編者按

2014年，抽水蓄能迎來密集政策利好。《國家發展改革委關於完善抽水蓄能電站價格形成機製有關問題的通知(發改價格[2014]1763號)》、《國家發展改革委關於促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見(發改能源[2014]2482號)》等政策相繼發布，業內也普遍認為，抽水蓄能電站未來可期。那麼，當前抽水蓄能發展現狀如何?又麵臨哪些阻礙?帶著這些問題，《中國能源報》記者日前專訪了水電水利規劃設計總院黨委書記、副院長彭程。

裝機比重較低

中國能源報：抽水蓄能電站在電力係統中的意義是什麼?

彭程：全社會用電包括工業用電、農業用電、居民生活用電等多種類型，受社會需求、自然規律、工業設備特點等多種因素綜合影響，不同的用電類型在每天不同時段的需求量會上下波動，這就形成了用電的高峰和低穀。比如每天早上7-9點，人們開始新一天的忙碌，這個時段的居民生活用電就出現了高峰;夜間12點後，忙碌一天的人們休息入睡，用電需求開始下降，出現了低穀。種種因素的綜合影響使得每天的電力需求不是一條直線，而是呈現出高峰、低穀交錯的形態。

對電力係統而言，為了保障人們在高峰時段用上電，同時保障低穀時段其他電源的穩定安全，就需要建設一種能在低穀抽水耗電、高峰放水發電的裝置，這樣就可以更好地保障電力係統的安全，這就是抽水蓄能電站。此外，電力係統十分龐大，還必須要有調頻、調相、黑啟動等電源裝置，抽水蓄能電站因為啟停靈活而成為首選。

近年來，風電等新能源迎來快速發展，風電的間隙性特性導致風電棄風現象頻發，同時也給電網運行帶來新的考驗，電網的迅速反應能力需要加強，這就要求配套建設具有較好調節能力的調峰裝置，抽水蓄能因其經濟、環保、低碳而成為首選。

總的來說，建設抽水蓄能電站對調整我國能源結構、保障電力係統安全穩定運行具有重要意義。

中國能源報：我們了解到，截至2014年底，我國抽水蓄能電站投產容量已達2181萬千瓦，約占全國電力總裝機的1.6%。這一比重遠低於日本的10%，也低於大多數裝機容量在1億千瓦的國家。那麼，抽水蓄能裝機容量的合理比重應該是多少?

彭程：關於抽水蓄能電站規模占電力係統總裝機的合理比重目前沒有定論。因不同的國家電力係統差異較大，不能簡單地進行比較。從部分裝機容量在1億千瓦以上的國家來看，一般認為5%左右相對合理。

開發進度嚴重滯後

中國能源報：《能源發展"十二五"規劃》提出，"十二五"期間我國抽水蓄能開工規模4000萬千瓦，2015年底抽水蓄能裝機規模3000萬千瓦，2020年底達到7000萬千瓦。目前的開工情況並不理想。

彭程：是的，實際情況相較於規劃的確有不小差距。"十二五"前四年抽水蓄能開工規模1460萬千瓦，2015年最大開工規模935萬千瓦，"十二五"總開工規模預計2395萬千瓦，僅完成"十二五"規劃目標的60%。

從工程建設進度看，2015、2020年抽水蓄能電站投產規模預計僅能達到2335萬、3500萬千瓦，僅完成"十二五"提出的規劃目標的78%、50%。從這些數據可以看出，"十二五"抽水蓄能的開工情況並不理想。

中國能源報：為何當初會製定這麼高的目標?

彭程：在擬定抽水蓄能電站"十二五"期間合理的開工目標及2020年發展目標時，國家能源局組織水電總院和國家電網公司等單位開展了大量的基礎研究工作。根據我們的研究成果，為滿足電力係統調峰需要、新能源開發建設需要和遠距離送電需要，2020年抽水蓄能電站的合理目標應該在0.7-1.1億千瓦之間。考慮到工程合理的建設周期等因素，當時選擇了較低的方案，即7000萬千瓦作為規劃目標，因為我國電網"彈性"較小，很難滿足我國能源結構和跨區域大電網的安全需求，需通過相關措施消除發展瓶頸，加快抽水蓄能電站發展。

電價形成機製是核心問題

中國能源報：建設速度嚴重落後於規劃的原因有哪些?

彭程：首先，電價形成機製未理順是抽水蓄能發展的核心問題。電價機製不理順，企業的積極性就不高，推動抽水蓄能電站的進度就相對緩慢。

其次，目前的開發主體較為單一，沒有形成有效競爭。與常規水電不同，抽水蓄能電站的開發建設仍主要集中在國家電網、南方電網兩家電網企業。受資金因素、體製因素等綜合影響，僅有的兩家公司建設抽水蓄能電站，其發展速度自然會受到影響。

中國能源報：最近國家也出台了抽水蓄能兩部製電價政策。那麼兩部製能否解決電價這一核心問題?還有哪些不足?

彭程：應該首先來看一下2014年國家發展改革委印發的《關於完善抽水蓄能電站價格形成機製有關問題的通知》內容，該《通知》明確提出，在電力市場化前，抽水蓄能電站實行兩部製電價，其中容量電價按照成本和合理收益原則核定，電量電價參考當地燃煤機組標杆上網電價執行，抽水電價按照當地燃煤機組標杆上網電價的75%執行。抽水蓄能電站的容量電費和抽發損耗納入當地省級電網(或區域電網)運行費用統一核算，並作為銷售電價調整因素統籌考慮。

可以說，當前的抽水蓄能價格形成機製較2004年有了較大進步，但仍然存在較大問題。文中明確了抽水蓄能電站的容量電費和抽發損耗僅作為銷售電價調整因素統籌考慮，而缺乏有效的針對性的措施。這意味著在銷售電價不調整的情況下，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，也就是說其價格形成機製與其價值鏈不吻合，電網企業依舊缺乏建設和調度抽水蓄能電站的積極性，更談不上刺激其他社會投資的積極性。這是困擾抽水蓄能電站的核心問題。如不解決，我國抽水蓄能電站的建設目標很難實現。

中國能源報：對於行業的健康發展，您有何建議?

彭程：第一，製定抽水蓄能電站電價實施細則。建議盡快組織實施電價試點工作，選擇有代表性的浙江、內蒙古、海南三個省區，重點研究抽水蓄能電站的價格機理和效益實現方式。

第二，出台招投標方式執行細則，確定項目業主。國家能源局明確采用招投標方式確定項目業主。為盡快推動社會資本進入抽水蓄能電站建設領域，應盡快出台招投標管理辦法、實施細則，並選擇部分項目作為試點推廣。

第三，在推動抽水蓄能加快發展的同時，要保證有序。根據需求，分期分批開展抽水蓄能的選點規劃工作，進一步強化國家對選點規劃的批複意見的法律效力，是有序開發抽水蓄能電站的根本，在選點規劃推薦站點內開展前期工作，進行項目核準，應成為剛性約束。國家把好規劃關，省級政府管好核準、開發權許可和工程驗收是未來抽水蓄能投資管理的新常態。與此同時，應認真地維護好長期形成的成熟技術管理體係，做到前期論證深入、技術先進、標準規範，後期質量有保證。

第四，啟動新一輪抽水蓄能電站選點規劃工作。根據我國能源發展方向和能源結構調整的需要，未來我國能源電力結構將發生較大變化，特別是在2030年以後，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。為保障電力係統安全穩定經濟運行，促進新能源發展和利用，需要合理配置一批啟停靈活、反應迅速、清潔低碳的抽水蓄能電站。為適應2030年我國抽水蓄能電站開發建設和投產需要，考慮到蓄能電站建設的合理工期，有必要組織新一輪的選點規劃工作。建議國家能源局組織水電水利規劃設計總院開展新一輪選點規劃籌備工作，並適時啟動。