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抽水蓄能再審視(上)
2019/3/1 7:01:55    新聞來源:南方能源觀察
 

近日,兩大電網公司分別發布關于電化學儲能發展的指導意見,特別指出:研究電網側儲能納入電網企業準許收入的可行模式,以及儲能產業參與電力市場的機制,引導儲能產業健康發展。

一個多月前,國家電網有限公司宣布,河北撫寧、吉林蛟河、浙江衢江、山東濰坊、新疆哈密5座抽水蓄能電站工程開工。本次開工建設的5座電站總裝機600萬千瓦,計劃全部于2026年竣工投產,被業界稱為“大手筆”投資。目前,中國抽水蓄能電站裝機容量已居世界第一。

與電化學儲能有著“異曲同工”之處的抽水蓄能電站也同樣迎來了密集開工的熱鬧,但在價格機制上可謂是“身先士卒”的前輩——多年求索,依然未能找到一條皆大歡喜的路徑。

中國長江三峽集團已在2019年將呼和浩特抽水蓄能電站控股權移交給內蒙古電力公司。十年間,這座抽蓄電站從蒙西的電網公司手中轉讓給發電企業,多年扭虧無望后,如今又要重新回到電網公司。

發電企業將難以為繼的抽水蓄能項目轉手給電網,呼蓄并不是孤例。一旦投資機制和價格機制理不順,抽蓄電站往往身世坎坷。

如今抽水蓄能的“光芒”雖不如電化學儲能那么耀眼,但它仍是目前最為成熟、應用最廣泛的儲能技術,能為電力系統提供調峰、調頻、事故備用、黑啟動等重要的輔助服務。而抽蓄在全國電力裝機容量中占比不到2%,在歷次電力體制改革中都不是話題中心,命運跟隨改革大潮起起落落。

隨著間歇性清潔能源比例的不斷上升,電力系統調節資源顯得越發必要和珍貴,是時候找到充分發揮它們價值的機制了。

多元投資,試水兩部制電價

20世紀90年代,歐美國家建設抽水蓄能電站的高峰期已經過去,中國規模化建設抽水蓄能的步伐才剛剛開始。然而在很長一段時間里,抽水蓄能在中國都有電力行業“奢侈品”的稱號。

業內人士回憶,這種不是專為發電而建設的電廠,用4度電抽水發3度電,在缺電的年代里遭到不少人誤解。但是,日益擴大的電力峰谷差和頻繁的拉閘限電就擺在眼前,抽蓄的作用不容忽視。

在一篇論證天荒坪抽水蓄能電站建設必要性的文章中,作者指出,根據華東電管局統計資料,1986年全網拉電28878條次,拉去電量約11億千瓦時。而江蘇無錫市相關資料顯示,拉電時間均為高峰時間,缺電缺的主要是高峰電量。經濟的快速發展催趕著各種新電源投建,而這些機組需要一定的配套電源,加上峰谷差日漸明顯,1994年,南方的廣州抽水蓄能電站投產,華東的天荒坪抽水蓄能電站開工。

據《中國南方電力工業志(1888—2002)》(下稱《工業志》)記載,為確保大亞灣核電站的安全、穩定、經濟運行和廣東電網調峰、調頻的需要,1988年國務院批準立項,由國家能源投資公司、廣東核電投資公司和廣東省電力集團三家合資興建,三方出資比例分別為23%、23%和54%,組建廣州抽水蓄能電站聯營公司,負責建設和運營。這是中國首個百萬千瓦級的抽水蓄能電站。

天荒坪抽水蓄能電站則是華東電網第一座大型抽蓄電站,裝機容量超過了廣州蓄能電站,達到180萬千瓦,由當時的華東電力集團公司、上海申能、浙江能源、江蘇國投、安徽皖能共同集資建設。這項投資利用世界銀行貸款2.46億美元,內資貸款45.15億元。

這些“奢侈品”高昂的成本決定了從開工起,就需要一個良好的價格機制,以保證其投資收益。

當時國內還處在“一廠一價”的年代,每個電廠的價格都要單獨核定。

廣州抽蓄電站采用了租賃制。1990年12月19日,經原國家計劃委員會批準,廣州抽水蓄能電站聯營公司與香港中華電力有限公司簽署《有關購置廣州抽水蓄能電站的使用權與該有關的輸電設施相應的使用權合同》,約定一期工程售賣容量60萬千瓦的使用權問題。

《工業志》里評價,這對廣東的經濟效益十分顯著,不僅解決一期工程外資償還本息問題,外匯余額還可以沖抵建設時期部分內資和二期工程的部分資本金,并用于滾動發展。

1997年建成的十三陵抽水蓄能電站則由電網統一經營,作“車間”管理,投資貸款通過地區售電的平均加價予以解決。

而天荒坪項目決定嘗試一條新的路徑:兩部制電價。

參與制定方案的當事人在一篇題為《兩部制電價在抽水蓄能電站的運用》的文章中做了闡述。當時兩部制電價應用在國際上已經比較常見,國內卻幾乎沒有案例,甚至也沒有人有設計兩部制電價的經驗。后來,經世界銀行推薦,美國BDR咨詢公司為天荒坪項目提供了電價設計咨詢服務。

1998年,國家計委批準了天荒坪電站兩部制上網電價。公開信息顯示,天荒坪是中國最早運用兩部制電價的抽蓄電站。

兩部制電價由容量電價和電量電價構成。不過當時容量電價與電量電價的具體設計與現在不同,對于天荒坪電站來說,容量電價的基礎是固定成本,電量電價則主要由變動成本組成,按實際上網電量計費。

除了發電,抽蓄機組還需要用電抽水,當時按照電網當年計劃燃料成本加500kV線路網損確定。這個抽水電價是在“廠網分開”改革之前確立下的,從1998年一直實施到2005年才取消。此后,抽水電價按照正常上網電價收取。

據當事人撰文回憶,華東電網公司一開始也考慮過參照常規機組,實行單一制上網電價。但是,在這種情況下,電站發電量越多,效益才越高,抽水蓄能電站反而不愿意參與調峰,不利于發揮其價值。峰谷電價也是備選項,這種方法可以反映抽水蓄能電廠的高峰電能效用,但體現不出填谷、事故備用等效用,因此也被舍棄了。

在兩部制價格機制下,天荒坪抽水蓄能電站從投運第四年開始盈利,取得了很好的經濟效益。天荒坪開始盈利的第二年初,也就是2002年,國家計委又準許湖北天堂抽水蓄能電站采用兩部制電價。

2002年電力體制啟動,隨著電改5號文的發布,“廠網分開”成為主題。在龐大的電力體系中,裝機容量僅占個位數份額的抽水蓄能電站開始隨著變革的潮流沉浮。

劃歸電網,規劃目標提速

“多元投資,一站一價”的模式在2002年以后淡出了視線。

2004年1月12日,國家發改委發布《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》(發改能源﹝2004﹞71號)(下稱“71號文”)明確:抽水蓄能電站主要服務于電網,為了充分發揮其作用和效益,抽水蓄能電站原則上由電網經營企業建設和管理,具體規模、投資與建設條件由國務院投資主管部門嚴格審批,其建設和運行成本納入電網運行費用統一核定。

廣州蓄能電站就留在了電網。

深圳市原副市長張思平2014年接受《中國能源報》采訪時提到,電力系統對廠網分開沒有很大的抵觸情緒,廣東省電網只留下了一個抽水蓄能電站。他當時提出,抽水蓄能電站實際上也是可以分離的,晚間用電便宜點,白天用電貴點,通過經濟手段完全可以滿足電力調度需求。但由于部分業內人士對電網安全、調度安全的疑慮,尤其是抽水蓄能電站還保障著核電運營的安全,就將其留在了電網。

中國華能集團的一位業內人士曾發表論文認為,抽蓄在電力體制改革的機構劃分中,被行政性地劃給了電網系統。改革對抽蓄進行定位,總體上看,會對抽蓄的發展產生積極作用,促進了抽蓄與電網的內在利益機制聯系,這種內在的利益關系用完全的市場方法難于準確、客觀定位和定量評價,因而起碼在機制上保證了網內抽蓄作用的發揮。

71號文下發之后,抽蓄電站的投資方紛紛退股,電網公司漸漸將建設、運營權統一起來。

2005年3月,國家電網成立了國網新源公司,由國家電網全資控股,以調峰調頻電源建設運營為主營業務。相關資料記載,2007年11月20日,國家電網公司召開加強火電、抽水蓄能機組管理工作會議,決定將原為各省公司所屬抽蓄電廠全部劃入國網新源控股有限公司實施集中管理,其中包括8家原來就由國網系統投資運營的電廠。

在2007年企業劃轉之前,抽蓄電廠多屬于某區域或省級電網公司全資下屬企業,執行“車間式”管理,企業運營成本和創造的效益均納入整個電網中考慮,但在劃轉之后,需要明確它們的運營成本及收益。

南方區域抽蓄電站也在陸續劃歸電網。

2009年,深圳能源集團旗下上市公司深圳能源發布公告:掛牌轉讓正在籌建的深圳抽水蓄能電站。深蓄電站項目位于深圳市東部鹽田區和龍崗區交界,總裝機規模120萬千瓦,是廣東省和深圳市電力系統調峰填谷、調頻調相以及緊急事故備用電站。2001年,經深圳市規劃局同意,深能集團正式開展電站的前期工作。

在2009年轉讓深圳抽水蓄能電站的公告中,深圳能源表示:受71號文影響,“公司建設經營深蓄電站的效益將由此受經營管理模式與國家電價政策的制約,獨立建設經營深蓄電站效益將存在較大的不確定性。為規避項目長期效益的風險,公司以公開掛牌方式轉讓深蓄電站項目。”

深圳能源2009年年報顯示,截至 2009 年 12 月 31 日止,公司對深圳抽水蓄能電站已投入的資金約為人民幣 2億元。最終,深圳能源以2.71億元將電站轉讓給南方電網公司。

上述業內人士指出,國內抽水蓄能的建設運營體制和常規水電一樣,基本為有限責任公司模式,電站建成后要與電網建立經濟關系,這和以往的車間運行模式有本質差異。計劃經濟時期,抽蓄的建設是建立在單純系統安全穩定的條件下考慮;市場經濟時期,對抽蓄綜合經濟性的認識成為促進發展的根本性問題,但由于電力商品的特殊性,其價格不能完全由市場調控,政策性電價體系就起著實質性的主導作用。

在劃歸電網后,抽蓄迎來了集中投資建設期。

河北張家灣、山東泰安、山西西龍池、浙江桐柏、江蘇宜興、湖南黑麋峰等多個百萬千瓦級別的大型抽水蓄能電站在這一時期投產。廣東清遠、江西洪屏、江蘇溧陽、浙江仙居、福建仙游、安徽響水澗、內蒙古呼和浩特等抽水蓄能電站相繼開工。

不過,根據《可再生能源發展“十一五”規劃》,抽水蓄能的發展目標是2000萬千瓦,到2010年規劃目標并沒有完成。根據《水電發展“十二五”規劃》披露的數據,“十一五”期間,全國新增抽水蓄能電站994.5萬千瓦,截至2010年底,中國抽水蓄能裝機容量達到1694.5萬千瓦。

“十二五”時期,國家又為抽水蓄能定下裝機容量達到3000萬千瓦,以及開工4000萬千瓦的目標。這一次目標還是沒有完成。到2015年底,抽水蓄能電站裝機容量數據為2303萬千瓦,開工規模也只達到規劃目標一半左右。

由于難以完成規劃目標,抽水蓄能給外界留下了建設緩慢的印象。

水電水利規劃設計總院副總工程師王化中告訴eo,造成這一現象的因素是多方面的,包括開發市場主體單一,抽水蓄能電站電價機制不健全,部分項目前期工作推進困難等等。而電價機制是其中最主要的因素。

單一制電價憂慮

在確定電網為抽蓄電站投資主體后,幾乎沒有新的抽水蓄能電站再執行兩部制電價。

天荒坪兩部制方案設計參與者撰文回憶,兩部制的優點在于既有利于吸引投資,也有利于電網靈活調度。但兩部制的缺點也十分明顯:“電網承擔了市場預測風險且計量計費系統比較復雜”。

南方區域一座抽水蓄能電站相關負責人也曾撰文寫道:“由于我國電力市場剛剛起步,容量價格體系尚未建立。客觀、公正準確地確定蓄能電站的容量價格是十分困難的。”

2007年 7月,國家發改委發布《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》(發改價格﹝2007﹞1517號),明確了新的抽水蓄能電站電價思路。

文件指出,71號文后審批的抽水蓄能電站,由電網經營企業全資建設,不再核定電價,其成本納入當地電網運行費用統一核定;71號文前審批但未定價的抽水蓄能電站,作為遺留問題由電網企業租賃經營,租賃費原則上由電網企業消化50%,發電企業和用戶各承擔25%。發電企業承擔的部分通過電網企業在用電低谷招標采購抽水電量解決;用戶承擔的部分納入銷售電價調整方案統籌解決。

在為桐柏、泰安抽蓄電站核定租賃費后,2008年,國家發改委又分兩批,為河南寶泉、河北張河灣、山西西龍池、廣東惠州、江蘇宜興、安徽瑯琊山抽水蓄能電站等六座電站核定了租賃費。同年,“租賃費”改名為“容量電費”。

湖南黑麋峰電站就經歷了這種單一容量電費分攤模式。

2009年,由五凌公司(廠網分離后被劃歸當時的中國電力投資集團公司旗下)承建的湖南黑麋峰抽水蓄能電站投運。和同年轉讓的深蓄電站比起來,黑麋峰的命運要坎坷許多。

eo記者早前報道,出于為當時集團擬建的小墨山核電站調峰考慮,中電投并未將這個未建成的項目移交給國網公司,而是成為了“廠網分開”后第一個發電企業獨資的抽蓄電站。只是投運后的三年間,黑麋峰都處境尷尬。

71號文并沒有禁止電網企業以外的主體投資抽蓄電站。文件指出,發電企業投資建設的抽水蓄能電站,要服從于電力發展規劃,作為獨立電廠參與電力市場競爭。但由于缺乏適合的市場環境和價格機制,落地項目極少。

2012年,國家發展改革委下發《關于黑麋峰抽水蓄能電站電價問題的通知》,最終拍板黑麋峰電站的電費解決方法:執行容量電費政策,每年的容量電費總計為4.84億元。這筆4.84億的費用,由電網公司承擔50%,發電企業承擔25%,用戶承擔剩下的25%。

但多年以來,發電企業一直沒有支付這25%,也暫無打算支付。在多次協調會上,發電企業認為,一是企業本身經營存在困難,二是火電廠具有一定的調峰能力,并不一定需要抽水蓄能電站。當然,影響最大的原因還是2012年湖南省取消了峰谷電價的政策。2011年全國遭遇“電荒”,在發電企業看來,不管是發高峰電還是低谷電,經營成本都是一樣的,在他們的集體訴求下,湖南省取消了峰谷分時電價的政策。這使得抽蓄電站再也無法實現低買高賣了。

一位江蘇抽水蓄能電站相關負責人曾直言,不管是電網自己建設的抽水蓄能電站還是歷史遺留下的發電企業蓄能機組,如果沒有明確的峰谷電價,沒有競價上網,體現抽水蓄能經濟效益將是空談。

2013年,國網新源公司最終全資收購了湖南黑麋峰抽水蓄能電站。在“回歸”電網之后,黑麋峰電站基本僅服務于電網穩定性,抽水電價與發電電價都可以不與電網結算。但虧損還在繼續。

河南回龍、北京十三陵和安徽響洪甸抽水蓄能電站則執行單一電量電價。這類電站擁有比常規水電高的上網電價,有一個相對較低的抽水電價或者沒有抽水電價。比如河南回龍抽水蓄能電站,當時的上網電價為0.65元/千瓦時,抽水電價為0.213元/千瓦時。

2015年國家能源局發布的《華北華東區域抽水蓄能電站運營情況監管報告》(下稱《報告》)對這種單一制電價機制做出了評價:執行單一容量電價的抽蓄電站收入來自固定容量電費,電站收益與機組利用率基本無關,機組運行時間增加反而會提高運營成本,抽蓄電站缺乏發電積極性。

這份報告披露,當時華北、華東區域共9家抽蓄電站執行單一容量電價,2014年1-9月平均發電利用小時僅為439小時,與執行單一電量電價和兩部制電價的抽蓄電站差距明顯。其中,山西西龍池電站、河北張河灣電站發電利用小時數甚至低于300小時。

單一電量電價的效果則正相反:單一電量電價造成抽蓄電站效益過度依賴抽發電量,導致抽蓄電站調用頻繁、多發超發。此類抽蓄電站沒有固定容量電費收入,只能通過抽發電量盈利,個別電站利用小時數明顯偏高。

報告顯示,當時全國實行單一電量電價的抽蓄電站共有4家,年平均發電利用小時數為1600小時左右,遠高于國內抽蓄電站平均水平,個別電站甚至違背了抽蓄電站調度運行導則規定的年度發電利用小時不超過設計值的原則。

要么不愿用,要么過度用,單一制電價下抽蓄電站顯得有些尷尬。

 

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