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立博平台,立博官网发布《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》显示

抽蓄电站效用未充分发挥

受困于建设滞后、调度规则缺失、电价机制不合理、投资主体单一

华北、华东两大区域抽水蓄能电站效用未充分发挥，电站建设滞后、调度规则缺失、电价机制不合理、投资主体单一等问题是主要制约因素。立博平台,立博官网近日发布的《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》（以下简称《报告》），披露了两大区域抽水蓄能电站运营现状。

对于上述问题，《报告》分层分类提出了监管意见，旨在以点带面，促进我国抽水蓄能电站（以下简称抽蓄电站）科学合理发挥效用。

电力系统安全性、经济性要求提升

抽蓄电站发展滞后令人担忧

截至2014年9月底，我国已建成抽蓄电站23家，装机容量2151万千瓦。本次监管选取的华北、华东区域，抽蓄电站共14家，占全国60.8%；装机容量1133万千瓦，占全国52.7%。

“总体来看，华北、华东区域抽蓄电站基本满足电网安全运行需要，一定程度上减少弃风、弃水，促进了节能减排，对电力系统的整体优化起到了积极作用。”《报告》对两区域抽蓄电站整体效用的发挥给予了肯定评价。

例如，在顶峰填谷及调频调相方面，华东区域抽蓄电站能够提供高峰发电能力706万千瓦，低谷抽水能力733万千瓦，理论上最大调峰能力可达1439万千瓦，占2013年华东区域平均用电峰谷差（3838万千瓦）的37%，对电网峰谷差压力起到缓解作用。

随着我国经济社会快速发展，电力系统规模将不断扩大，电力系统运行的安全性、经济性、灵活性要求日益提高，加之风电、光伏发电等可再生能源快速发展，亟需大力发展抽水蓄能电站作为电网安全和系统调峰的有力支撑。

根据《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》，到2025年，全国抽蓄电站总装机容量达到1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。但目前，全国抽蓄电站总装机容量仅为2151万千瓦，占全国电力总装机比重不到2%，离发展目标仍有较大差距。

《报告》分析指出，目前，抽蓄电站发展缓慢，部分项目建设不及时，建设周期长，增加了不必要的建设成本，推高了抽蓄电站的运营费用。

例如，内蒙古呼和浩特抽蓄电站于2006年8月26日获得项目核准，设计工期51个月。由于资金不到位，项目于2007年11月停工，直至2009年11月项目才恢复建设。目前仅有2台机组并网试运，建成时间落后4年，项目建设成本由49.34亿元增加至56.43亿元。

对此，《报告》建议，完善规划、实施政策后评估，引导抽蓄电站健康发展。建议在规划、核准新建抽蓄电站时，引入效果评价机制，并对现有抽蓄电站实际利用效果进行综合评估；统筹协调电网与抽蓄电站配套建设，减少网络约束；落实投资主体责任，强化电网、电站批复刚性约束，对长期不落实、整改不到位的企业实施项目进行限批。

网源不协调、调度规则缺失

抽蓄电站调用合理性难以保障

据《报告》，2014年1-9月，华北、华东区域抽水蓄能电站发电利用小时数为518.8小时，抽水利用小时数为642.5小时。????

总体而言，“现有抽蓄电站作用未得到充分发挥”。

《报告》指出，部分地区由于电力系统网源情况变化较大，以及电网与抽蓄电站发展不协调、建设不配套等原因，导致抽蓄电站投运后，运行需求不足，未能充分发挥顶峰填谷等相应作用。??

例如，山西西龙池电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调，存在窝电问题，4台机组中有2台在高峰时段不能全启顶峰发电，低谷时段不能全启抽水蓄能，难以充分发挥作用。

《报告》认为，抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定，对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。此外，抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化，警戒水位的设定需要更加科学地统筹调峰与备用间关系，以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。

《报告》还提及了抽蓄电站调度运行规程制定和定期评价工作未得到落实的问题。

据介绍，《立博平台,立博官网关于印发抽水蓄能电站调度运行导则的通知》要求，调度机构应制定抽蓄电站调度运行规程和年度调度方案并报备。从现场检查情况来看，部分调度机构已起草完成调度运行规程，但未按要求印发执行和报备。

针对上述问题，《报告》建议，制定标准规程，进一步发挥抽蓄电站作用。立博平台,立博官网派出机构会同电力调度机构根据抽蓄电站运行要求和特点，综合考虑系统顶峰需求、低谷深度调峰、电网事故备用和可再生能源全额保障性收购等因素制定调度标准，防止“建而不用”或“过度使用”。电力调度机构要根据有关规定，抓紧制定具体调度运行规程，报立博平台,立博官网及所在地派出机构备案。抽蓄电站要严格执行调度指令，规范运行行为，确保随调随用。

电价不完善致“建而不用”“过度使用”并存

投资主体单一化严重

单一容量电价缺乏激励，电站发电积极性不高；单一电量电价致抽蓄电站调用频繁、多发超发；两部制电价机制仍需细化落实。

《报告》客观分析了华北、华东区域现存抽蓄电站电价机制的弊端，并列举实例加以剖析。

据悉，在两大区域内，9家执行单一容量电价的抽蓄电站，2014年1-9月平均发电利用小时仅为439小时，与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。其中，山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。

然而，目前全国实行单一电量电价的4家抽蓄电站，年平均发电利用小时数高达1600小时左右，远超国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。

按照《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》要求，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、电量、容量电价、抽水电价和上网电价，同时已核定电价的抽蓄电站应逐步实行两部制上网电价。

但此次监管发现，相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作并无实质性进展。

对此，《报告》建议，加快实施两部制电价，利用市场机制挖掘功能潜力。建议价格主管部门会同有关部门根据《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》制定具体实施方案，推动两部制电价尽快实施。积极探索市场化机制，通过投资主体竞争，降低建设成本，形成市场化的容量电价；通过辅助服务补偿及调峰交易手段，形成市场化的电量电价，实现常规电源与抽蓄电站的互利共赢；通过市场交易方式，招标用电低谷时期抽水电量，适当降低抽水电价，进一步消纳负荷低谷时段的风电、水电等可再生能源。

需要特别关注的是，《报告》还指出了当前抽蓄电站投资主体单一的问题。

据《报告》，目前，全国已建成抽蓄电站23家，其中电网企业控股21家。由于历史政策原因，华北、华东区域14家抽蓄电站中仅2家由非电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。同时，电力调度机构并未完全按照发电厂的管理方式对抽蓄电站进行调度管理，抽蓄电站依据电网企业每年下达的年度发电计划制定生产计划，调用方式受体制影响较大。

对此《报告》建议，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化，研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式，实现项目联合优化运行。