影響我國抽水蓄能發(fā)展的最大制約因素終于解決。
這個接近萬億元投資空間的市場，將正式擺脫虧損的境遇，邁入可持續(xù)發(fā)展的正軌。
5月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)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，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學(xué)性、操作性和有效性，充分發(fā)揮電價信號作用。
這個聽起來較為晦澀的政策，用一句話總結(jié)，就是國家正式給抽水蓄能進行了定位，并讓抽水蓄能投資方有利可圖。
作為中國最大的抽水蓄能投資方，國網(wǎng)新源控股有限公司董事長、黨委書記侯清國認為，新價格機制有力推動抽水蓄能加快發(fā)展。
按照侯清國的理解，新的政策中，經(jīng)營期定價法核定容量電價，明確了資本金內(nèi)部收益率等核價參數(shù)，暢通了電價疏導(dǎo)渠道，提出了確保電站平穩(wěn)運營保障投資主體利益措施，有利于投資主體獲得穩(wěn)定的投資預(yù)期，能夠充分發(fā)揮電價引導(dǎo)作用，調(diào)動各方面積極性，加快推進我國抽水蓄能健康有序高質(zhì)量發(fā)展。
抽水蓄能容量電價核定辦法規(guī)定，電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按 6.5%核定。
雖然這并不是一個較高的收益率，但是已經(jīng)明確改變了抽水蓄能的虧損狀態(tài)。國家電網(wǎng)公司內(nèi)部曾經(jīng)表示，平均建設(shè)一個抽水蓄能電站將虧損3個億。
要看清此次政策的重要性，就要了解抽水蓄能的發(fā)展歷史。
在第一輪電力改革前，由于電網(wǎng)與電站由電力公司統(tǒng)一投資建設(shè)并運營，電網(wǎng)不區(qū)分輸送電能的服務(wù)和保障安全調(diào)節(jié)的輔助服務(wù)，抽蓄成本計入電網(wǎng)運營成本統(tǒng)一核算，由電網(wǎng)通過銷售電能向電力用戶統(tǒng)一回收。
電改實施后，抽蓄電站從電網(wǎng)剝離，抽蓄電站的成本也從電網(wǎng)服務(wù)成本中剝離出來。抽蓄電站不計入輸配電價回收。
由于抽水蓄能具有調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相、儲能、系統(tǒng)備用和黑啟動等“六大功能”，在保障大電網(wǎng)安全、促進新能源消納、提升全系統(tǒng)性能作用巨大，在運營中仍嚴格按照電網(wǎng)調(diào)度發(fā)布的指令時時提供輔助服務(wù)。
事實上，抽蓄電站的成本費用是電網(wǎng)輔助服務(wù)成本的重要部分，輔助服務(wù)從輸配電服務(wù)中區(qū)分開后，輔助服務(wù)費政策并未及時制定實施，從而導(dǎo)致電網(wǎng)輔助成本費用傳導(dǎo)受阻。
因為市場化用戶享受了抽蓄電站提供的系統(tǒng)安全服務(wù)，但承擔(dān)的上網(wǎng)電價和輸配電價中均不包含抽蓄成本;居民、農(nóng)業(yè)等非市場化用戶執(zhí)行目錄電價，無法承擔(dān)新建的抽蓄電站成本。
這導(dǎo)致抽水蓄能投資方無法從市場化用戶端回收抽蓄電站運營的固定成本。
過去大部分抽蓄電站都是由電網(wǎng)投資，因此電網(wǎng)只能用輸配電費獲得的利潤墊付抽蓄電站費用。
在抽水蓄能規(guī)模尚小的時候，電網(wǎng)還能通過其他方面的利潤進行彌補，但是隨著規(guī)模越來越大，加上幾輪電價下調(diào)，電網(wǎng)再也無力承擔(dān)。
這就是為何2019年國家電網(wǎng)曾經(jīng)發(fā)布《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，建議不安排新的抽水蓄能建設(shè)項目。
但是伴隨新能源并網(wǎng)規(guī)模的進一步擴大，電力系統(tǒng)對于抽水蓄能以及其他儲能的需求不斷提高，國網(wǎng)不得不繼續(xù)進行投資。
尤其是今年3月15日召開的中央財經(jīng)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(xiàn)碳達峰、碳中和的基本思路和主要舉措，強調(diào)要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。同時，國家“十四五”規(guī)劃和2035年遠景目標綱要指出，要構(gòu)建現(xiàn)代能源體系，提升清潔能源消納和存儲能力。隨著能源體系向清潔低碳安全高效轉(zhuǎn)型，電力系統(tǒng)運行特性將發(fā)生顯著變化，需要配備足夠的靈活調(diào)節(jié)電源和儲能設(shè)施，加大加快抽水蓄能開發(fā)建設(shè)更加迫切。
沒有足夠多的儲能設(shè)施，就無法構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，更無法實現(xiàn)碳達峰、碳中和戰(zhàn)略目標。
此次會議召開4天后，3月19日國家電網(wǎng)迅速提出，“十四五”期間，將在新能源集中開發(fā)地區(qū)和電力負荷中心新增建設(shè)抽水蓄能電站裝機2000萬千瓦以上，投資規(guī)模超過1000億元。
從中長期來看，這些規(guī)模還遠遠不夠。按照全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測，到2030年我國抽水蓄能電站規(guī)模將達到1.13億千瓦裝機，到2060年將達到1.8億千瓦裝機。
而截至2020年底，我國抽水蓄能裝機只有3149萬千瓦。這意味著，未來還有1.5億千瓦裝機空間，按照單位千瓦造價5000-7000元計算，總投資額在9000億元左右，接近萬億。
如果按照既有的政策，抽水蓄能項目建的越多，虧損的就越多，無法持續(xù)。因此，國家發(fā)改委開始研究完善抽水蓄能價格形成機制。
此次新的政策就明確了抽水蓄能電價定價和疏導(dǎo)政策，為抽水蓄能電站加快發(fā)展、充分發(fā)揮綜合效益、助力實現(xiàn)雙碳目標創(chuàng)造了更加有利的條件。
抽水蓄能政策機制基本得以解決，接下來就會出臺與之相仿的電化學(xué)等新型儲能政策。
4月21日，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見(征求意見稿)》，其實已經(jīng)給出了相似的政策建議。
比如征求意見稿就提出，建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，將儲能的容量價值顯性化，對于形成儲能行業(yè)成熟的商業(yè)模式意義重大，對于提升電力供應(yīng)充裕度也有非常重大的作用。
同時提出“研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收”，對于將能夠延緩電網(wǎng)投資的儲能進入輸配電價留下了一定空間。
相信伴隨政策的不斷完善，抽水蓄能以及包括電化學(xué)儲能在內(nèi)的新型儲能市場，都將迎來爆發(fā)式增長的態(tài)勢。
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