抽水蓄能电站发展需闯“电价关”

电力18讯：    
　　据记者了解，抽水蓄能电站是电力系统中的重要调峰和储能设施。随着电力系统的扩大以及新能源的开发，在未来发展中，抽水蓄能电站将在优化能源结构、促进新能源开发利用和保护生态环境方面发挥越来越重要的作用。

　　“尽管当前取得了一定成绩，但是由于电价等核心问题仍然没有理顺，所以抽水蓄能电站发展仍然不够理想。”在近日举办的“2015中国水电发展论坛”上，水电水利规划设计总院(以下简称“水电总院”)党委书记、副院长彭程表示，“为了加快抽蓄水电站建设开发，我建议要尽快出台电价政策细则，创新建设管理体制，解决建设进度与发展需要不适应、运行效益发挥不充分等问题。”

　　意义重大

　　去年发展规模创新高

　　我国能源结构目前呈现向清洁化、低碳化发展趋势。根据相关规划，我国非化石能源在能源消费中的比例从2020年15%要上升到2050年的38%以上。

　　“为适应能源结构调整，就需要大规模开发风电、太阳能等清洁能源。但是风能、太阳能等可再生能源发电具有不连续、不稳定、不可控的特性，一旦规模扩大就会对电网产生巨大冲击。”彭程介绍说，“为适应新能源的开发建设，需要加强电网‘弹性’，加快建设一批抽水蓄能电站。”
　　据介绍，随着经济社会发展，电力系统十分庞大，需要有调频、调相、黑启动等电源装置，抽水蓄能电站因为运行灵活、反应快速而成为首选。它是保障电力系统安全稳定运行的特殊电源，也是目前最具经济性的大规模储能设施。

　　不仅如此，由于我国幅员辽阔，且资源分布不均。西部地区水能、风能、煤炭资源较为丰富，需要实施西电东送。这些西电东送项目一般具有输电距离长、输电规模大等特点，为保障西电东送的安全可靠运行，在受端也需要配套一定规模的抽水蓄能电站。

　　据记者了解，近年来，我国抽水蓄能电站的建设步伐呈现加快趋势，据水电总院数据，截至2014年年底，全国已经建成24座抽水蓄能电站，总装机容量2181万千瓦，占全国水电总装机比重约7.2%。

　　“目前，我国抽水蓄能电站的设计、施工和制造水平不断提升，已形成了较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系，相继建成了广州、天荒坪、泰安、惠州、仙游等一批具有世界水平的抽水蓄能电站。”彭程介绍说。

　　为了进一步推动抽水蓄能电站的发展，2014年国家密集出台了包括《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》《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》等一系列有关抽水蓄能建设管理体制和电价机制等相关政策，为抽水蓄能的加快开发奠定较好基础。

　　“政策的密集出台，表明了国家对抽水蓄能电站的建设持积极态度。”彭程对记者表示，“在政策支持下，2014年全国核准开工抽水蓄能电站5座，规模660万千瓦，核准开工个数和规模都达到历史新高。”

　　进度落后

　　电价机制影响发展

　　抽水蓄能电站发展势头良好，但问题依然存在。我国《能源发展“十二五”规划》提出，“十二五”期间抽水蓄能开工规模4000万千瓦，2015年年底抽水蓄能装机规模3000万千瓦，2020年年底要达到7000万千瓦。

　　“据我们统计，我国‘十二五’前四年抽水蓄能开工规模为1460万千瓦，2015年最大可能开工规模935万千瓦，‘十二五’期间总开工规模预计2395万千瓦，仅完成规划目标的60%。”彭程披露的数字表明了抽水蓄能电站的发展并不是很理想。


在投产规模方面，水电总院给出的数据同样不容乐观：结合当前的工程建设进度分析，2015年、2020年抽水蓄能电站投产规模分别为2335万千瓦、3500万千瓦，仅能完成规划目标的78%和50%。

　　“抽水蓄能电站的电价形成机制未理顺，这是抽水蓄能发展的核心问题。”彭程明确表示，“电价机制理不顺，企业的积极性就不高，进而导致抽水蓄能电站的进度就相对缓慢。”

　　据记者了解，抽水蓄能电站具有的强大调峰作用，对整个电力系统的平稳运行至关重要，所以推动抽水蓄能电站建设，对于发电公司和电网公司而言，都具有重要意义。

　　由于客观因素，发电公司和电网公司对费用问题一直争执不下，2004年，为了避免利益纷争，国家提出不再核定电价，而由电网企业全资建设。此后，抽水蓄能电站的建设权由两大电网掌握，虽然一定程度上缓解了矛盾，但合理的价格机制问题却依然未决。

　　为了尽快推动抽水蓄能电站建设，2014年7月，国家出台了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(以下简称《通知》)，明确在电力市场形成前，抽水蓄能电站实施两部制电价，并且鼓励通过市场方式确定电价。

　　由于该措施保证了投资成本，曾一度被认为是抽水蓄能电站再度“迎来春天”的标志。

　　“但该《通知》文中对抽水蓄能电站费用回收方式的规定较为笼统、实施起来较为困难。文中明确了相对抽水蓄能电站投资水平和固定运行费用的容量电价和相对抽发损耗的电量电价，且在电网成本中统一核算，与抽水蓄能电站的实际价值链不吻合，市场活力不足。”彭程解释道，“这意味着在销售电价不调整情况下，电网经营企业付给抽水蓄能电站的运行费用仍然由电网企业自己负担，无法输导给相关受益方，所以电网企业依旧缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性，更谈不上其它投资主体的积极性。”

　　形势紧迫

　　亟须落实政策出细则

　　“我国未来风能、太阳能、核电等新能源和可再生能源的比例将大幅提高，这对抽水蓄能电站发展提出了更高要求。”彭程说道，“根据国家发展改革委最新要求，到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量要达到1亿千瓦以上，占全国电力总装机的比重要达到4%左右。”

　　形势紧迫，留给抽水蓄能电站的时间并不是很多。

　　“我建议尽快制定抽水蓄能电站电价实施细则，组织电价实施试点工作，重点研究抽水蓄能电站的价格机理和效益实现方式。”电价问题是彭程强调的重中之重。

　　据记者了解，去年11月份发布的《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》(以下简称《意见》)中已经明确提出，要选择浙江、内蒙古、海南等省份，深入开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，体现电力系统多方受益的电站价值，落实“谁受益、谁承担”的市场经济规则。

　　在建设管理体制方面，该《意见》提出，要有序推进抽水蓄能电站市场化改革，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。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。

　　“当前抽水蓄能电站发展仍然落后于规划，为适应我国抽水蓄能电站开发建设需要，考虑到蓄能电站建设的合理工期，有必要尽快组织新一轮的选点规划工作。”彭程进一步解释道。

　　同时，由于抽水蓄能电站一般具有水头高、装机大等特点，技术难度相对较大，所以前期工作也需要加强：一方面要求设计单位要加大前期勘测设计的深度和力度，优化设计方案;另一方面是要发挥技术中介部门的力量，集思广益，对技术方案进行充分论证，以保障项目更加安全、经济。

　　“作为水电行业技术管理单位，水电总院会顺应形势要求，积极做好相关技术服务工作。”彭程最后表示，“在国家能源局等相关单位的支持下，我们会全力推动抽水蓄能电站的健康快速发展。”