄师傅说电”作者:黄师傅)其它广东地区根据区位划分不同用电价格,如上图:珠三角五市:广州、东莞、佛山、珠海、中山惠州江门(不含恩平、台
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