抽水蓄能电站效益“看得见 摸不着” 新建目标恐难完成

资料图：溧阳抽水蓄能电站。 

　　《水电发展“十三五”规划》提出，“十三五”新开工抽水蓄能达到6000万千瓦。但记者近日在采访中了解到，进入“十三五”关键的第三年，这个目标能否完成仍然打着问号。 

　　统计显示，“十二五”我国抽蓄电站新开工规模为2090万千瓦，仅完成了“十二五”规划目标的52%。进入“十三五”，2016年新核准开工抽蓄电站7座，装机不到1000万千瓦，未完成年均1200万千瓦的目标。记者从业内专家处了解到，2016-2017年抽蓄电站新开工共计约1900多万千瓦，意味着未来三年至少还要新开工4100万千瓦抽蓄机组才能完成既定规划目标。 

　　多位接受记者采访的业内人士表示，虽然过去两年国内抽蓄项目建设呈现出加快之势，但要完成6000万千瓦的装机目标，难度很大。 

　　既然国家做了规划，为何目标却难以完成？目前抽蓄产业发展有何掣肘？如何破解发展难题？ 

　　前两年未达目标

　　统计数据显示，目前我国抽蓄电站在运规模2849万千瓦，在建规模达3871万千瓦，在建和在运装机容量均居世界第一，已经建成潘家口、十三陵、天荒坪、泰山、宜兴等一批大型抽蓄电站。 

　　2017年，国网开建了河北易县、内蒙古芝瑞、浙江宁海、浙江缙云、河南洛宁、湖南平江6座总装机840万千瓦的抽蓄电站。此外，南网深圳抽蓄和海南琼中抽蓄电站均实现首台机组投产，广东阳江和梅州抽蓄电站按照建设进度完成节点。 

　　记者从业内专家处得到的一份资料显示，从“十三五”抽蓄电站布局看，华东地区“十三五”期间开工规模约1600万千瓦，占全国新建装机的比重最大，为26.7%，华中其次，开工规模约1300万千瓦。 从各省的布局看，浙江、福建和安徽位列前三。 

　　2017年新开工的抽蓄电站主要集中在华东和华北。但《水电发展“十三五”规划》确定的抽蓄电站开工目标中，华北、华东均上调了目标，华中和南方区域则下调了目标。 

　　“华北和华东上调开工目标，与区域新能源大规模发展有关。这两个区域抽蓄电站需求大，建设条件均存在省间不均衡。国家相关部门通过分析调研两个地方抽蓄开工数和各省、区域电网抽蓄电站合理需求规模和合理布局，做了相应调整。”业内知情人士向记者透露，“华中区域接受大量区外水电、风电、煤电，对抽蓄电站需求较大，考虑到华中区域抽蓄建设条件较好，初步规划时预设开工规模约1400万千瓦，但考虑到实际需求情况，最终在《水电发展‘十三五’规划》中敲定为1300万千瓦。” 

　　中国水力发电工程学会副秘书长张博庭也告诉记者，“十三五”抽蓄建设情况很可能和“十二五”一样，完不成既定新开工目标。从目前的项目核准和开工进度来看，2018年要完成年均1200万千瓦的新建抽蓄目标也有难度。 

　　信息显示，南网2018年新开工抽蓄项目可能只有广东梅州抽蓄电站。国网方面，截至记者发稿时，并未得到2018年新建抽蓄电站规划的回复。 

　　难完成症结何在？ 

　　“十三五”抽蓄开工目标完成难度大，症结在哪？ 

　　上述知情人士表示，根本原因在于，我国总体对抽蓄电站建设和送出配套等全国电力系统协调发展的重要性和迫切性认识不足。抽蓄电站建设周期长，“十四五”、“十五五”期间需要的抽蓄电站需要在“十三五”期间开展前期研究工作。“因为相关部门对此问题研究不够，直接导致‘十二五’抽蓄开工任务没有完成。” 

　　此外，受访业内人士普遍认为，抽蓄电建设目标完成难，还有来自运行机制方面的原因。 

　　“缺乏明确的抽蓄电站的经济效益量化指标和相关受益方的合理分配，是投资主体意愿不高的主要原因。”一位不愿具名业内专家对记者透露。 

　　国网能源研究院副院长蒋丽萍对记者表示，价格机制不支持抽蓄项目经济性，又没有其它合适的商业模式是“十三五”抽蓄难完成目标的直接原因。“价格机制是导致抽蓄电站效用未充分发挥的主要原因。” 

　　记者了解到，虽然国家发改委早在2014年就发布了《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》，但对电价政策仅提出了原则，没有操作性，也并未从根本上理顺抽蓄电站的投资收益机制。 

　　上述《通知》提出，电力市场化前，抽蓄电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。据悉，抽蓄电站年容量电费分配是电网50%、用户25%通过销价疏导落实，发电企业25%通过招标解决。但实际情况是，一些建好的抽蓄电站年容量电费遭遇了落实难。 

　　湖北白莲河、湖南黑糜峰抽蓄电站最为典型。据了解，这两座电站年容量电费中发电企业承担的25%部分多年来未得到落实。 

　　北京交易中心有限公司交易四部张银芽认为：“湖北省电力公司全额支付了白莲河抽蓄电站容量费用。湖南省电力公司因这部分费用没有从发电企业中收取到，一直没有支付黑糜峰抽蓄电站年容量电费中发电企业承担的25%部分。” 

　　“抽蓄电站的效益一直是看得见，但摸不着。”上述不愿具名业内专家也告诉记者，“我国目前已建成的抽蓄电站利用率低，功能效益发挥受阻。没有合理的电价政策，抽蓄建设进程缓慢的现状难有改观。” 

　　另有业内研究人士认为：“为缩短审批流程，提高审批效率，环保部早在2013年就下放抽蓄电站环评审批权限，但在实际操作中，一些省份审批项目力度不够，给目标完成带来一定阻力。” 

　　而在张博庭看来，“十三五”抽蓄目标难完成，根本原因是目前我国电力产能过剩。而煤电的过剩不可避免地挤压了非化石能源的市场空间，包括水电在内的清洁能源都在降速发展，水电企业已“不敢”开建新项目。 

　　张银芽则建议，分别在送受两端电网建立交易“电量库”，购、售、输各方签订开口协议，约定交易电量和价格，按月进行电量清算和结算。“建议能源监管机构组织相关方制定抽蓄电站消纳新能源交易规则，做到有章可循。” 

　　编后

　　通过把低处的水抽到高处来蓄集能量，待电力系统需要时再发电，抽蓄电站的独特作用在于，不仅可以为特高压电网大范围优化配置资源，还能为促进清洁能源消纳提供有力支持，被认为是水电“皇冠上的明珠”。 

　　然而，从目前全国发展情况看，已建、在建抽蓄规模与电力系统的需求相距甚远。尤其随着新能源大规模的开发建设，对储能调节的要求越来越突出，而抽蓄发展的滞后性已经凸显。2017年，尽管抽蓄电站迎来建设小高峰，却依然没有完成“十三五”年均开工1200万千瓦的任务目标。4100万千瓦的新建任务压在未来三年完成，有多大困难？能否完成？ 

　　抽蓄电站发展已深陷窘境：经济效益没保障、发展后劲不足、规划目标难完成。而要充分发挥电力系统中“调节器”“平衡器”的作用，不是抽蓄产业“独善其身”就能实现的。 

　　如何统筹整个电力系统？如何编制高水平的抽蓄电站运行调度规程？如何理顺建设、运行抽蓄电站管理体制机制等问题，是电力行业亟需解决的问题。