傅玥雯/文

《国家发改委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》至今已发布一年，《意见》明确指出了要适度加快抽水蓄能电站建设步伐，提出了到2025年全国抽水蓄能总装机约1亿千瓦的目标。但受制于各种因素，目前已投产的只有2200万千瓦，并且总体运行效率不高，部分企业缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性。业内人士指出，“十二五“抽蓄3000万千瓦的目标恐怕难以完成。

火电调峰使抽蓄利用率下降

中国水力发电工程学会理事长张基尧在中国水力发电工程学会七届四次理事会上指出，虽然这两年水、火装机均投产较多，但火电机组发电容量仍占了我国电力总容量的70%以上，火电项目核准和建设的增长势头尚没有根本改变，电力结构调整进展缓慢。水电经过近几年快速发展，一大批大型水电站集中建成投产，但目前增速已经放缓。目前水电在建规模仅为4200多万千瓦，项目核准速度不能满足规划目标及开工要求，要完成到2020年常规水电和抽水蓄能总装机4.2亿千瓦的目标困难不小。

“南方电网区域内的水电比重较大，虽然目前全国包括南方电网区域的发电量和负荷增长都在下降，甚至南方区域一些省份出现了电量负增长，近年来西电东送的负荷和电量仍在增长。”南方电网基建部副主任关雷提出，“从去年开始，广东电网区域内的火电利用小时数已降至4000小时，云南电网部分火电利用小时数不足2000小时，很多时候火电已经承担了南方区域的调峰，致使南方区域内抽水蓄能电站使用率不断降低。”

对此，中国水力发电工程学会常务副理事长兼代秘书长李菊根则认为，火电是区域性电站，输送距离短，减少了70%的电网输送价格。现在电网建设的资金巨大，输送价格昂贵，且火电建设还需考虑煤炭的亏损及铁路运输发展。如此一来，火电参与调峰必然威胁抽水蓄能电站发展。

“作为最大的发电企业，华能集团去年的发电量增长率为负4%，今年截至目前约为负5%，云南今年发电量增长率比去年低9%，四川比去年低2%，新投产的水电基本亏损。目前我国能源各个品种都有单项规划，且各个能源品种发展速度都很快。对于火电来说，今年的煤炭价格下降了30%，火电审批权下放至地方之后，一些项目我们也不愿意干，但不干地方政府就要把项目收走。如此而来，结构调整压力越来越大。”华能集团基建部副主任晏新春说。

“近年来，我国发电装机增长迅速，抽水蓄能电站所占容量比例几乎可以忽略不计，抽水蓄能电站对全系统调峰的贡献总体看非常有限。而相较于抽水蓄能电站，一些高能效的火电机组调峰成本更低，一定程度影响了抽水蓄能电站功能的发挥。”一位业内人士向本报记者表示。

抽蓄能力宜与清洁能源主体直接交易

据国家电网公司总经理助理、中国水力发电工程学会副理事长喻新强介绍，今年国家电网陆续开工了六座抽水蓄能电站。目前国家电网运行抽水蓄能电站19座，容量1646万千瓦；在建电站12座，容量近1800万千瓦。根据规划，国家电网2025年抽水蓄能投产容量将达到5251万千瓦，要储备近3千万千瓦的容量，因此，“十三五”期间，国家电网将开工20座5550万千瓦抽水蓄能电站。

“目前，除了电网公司之外，其余的发电公司和社会资本也可以建设抽水蓄能电站。在新一轮电力体制改革中，电网的定位是‘高速公路’，只收过网费，那么抽水蓄能的建设运行成本是否能纳入到输配电价的准许成本中？如果纳入，发电公司建设的抽水蓄能电价又应如何核定？”关雷进一步说。

“值得注意的是，目前抽水蓄能电站实际运行小时数远远低于设计利用小时。2014年，国网抽蓄电站的运行小时数为1448小时，而设计运行却是3554小时，电价机制对运行小时的影响很大。”喻新强接着说，“在目前的四种电价机制中，采用容量电费的有12座，占比78%，其运行小时仅有1325小时。”

根据国家能源局今年上半年公布的《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》，目前实行单一容量电价的抽水蓄能电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本。如华北、华东共9家抽蓄电站执行单一容量电价，2014年前三季平均发电利用小时仅为439小时，与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。而采用单一电量电价的抽水蓄能电站效益则过度依赖抽发电量，导致抽蓄电站调用频繁、多发超发，个别电站利用小时数明显偏高。例如，全国实行单一电量电价的抽蓄电站共有4家，年平均发电利用小时数为1600小时左右，远高于国内抽蓄电站平均水平。

《报告》还指出，《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》提出要在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价。但相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确。

“新建的电站采用的是两部制电价，其它电站向两部制电价过渡的工作正在进行中。”国网新源人士此前告诉本报记者。

“目前租赁制的抽水蓄能电站容量占比最高，再加上抽水蓄能电站基本都是电网企业资产，电力调度机构执行的并网运行管理不考虑运行水平高低与收益的多寡。投资回报机制和调度体制制约抽水蓄能电站发挥作用。”上述业内人士对本报记者表示，“此外，应鼓励将抽水蓄能项目和大型新能源项目打捆核准，鼓励大型新能源项目业主自行投资建设抽水蓄能电站，使抽水蓄能机组的调峰调频能力主要通过直接交易出售给清洁能源市场主体，余量用于负荷侧辅助服务。将抽水蓄能电站的运行水平与其收益挂钩，研究制定抽水蓄能电站并网运行考核办法。总体来看，要建立起科学的规划机制和合理的投资回报机制。”

（来源：中国能源报）