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　　抽水蓄能電站具有啟動靈活、調節速度快的優勢，是技術成熟、運作可靠且較為經濟的調峰電源與儲能電源，被視為未來電力系統重要的調節工具。

　　日前，總投資217億元、總裝機容量360萬千瓦的安徽金寨、山東沂蒙、河南天池3大抽蓄電站同時開工，意味著我國抽水蓄能電站加快了發展步伐。即便如此，全國抽水蓄能裝機佔發電總裝機比例仍不到2%，相較于發達國家5%左右的平均水準，發展仍然十分滯後，功能認識不到位、電價機制不合理等成為制約抽蓄電站快速發展的關鍵因素。記者近日走訪幾個相關抽水蓄能電站進行深入調研探究原因。

　　新能源發展更需電網安全

　　滁州是安徽省著名的風電産業發展基地，驅車行駛在滁州境內，窗外不時會閃過迎風起舞的巨型風機，這也使得坐落在滁州城西側的瑯琊山抽水蓄能電站意義非凡。

　　與常規水電站不同，為了更靠近電力負荷中心，充分發揮調節作用，瑯琊山抽蓄電站位置極佳。從滁州高鐵站到瑯琊山抽蓄電站僅有短短10余公里的距離，汽車沿著平緩的盤山公路直行，不到20分鐘，電站的大門已經顯露在記者面前。

　　沒有長時間穿山越嶺，也沒有聽見轟隆隆的水流聲，電站100多米高的山頂是一個1平方公里大小的水庫，向東望去整個滁州城盡收眼底，如此靜謐的環境顛覆了記者之前對於水電站的常規認識。

　　“這平靜的湖水下面可大有學問。”在國網新源華東瑯琊山抽水蓄能有限公司辦公室主任助理史敬壯的帶領下，記者下到山底，乘車通過長達千米的狹窄交通洞，眼前豁然開朗，4台15萬千瓦的單級可逆式抽水蓄能機組，在偌大的人造洞穴中一字排開，從山頂水庫中瀉下的水流推動水輪機發出陣陣轟鳴。

　　史敬壯解釋説，抽蓄電站和常規水電站不太一樣，通常由一定高度差的上下兩個水庫構成，用電高峰時機組從上水庫放水發電，用電低谷時吸收電網中多餘的電力，將下水庫的水抽入上水庫，以此調峰填谷保持電網平衡，確保供電安全。

　　“抽水蓄能電站具有啟停靈活、反應迅速等優勢，是目前電力系統中技術最成熟、運作最可靠、使用最經濟的調峰填谷、調頻和儲能等多功能特殊電源，對提高電力系統經濟運作水準，具有重要作用。”國網新源華東瑯琊山抽水蓄能有限公司總經理陳大鵬介紹説，例如，2014年11月，華東電網某主力火電100萬千瓦機組跳機，瑯琊山電站接令緊急啟動4台機組發電，4分鐘內出力達到60萬千瓦，有效支撐了電網穩定，抵禦了事故衝擊。

　　目前，除了瑯琊山抽蓄電站，還有數十個這樣的“安全衛士”分佈在全國各地，保障電力安全。截至2014年9月底，我國已建成抽蓄電站23家，裝機容量2151萬千瓦。“這些抽蓄電站基本滿足了電網安全運作需要，一定程度上減少棄風、棄水，促進節能減排，對電力系統的整體優化起到了積極作用。”國家能源局市場監管司副司長黃少中表示。

　　不過，近年來新能源的快速發展給電網安全帶來了全新挑戰，也對抽蓄電站的效用發揮提出了更高的要求。黃少中舉例説，我國華北區域電網火電佔比大，風電發展快，缺少可快速啟動的常規水電，是抽蓄電站發展最早的地區。華東區域電網峰谷差、核電裝機容量和調峰壓力都比較大，是典型受端電網，尤其需要幫助電網消納風電、太陽能等新型清潔能源對電網的擾動，也亟須增加抽蓄電站參與調峰和整體平衡，以提高全網運作的安全性與經濟性。

　　新形勢下，抽蓄電站不僅逐步向調峰填谷、電網調頻、事故備用和系統儲能等多功能並重的方向轉變，而且還需適應電力系統在快速發展過程中産生的各種新需求、我國經濟結構調整的各種新變化。“對保障電力系統安全運作，緩解電網調峰矛盾，增加新能源電力消納，促進清潔能源開發利用和能源結構調整，實現可持續發展具有不可替代的重要作用和意義。”陳大鵬坦言。

　　認識不足制約發展

　　雖然幾十年來抽蓄電站在我國取得了穩步發展，但與逐年跳升的電力裝機總量相比，發展速度仍顯慢了些。根據國家發展改革委《關於促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》，到2025年，全國抽蓄電站總裝機容量達到約1億千瓦，佔全國電力總裝機比重4%左右。目前，全國抽蓄電站總裝機容量僅為2151萬千瓦，佔全國電力總裝機比重不到2%，離發展目標還有較大差距。

　　黃少中告訴記者，雖然國家近年來開工不少電站項目，但部分項目落實慢，建設週期長；還有部分抽蓄電站建設不及時，實際建設時間遠遠超過設計工期，增加了不必要的建設成本，也推高了抽蓄電站運營費用。

　　內蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項目核準，設計工期51個月。由於資金不到位，項目于2007年11月停工，直至2009年11月項目才恢復建設。截至2015年6月24日，電站的4台機組剛全部投運，建成時間落後4年，項目建設成本由49.34億元增加至56.43億元。

　　“認識不到位是制約抽蓄電站發展的首要原因。”陳大鵬表示，目前社會各界對抽水蓄能電站的認識，依然局限于為電網提供安全穩定保障和調峰填谷功能上，忽視抽水蓄能電站對經濟社會、對整個電力系統乃至能源結構調整的特殊貢獻，導致抽水蓄能電站的發展比較緩慢。

　　認識不到位，還導致既有抽蓄電站效用未能充分發揮。“部分地區由於電力系統網源情況變化較大，以及電網與抽蓄電站發展不協調、建設不配套等原因，導致抽蓄電站投運後，運作需求不足，未能充分發揮相應作用。”黃少中透露。

　　例如，山西西龍池電站所在的晉北地區，由於風電快速增長、供熱機組比例偏高等問題，4台機組中的2台一度在高峰時段不能全啟頂峰發電，低谷時段不能全啟抽水蓄能，難以充分發揮作用。截至記者發稿，在解決了相關技術難題後，山西西龍池電站已經可以實現4台機組全部啟動進行抽水、發電，但即使4台機組全啟頂峰發電或者抽水，仍難以滿足風電快速發展的系統調峰需求。

　　此外，抽蓄電站與其他類型機組在調峰、事故備用的調用先後順序上沒有明確規定，對抽蓄電站的調用合理性難以進行精確評價。同時，抽蓄電站的水庫運用也有待進一步優化，警戒水位的設定需要更加科學統籌調峰與備用間關係，以充分挖掘抽蓄電站的調峰能力。

　　合理價格機制尚未形成

　　不合理的電價機制是制約抽蓄電站發展和功能發揮的核心原因。目前，我國抽蓄電站主要實行3種價格機制——單一容量電價、單一電量電價、兩部制電價（容量電價+電量電價）。“單一容量電價對抽蓄電站調用缺乏激勵作用，導致機組利用率不高。”黃少中説，此類抽蓄電站收入來自固定容量電費，電站收益與機組利用率基本無關，機組運作時間增加反而會提高運營成本，因此，抽蓄電站缺乏發電積極性。

　　例如，華北、華東區域共9家抽蓄電站執行單一容量電價，2014年1至9月平均發電利用小時僅為439小時，與執行其他兩種電價機制的抽蓄電站差距明顯。其中，山西西龍池電站、河北張河灣電站發電利用小時數甚至低於300小時。

　　執行單一電量電價往往又造成抽蓄電站效益過度依賴抽發電量，導致抽蓄電站調用頻繁、多發超發。黃少中指出，此類抽蓄電站沒有固定容量電費收入，只能通過抽發電量盈利，導致個別電站利用小時數明顯偏高。

　　據記者了解，全國實行單一電量電價的抽蓄電站共有4家，年平均發電利用小時數為1600小時左右，遠高於國內抽蓄電站平均水準，個別電站甚至違背了抽蓄電站調度運作導則規定的年度發電利用小時不超過設計值的原則。

　　此外，落實兩部制電價的抽蓄電站數量極少。沙河抽水蓄能電站是江蘇省首個投産的抽蓄電站，從建成起一直試行兩部制電價。“兩部制電價綜合了容量電價和電量電價的優勢。”電站總經理李貴桃透露，沙河電站執行該電價機制以來，年發電利用小時數穩定在1800小時左右，投資回報率高達10%。

　　不過從全國範圍來看，更為合理的兩部制電價也遇到推廣難題。由於相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節點、各方職責等尚未明確，致使兩部制電價推進工作無實質性進展。

　　抽蓄電站由於缺乏合理的價格機制和評價標準，因而加大了企業投資經營難題，導致抽蓄電站市場化程度低，限制了抽蓄電站的快速發展。

　　目前，華北、華東區域14家抽蓄電站中僅2家由非電網企業控股，投資運營主體大多為電網企業，其他投資主體難以進入。湖南黑麋峰抽蓄電站是國內唯一一家由發電企業全資建設的抽蓄電站。因電價不明確，租賃協議一直未能簽訂，電站虧損嚴重，難以正常運營。2013年3月，投資方湖南五淩電力公司將電站資産整體轉讓給國網新源控股有限公司。

　　“2008年以後建設的抽蓄電站大多執行單一容量電價，我們電站核準時，是按照凈資産5%的回報率執行容量電價。這麼低的收益率，對於國企來説正常運轉沒問題，但對於私營企業，這個收益率實在缺乏吸引力。”國網新源華東宜興抽水蓄能有限公司總經理朱冠宏坦言。

　　市場化是必由之路

　　“在擺正認識的前提下，要解決抽蓄電站的問題其實不難，就是走市場化道路，充分發揮市場的調節作用。”陳大鵬始終認為，執行哪一種電價機制並不重要，關鍵是電價核定標準要合理。比如容量電價，現在按投資造價算回報率就非常不合理，帶來的問題是，工程期間誰管理好、用錢少，誰收益低。“抽蓄電站要大發展，標準必須統一，水電個體差異非常大，不能簡單按照火電容量思維去定價，要充分考慮構成電價的各個要素和每個電站的實際情況。”

　　進行合理價格核定，離不開科學評估，這需要研究制定抽水蓄能運作評價細則。朱冠宏表示，國家主管部門應根據抽蓄電站運作技術特點，綜合考慮系統頂峰需求、低谷深度調峰、電網事故備用和其他因素，制定適應不同系統需求的評價體系、指標和方法，客觀評價抽水蓄能電站的運作效益，改變單純以發電利用小時作為運作效果評價依據的局面。

　　在科學評估的前提下，利用市場機制挖掘抽蓄電站的功能潛力，被業內認為是抽蓄電站大發展的有效路徑。朱冠宏建議，結合電力市場化改革進程，國家有關部門要組織抽水蓄能電站在電力市場中的運營規則，研究完全競爭市場條件下的電力輔助服務價格體系、價格標準和競價規則，逐步引導抽水蓄能電站參與市場化運營，使抽水蓄能電站運作功能的市場和經濟價值得到充分體現。

　　市場化機制的探索不是一朝一夕。黃少中表示，要通過投資主體競爭，降低建設成本，形成市場化的容量電價；通過輔助服務補償及調峰交易手段，形成市場化電量電價，實現常規電源與抽蓄電站的互利共贏；通過市場交易方式，招標用電低谷時期抽水電量，適當降低抽水電價，進一步消納負荷低谷時段的風電、水電等可再生能源。

　　此外，先進技術的推廣也有利於提高抽蓄電站運作效率，降低成本，增強市場競爭力。“常規抽水蓄能機組在抽水情況下負荷不可調節，可變速抽水蓄能機組在發電和抽水狀態下都可以實現功率調節，而且範圍更大。”作為抽水蓄能變速機組應用關鍵技術科技攻關團隊的帶頭人，陳大鵬認為，在電網中配備合理比例的可變速蓄能機組可以很好地滿足電網對調節充裕度和精度的要求。

　　作為調節電源，抽蓄電站越靠近負荷中心，越能發揮功用。但在我國負荷中心區域，一般都沒有高山，由於水頭的限制，常規抽蓄電站選址受到很大限制。可變速機組可適應更寬的水頭（揚程）變幅運作，為在負荷中心附近建設抽蓄電站拓寬了選擇範圍。

　　“變速機組通過改變轉速能較好地適應不同的運作水頭，改善水泵水輪機的水力性能，減少振動、空蝕和泥沙磨損，有效改善機組運作工況，在提高機組啟動可靠性和靈活性的同時，還可延長機組壽命，大大降低機組運作和檢修費用。”陳大鵬説。