“能源局公布抽水蓄能电站监管报告 华北华东存在诸多问题”

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经过记者的本金从北京出发

分布式发电监管报告公布后，华北、华东两地抽水蓄能电站的相关监管情况也对外公布。

昨天( 5月19日)，国家能源局发布了《华北华东地区抽水蓄能电站运营状况监督管理报告》(以下简称《报告》)，明确了华北、华东两地区抽水蓄能电站的运营现状。

《报告》指出，目前配套电厂发展迅速，部分项目建设滞后，建设周期长，不必要的建设价格增加，配套电厂运营费用被推高。

个别工程将于4年后完成

能源局发布的调查报告显示，华东和华北地区整体蓄电厂发展迅速滞后不容乐观。

截至去年9月底，我国已建成23套蓄电设备，装机容量2151万千瓦。 能源局此次监管评选的华北、华东地区、吸蓄电厂共有14家，占全国60.8%的装机容量为1133万千瓦，占全国52.7%。

能源局表示，从总体上看，华北华东地区的储能设备基本满足电网安全运行的需要，在一定程度上减少了弃风弃水，促进了节能减排，对电力系统的整体优化起到了积极的作用。 ”

《每日经济信息》记者了解到，在高峰期填谷和调频方面，华东地区蓄电厂可提供峰值发电能力706万千瓦、谷扬水电能力733万千瓦，理论上最大峰值能力达到1439万千瓦，年华东地区平均用电峰值

但该报告的分解显示，目前配套电厂发展迅速，部分项目建设滞后，建设周期长，不必要的建设价格增加，配套电厂运营费用上升。

内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站于2006年8月26日通过项目批准，设计工期51个月。 由于资金不足，项目于2007年11月停止运营，至2009年11月项目未恢复建设。 目前，只有两台机组并行试运行，延误建设时间4年，项目建设价从49.34亿元增加到56.43亿元。

《报告》建议，在建设批准新的蓄电设备时，引入效果评价机制，综合判断现有蓄电设备的实际利用效果。

并要落实投资主体责任，加强电网、电厂审批刚性约束，限制长期未落实、改进不充分的公司实施项目。

市场化的电费还没有形成

蓄电设备投资主体的单一问题也在这次监管中引起了能源局的观察。

据了解，目前全国共建设23家电网公司，其中电网公司控制21家，华北、华东地区14家电网公司中只有2家由非电网公司控制，投资运营主体多为电网公司，其他投资主体难以进入。

对此《报告》提出，鼓励社会资本投资，促进蓄电设备投资建设市场化，研究推广蓄电设备与核电、风力发电等项目的协调配套投资和运营管理模式，实现项目的联合优化运行。

在“新电改革”中，配电价格改革是其中重要的一环，但在能源局的监管中，发现电价机制也存在诸多弊端。

根据能源局的监督管理情况，两个地区中，实施9个单一容量电价的蓄电设备每年1~9月的平均发电利用时间为439小时，与实施其他两个电价体系的蓄电设备存在明显差异。 其中，山西西龙池电厂和河北张河湾电厂发电利用时数不足300小时。

但是，目前全国实行单一电价的4座蓄电发电站年平均发电利用时间为1600小时左右，远远超过了国内蓄电发电站的平均水平，各个发电站的发电利用时间也不超过蓄电发电站的日程运行方针规定的年发电利用时间

能源局认为，单容量电价缺乏激励机制，电厂发电意愿不高； 单电价呼叫蓄电厂频繁，多发超发； 两种电价机制仍需细化落实。

事实上，这次监管中发现的问题不仅仅是电费。 能源局此次监管发现，招投标竞价方法、电价估算方法、工作时间节点、各方责任等尚未确定，两地制电价推广工作未取得实质性进展。

对此，《报告》建议，价格主管部门积极探索市场化机制，通过投资主体竞争降低建设价格，形成市场化的容量电价。 通过辅助服务补偿和调峰交易手段，形成市场化的电价，实现常规电源和蓄电厂的互利共赢。