抽水蓄能电站想要快速发展 如何做才能物尽其用

认识不足制约发展

虽然几十年来抽蓄电站在我国取得了稳步发展，但与逐年跳升的电力装机总量相比，发展速度仍显慢了些。根据国家发展改革委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，到2025年，全国抽蓄电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机比重4%左右。目前，全国抽蓄电站总装机容量仅为2151万千瓦，占全国电力总装机比重不到2%，离发展目标还有较大差距。

黄少中告诉记者，虽然国家近年来开工不少电站项目，但部分项目落实慢，建设周期长；还有部分抽蓄电站建设不及时，实际建设时间远远超过设计工期，增加了不必要的建设成本，也推高了抽蓄电站运营费用。

内蒙古呼和浩特抽蓄电站于2006年8月26日获得项目核准，设计工期51个月。由于资金不到位，项目于2007年11月停工，直至2009年11月项目才恢复建设。截至2015年6月24日，电站的4台机组刚全部投运，建成时间落后4年，项目建设成本由49.34亿元增加至56.43亿元。

“认识不到位是制约抽蓄电站发展的首要原因。”陈大鹏表示，目前社会各界对抽水蓄能电站的认识，依然局限于为电网提供安全稳定保障和调峰填谷功能上，忽视抽水蓄能电站对经济社会、对整个电力系统乃至能源结构调整的特殊贡献，导致抽水蓄能电站的发展比较缓慢。

认识不到位，还导致既有抽蓄电站效用未能充分发挥。“部分地区由于电力系统网源情况变化较大，以及电网与抽蓄电站发展不协调、建设不配套等原因，导致抽蓄电站投运后，运行需求不足，未能充分发挥相应作用。”黄少中透露。

例如，山西西龙池电站所在的晋北地区，由于风电快速增长、供热机组比例偏高等问题，4台机组中的2台一度在高峰时段不能全启顶峰发电，低谷时段不能全启抽水蓄能，难以充分发挥作用。截至记者发稿，在解决了相关技术难题后，山西西龙池电站已经可以实现4台机组全部启动进行抽水、发电，但即使4台机组全启顶峰发电或者抽水，仍难以满足风电快速发展的系统调峰需求。

此外，抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定，对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。同时，抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化，警戒水位的设定需要更加科学统筹调峰与备用间关系，以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。

合理价格机制尚未形成

不合理的电价机制是制约抽蓄电站发展和功能发挥的核心原因。目前，我国抽蓄电站主要实行3种价格机制——单一容量电价、单一电量电价、两部制电价（容量电价+电量电价）。“单一容量电价对抽蓄电站调用缺乏激励作用，导致机组利用率不高。”黄少中说，此类抽蓄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，因此，抽蓄电站缺乏发电积极性。

例如，华北、华东区域共9家抽蓄电站执行单一容量电价，2014年1至9月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。其中，山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。

执行单一电量电价往往又造成抽蓄电站效益过度依赖抽发电量，导致抽蓄电站调用频繁、多发超发。黄少中指出，此类抽蓄电站没有固定容量电费收入，只能通过抽发电量盈利，导致个别电站利用小时数明显偏高。

据记者了解，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，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。

此外，落实两部制电价的抽蓄电站数量极少。沙河抽水蓄能电站是江苏省首个投产的抽蓄电站，从建成起一直试行两部制电价。“两部制电价综合了容量电价和电量电价的优势。”电站总经理李贵桃透露，沙河电站执行该电价机制以来，年发电利用小时数稳定在1800小时左右，投资回报率高达10%。

不过从全国范围来看，更为合理的两部制电价也遇到推广难题。由于相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，致使两部制电价推进工作无实质性进展。

抽蓄电站由于缺乏合理的价格机制和评价标准，因而加大了企业投资经营难题，导致抽蓄电站市场化程度低，限制了抽蓄电站的快速发展。

目前，华北、华东区域14家抽蓄电站中仅2家由非电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。湖南黑麋峰抽蓄电站是国内唯一一家由发电企业全资建设的抽蓄电站。因电价不明确，租赁协议一直未能签订，电站亏损严重，难以正常运营。2013年3月，投资方湖南五凌电力公司将电站资产整体转让给国网新源控股有限公司。

“2008年以后建设的抽蓄电站大多执行单一容量电价，我们电站核准时，是按照净资产5%的回报率执行容量电价。这么低的收益率，对于国企来说正常运转没问题，但对于私营企业，这个收益率实在缺乏吸引力。”国网新源华东宜兴抽水蓄能有限公司总经理朱冠宏坦言。