據記者了解，抽水蓄能電站是電力系統中的重要調峰和儲能設施。隨著電力系統的擴大以及新能源的開發，在未來發展中，抽水蓄能電站將在優化能源結構、促進新能源開發利用和保護生態環境方面發揮越來越重要的作用。

“盡管當前取得了一定成績，但是由于電價等核心問題仍然沒有理順，所以抽水蓄能電站發展仍然不夠理想。”在近日舉辦的“2015中國水電發展論壇”上，水電水利規劃設計總院(以下簡稱“水電總院”)黨委書記、副院長彭程表示，“為了加快抽蓄水電站建設開發，我建議要盡快出臺電價政策細則，創新建設管理體制，解決建設進度與發展需要不適應、運行效益發揮不充分等問題。”

意義重大 去年發展規模創新高

我國能源結構目前呈現向清潔化、低碳化發展趨勢。根據相關規劃，我國非化石能源在能源消費中的比例從2020年15%要上升到2050年的38%以上。

“為適應能源結構調整，就需要大規模開發風電、太陽能等清潔能源。但是風能、太陽能等可再生能源發電具有不連續、不穩定、不可控的特性，一旦規模擴大就會對電網產生巨大沖擊。”彭程介紹說，“為適應新能源的開發建設，需要加強電網‘彈性’，加快建設一批抽水蓄能電站。”

據介紹，隨著經濟社會發展，電力系統十分龐大，需要有調頻、調相、黑啟動等電源裝置，抽水蓄能電站因為運行靈活、反應快速而成為首選。它是保障電力系統安全穩定運行的特殊電源，也是目前最具經濟性的大規模儲能設施。

不僅如此，由于我國幅員遼闊，且資源分布不均。西部地區水能、風能、煤炭資源較為豐富，需要實施西電東送。這些西電東送項目一般具有輸電距離長、輸電規模大等特點，為保障西電東送的安全可靠運行，在受端也需要配套一定規模的抽水蓄能電站。

據記者了解，近年來，我國抽水蓄能電站的建設步伐呈現加快趨勢，據水電總院數據，截至2014年年底，全國已經建成24座抽水蓄能電站，總裝機容量2181萬千瓦，占全國水電總裝機比重約7.2%。

“目前，我國抽水蓄能電站的設計、施工和制造水平不斷提升，已形成了較為完備的規劃、設計、建設、運行管理體系，相繼建成了廣州、天荒坪、泰安、惠州、仙游等一批具有世界水平的抽水蓄能電站。”彭程介紹說。

為了進一步推動抽水蓄能電站的發展，2014年國家密集出臺了包括《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》《國家發展改革委關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》等一系列有關抽水蓄能建設管理體制和電價機制等相關政策，為抽水蓄能的加快開發奠定較好基礎。

“政策的密集出臺，表明了國家對抽水蓄能電站的建設持積極態度。”彭程對記者表示，“在政策支持下，2014年全國核準開工抽水蓄能電站5座，規模660萬千瓦，核準開工個數和規模都達到歷史新高。”

進度落后 電價機制影響發展

抽水蓄能電站發展勢頭良好，但問題依然存在。我國《能源發展“十二五”規劃》提出，“十二五”期間抽水蓄能開工規模4000萬千瓦，2015年年底抽水蓄能裝機規模3000萬千瓦，2020年年底要達到7000萬千瓦。

“據我們統計，我國‘十二五’前四年抽水蓄能開工規模為1460萬千瓦，2015年最大可能開工規模935萬千瓦，‘十二五’期間總開工規模預計2395萬千瓦，僅完成規劃目標的60%。”彭程披露的數字表明了抽水蓄能電站的發展并不是很理想。

在投產規模方面，水電總院給出的數據同樣不容樂觀：結合當前的工程建設進度分析，2015年、2020年抽水蓄能電站投產規模分別為2335萬千瓦、3500萬千瓦，僅能完成規劃目標的78%和50%。

“抽水蓄能電站的電價形成機制未理順，這是抽水蓄能發展的核心問題。”彭程明確表示，“電價機制理不順，企業的積極性就不高，進而導致抽水蓄能電站的進度就相對緩慢。”

據記者了解，抽水蓄能電站具有的強大調峰作用，對整個電力系統的平穩運行至關重要，所以推動抽水蓄能電站建設，對于發電公司和電網公司而言，都具有重要意義。

由于客觀因素，發電公司和電網公司對費用問題一直爭執不下，2004年，為了避免利益紛爭，國家提出不再核定電價，而由電網企業全資建設。此后，抽水蓄能電站的建設權由兩大電網掌握，雖然一定程度上緩解了矛盾，但合理的價格機制問題卻依然未決。

為了盡快推動抽水蓄能電站建設，2014年7月，國家出臺了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(以下簡稱《通知》)，明確在電力市場形成前，抽水蓄能電站實施兩部制電價，并且鼓勵通過市場方式確定電價。

由于該措施保證了投資成本，曾一度被認為是抽水蓄能電站再度“迎來春天”的標志。

“但該《通知》文中對抽水蓄能電站費用回收方式的規定較為籠統、實施起來較為困難。文中明確了相對抽水蓄能電站投資水平和固定運行費用的容量電價和相對抽發損耗的電量電價，且在電網成本中統一核算，與抽水蓄能電站的實際價值鏈不吻合，市場活力不足。”彭程解釋道，“這意味著在銷售電價不調整情況下，電網經營企業付給抽水蓄能電站的運行費用仍然由電網企業自己負擔，無法輸導給相關受益方，所以電網企業依舊缺乏建設和調度抽水蓄能電站的積極性，更談不上其它投資主體的積極性。”

形勢緊迫 亟須落實政策出細則

“我國未來風能、太陽能、核電等新能源和可再生能源的比例將大幅提高，這對抽水蓄能電站發展提出了更高要求。”彭程說道，“根據國家發展改革委最新要求，到2025年，全國抽水蓄能電站總裝機容量要達到1億千瓦以上，占全國電力總裝機的比重要達到4%左右。”

形勢緊迫，留給抽水蓄能電站的時間并不是很多。

“我建議盡快制定抽水蓄能電站電價實施細則，組織電價實施試點工作，重點研究抽水蓄能電站的價格機理和效益實現方式。”電價問題是彭程強調的重中之重。

據記者了解，去年11月份發布的《國家發展改革委關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》(以下簡稱《意見》)中已經明確提出，要選擇浙江、內蒙古、海南等省份，深入開展抽水蓄能建管體制和運營機制創新改革研究，體現電力系統多方受益的電站價值，落實“誰受益、誰承擔”的市場經濟規則。

在建設管理體制方面，該《意見》提出，要有序推進抽水蓄能電站市場化改革，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制。在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主。

“當前抽水蓄能電站發展仍然落后于規劃，為適應我國抽水蓄能電站開發建設需要，考慮到蓄能電站建設的合理工期，有必要盡快組織新一輪的選點規劃工作。”彭程進一步解釋道。

同時，由于抽水蓄能電站一般具有水頭高、裝機大等特點，技術難度相對較大，所以前期工作也需要加強：一方面要求設計單位要加大前期勘測設計的深度和力度，優化設計方案;另一方面是要發揮技術中介部門的力量，集思廣益，對技術方案進行充分論證，以保障項目更加安全、經濟。

“作為水電行業技術管理單位，水電總院會順應形勢要求，積極做好相關技術服務工作。”彭程最后表示，“在國家能源局等相關單位的支持下，我們會全力推動抽水蓄能電站的健康快速發展。”