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我國抽水蓄能成本分攤及傳導面臨困境 將以競爭性方式形成電量電價

  • 2021年5月10日 YeYuJuan來源:新華社 人民網 1350 89
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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。

抽水蓄能電站建設的重要性

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。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、推動能源綠色低碳轉型具有重要意義。

在我國“碳達峰、碳中和”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。

我國抽水蓄能成本分攤及傳導面臨較大困難

我國抽水蓄能電站的建設起步較晚,但由于后發效應,起點卻較高,近年建設的幾座大型抽水蓄能電站技術已處于世界先進水平。 上世紀80年代中后期,隨著改革開放帶來的社會經濟快速發展,我國電網規模不斷擴大,廣東、華北和華東等以火電為主的電網,由于受地區水力資源的限制,可供開發的水電很少,電網缺少經濟的調峰手段,電網調峰矛盾日益突出,缺電局面由電量缺乏轉變為調峰容量也缺乏,修建抽水蓄能電站以解決火電為主電網的調峰問題逐步形成共識。

隨著我國電力市場化改革、輸配電價改革縱深推進,抽水蓄能成本分攤及傳導面臨較大困難。一是隨著發用電計劃全面放開,政府目錄銷售電價的執行范圍將縮小至居民、農業等保底用戶,該部分用戶用電量小、電價承受能力弱,銷售電價難以完全承擔抽水蓄能電站成本回收。二是輸配電準許成本中不包含抽蓄電站容量電費,相關成本無法通過輸配電價向市場化用戶傳導。三是我國電力市場建設尚未成熟,市場機制、交易品種仍在不斷完善,無法支撐抽水蓄能電價回收。

發改委進一步完善抽水蓄能價格形成機制

《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。

根據意見,意見印發之日前已投產的電站,執行單一容量制電價的,繼續按現行標準執行至2022年底,2023年起按意見規定電價機制執行;執行兩部制電價的,電量電價按意見規定電價機制執行,容量電價按現行標準執行至2022年底,2023年起按意見規定電價機制執行;執行單一電量制電價的,繼續按現行電價水平執行至2022年底,2023年起按意見規定電價機制執行。意見印發之日起新投產的抽水蓄能電站,按意見規定電價機制執行。

欲了解抽水蓄能電站行業具體詳情可點擊查看《2019-2025年中國抽水蓄能電站行業調查分析及發展規劃建議報告》


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