直面抽水蓄能电站五大问题 健康发展是王道
2013/7/2 9:03:28 新闻来源：中国电力新闻网
抽水蓄能电站在电力系统中具有移峰填谷、调频、调相和事故备用等多种作用，是保障电网安全、稳定、经济运行不可或缺的组成部分。近年来，我国抽水蓄能电站建设取得了快速发展，截至目前，共建成投产抽水蓄能电站25座，装机2002.3万千瓦，约占全国总装机容量的1.7%。本文从建设运行角度对我国抽水蓄能电站的发展现状进行了介绍、对存在的问题及原因进行了分析，并提出了促进我国抽水蓄能电站健康发展的相关建议。
（一）建设情况世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100多年的历史，迅速发展是在20世纪60年代以后。20世纪60年代后期我国开始研究开发抽水蓄能电站，90年代进入快速发展期，兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。近年来，总容量百万千瓦级的河北张河湾、山西西龙池、山东泰山、河南宝泉、湖南黑麋峰等抽水蓄能电站也相继建成投产。截至2012年底，我国共建成投产抽水蓄能电站25座，装机2002.3万千瓦，约占全国总装机容量的1.7%，主要集中在华北、华中、华东和南方区域。
随着风电等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、备用作用，抽水蓄能电站也将迎来新一轮快速发展。目前，前期工作进展较深的抽水蓄能电站装机容量共计有4076万千瓦，其中已正式开工在建的966万千瓦。
按照《可再生能源发展"十二五"规划》，到2020年，抽水蓄能电站装机容量要达到7000万千瓦，将为大规模消纳新能源、电网移峰填谷及安全稳定运行发挥重要作用。
（二）电价机制目前抽水蓄能电站的电价模式主要有以下三大类：政府核定电价（单一电量电价、两部制电价）、租赁费"包干"以及电网全资建设经营。
2004年以前投产的抽水蓄能电站为政府核定电价，其中以单一电量电价为主，即由国务院价格主管部门核定抽水蓄能电站的上网电价（相对较高）和用网电价（相对较低），电站经营收益通过电量电费实现。也有个别抽水蓄能电站采用了两部制电价，按照电厂的可用容量及发电量、用电量分别核定容量电价和电量电价。目前采用两部制电价的多为小型抽水蓄能电站，百万千瓦级抽水蓄能电站中仅有天荒坪抽水蓄能电站采用了两部制电价。
2004年国家发改委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源[2004]71号，简称71号文)以后，审批的抽水蓄能电站原则上全部采用电网全资建设经营机制，其成本纳入当地电网运行费用统一核定，并在销价中予以考虑。
71号文印发前审批但未定价的抽水蓄能电站，则采用了租赁费"包干"模式，即电站的成本回收、经营收益完全通过租赁费回收。一般情况下，国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定租赁费，并由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担部分通过认购抽水电量解决，抽水电量根据发电企业应承担的年租赁费、国家核定的抽水电价与某一电价（当地平均上网电价、燃煤标杆电价或中标企业核定电价）价差确定；用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决。如河北张河湾、山西西龙池、山东泰山和广东惠州等抽水蓄能电站由国家核定租赁费。另外，个别抽水蓄能电站由电网公司和发电企业联合租赁，租赁费由抽水蓄能电站和电网公司、发电企业协商确定。如广州抽水蓄能电站就是采用的这种模式，其一期容量（120万千瓦）的50%由广东电网公司与中国广东核电集团联合租赁。
（三）运行情况2012年，25座抽水蓄能电站共完成发电量118.7亿千瓦时，平均发电利用小时数601小时；完成抽水电量146.5亿千瓦时，平均抽水利用小时数741小时；机组启停超过3.5万次，启动成功率超过99%。设备健康水平和运行管理水平不断提高。
抽水蓄能电站的作用
抽水蓄能电站功能定位：为所服务的电网提供调峰、调频调相、事故备用、黑启动等服务，改善电网供电质量，保障电网安全、稳定和经济运行。在实际运行中，体现在以下三方面作用：（一）移峰填谷按照《风电发展"十二五"规划》，我国要建成八大风电基地，其中甘肃酒泉等地区规划规模为千万千瓦级。风电出力特性与用电负荷特性恰好相反，夜间用电低谷时段正是风电大发时段，相当于反调峰，进一步加大了风电消纳地电力系统的调峰压力。与此类似的是，汛期水电大发，基本处于一条直线的满出力发电状态，大型水电消纳地电力系统在汛期也面临着同样的问题。
抽水蓄能电站是能提供移峰填谷的特殊电源，在水电大发期间或夜间风电大发期间，将超出用户需求的电能通过抽水运行方式转化为水能储存起来，在日间用电高峰时段，再转为发电运行方式，正好能与风电、水电等形成有力互补，减少弃风、弃水。
（二）旋转备用（尖峰备用和事故备用）近年来，电网峰谷差不断加大，负荷中心电网普遍存在尖峰负荷大但持续时间短的情况，局部地区部分时段甚至出现高峰电力紧张，需要顶峰备用的局面。此外，随着大电网结构日趋复杂和新能源接入规模的增加，电网面临的不确定性增加，发生各种事故的诱因增多，要求电力系统能够提供可靠、快速的事故备用。抽水蓄能电站能为电网提供快速备用，既可作为用电高峰时段的顶峰备用，也可作为电力系统发生机组非计划停运、风电场大规模脱网等意外情况时的事故备用。（三）黑启动黑启动电源一般选择水电厂、抽水蓄能电站、燃气轮机电厂和可利用移动电源的小型火电厂。对于大电网全网停电后的恢复，黑启动电源应具有较大容量，且能向较高电压等级线路恢复送电，又具有较好的调频、调压性能，因此，一些大型的抽水蓄能机组往往被选作电网黑启动的主启动电源。
在抽水蓄能电站规划论证和运行过程中，以上三个方面是主要的考虑因素和评价标准。
存在问题
目前抽水蓄能电站的建设运行还存在诸多问题，主要表现为以下几个方面：一是抽水蓄能电站电价机制不够科学，部分已建抽水蓄能电站利用率低，形成资源双重浪费。目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费"包干"模式，该模式最大的问题是没有明确抽水蓄能电站运行损耗的分摊原则。抽水蓄能电站能量转换过程中存在20%~25%的能量损耗，租赁费"包干"模式没有明确这一损耗如何分摊。事实上，在实际运行过程中产生的这一损耗由电网企业承担了，等于增加了电网运行网损。电网企业往往从经济角度考虑，对该类抽水蓄能电站尽量少调用，甚至不调用。近几年，部分抽水蓄能电站年平均利用小时数仅在100~200小时左右，有的甚至只有几十个小时。
部分地区甚至在调峰矛盾突出、拉闸限电问题严重的状况下，出现抽水蓄能电站利用率不高的情况。建成的抽水蓄能电站利用率不高，甚至基本闲置；同时，电力系统拉闸限电，甚至弃风、弃水，造成双重资源浪费。
二是抽水蓄能电站投资运营主体单一，不利于其快速发展。目前抽水蓄能电站的投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90%以上。2011年，国家有关部门要求：原则上由电网经营企业全资建设抽水蓄能电站，杜绝电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，限制了其他投资主体。从目前电网企业的规划与开工建设情况看，2020年抽水蓄能电站装机容量在4500万千瓦左右，与国家规划的目标存在一定差距。发电集团都有丰富的水电项目建设运营经验，对投资运营抽水蓄能电站也都具有较强的意愿，如果放开投资限制，可以弥补单一投资主体的资金、力量差距。从效率角度看，投资运营主体的多元化也有利于促进竞争，提高投资效率，促进抽水蓄能电站快速健康发展。
三是部分抽水蓄能电站租赁费回收困难，影响正常经营。国家核定租赁费中，需要发电企业承担的25%部分应通过自愿认购抽水招标电量实现。由于国家核定的发电企业抽水电价较低，在煤价水平较高时，发电企业认购抽水电量积极性不高，部分抽水蓄能电站抽水招标电量难以通过发电企业自愿认购落实。有的电网企业则通过强行摊派的方式将抽水招标电量硬性分配予以落实，引起厂网矛盾。个别抽水蓄能电站产权不属于电网企业，更加难以回收国家核定的租赁费。
四是抽水蓄能电站运行要求不明确，没有制定运行调度规程。抽水蓄能电站应根据电网运行特性和电力系统安全要求合理调度运行，充分发挥其在电力系统中的综合效益。但目前由于缺乏相关运行调度规程，运行方式要求不明确，实际调用过程中调度员自由裁量权较大。部分地区未将抽水蓄能电站纳入备用容量考虑，安排燃煤机组提供旋转备用，降低了燃煤机组负荷率。由于缺乏相关评价标准，对抽水蓄能电站调用合理性的监管难以制度化、常态化。
五是部分抽水蓄能电站运行能力受电网及设计约束，不能完全发挥作用。受电网安全及库容约束，广州抽水蓄能电站（全厂8台机组）高峰时段发电工况机组不能超过3台，低谷时段抽水调峰机组不能超过2台。与此类似的是，惠州抽水蓄能电站（全厂8台机组）低谷时段抽水调峰机组不能超过6台；蒲石河抽水蓄能电站（全厂4台机组）低谷时段抽水调峰机组不能超过3台；西龙池抽水蓄能电站（全厂4台机组）低谷时段抽水调峰机组不能超过2台。
建议措施
为解决目前抽水蓄能电站规划运营中存在的问题，促进抽水蓄能电站科学、健康、快速发展，建议完善机制，加强监管：（一）完善抽水蓄能电站的电价定价机制目前，对于国家已核定租赁费的抽水蓄能电站，应确保租赁费落实到位，包括非电网企业投资主体运营的抽水蓄能电站。
对于国家核定租赁费和电网全资建设的抽水蓄能电站，要明确计量抽水损耗，并计入销价考虑，引导抽水蓄能电站科学合理利用。从长远看，要引导抽水蓄能电站健康发展，还是要依靠市场机制，建立能够反映电力供需、资源成本和环境成本的上网电价市场形成机制。抽水蓄能电站既可参与电能市场，从高峰、低谷电价的差价中回收成本，同时也可参与调峰、调频、备用等服务市场，获得提供各类服务的收入。市场形成的电价及收益预期也是引导抽水蓄能电站规划、布局的主要参考依据。
（二）要允许抽水蓄能电站投资运营主体多元化要从政策上放开对投资建设抽水蓄能电站主体的资格限制，在国家规划指导下，允许多家建设抽水蓄能电站，调动各市场主体投资积极性。允许地方参股投资建设抽水蓄能电站，降低移民征地、环境保护等方面的工作难度，降低建设成本，提高投资效率，促进抽水蓄能电站的快速发展。
（三）对抽水蓄能电站运行方式加强监管与考核要综合考虑电网安全、系统经济性、节能减排、设备维护等因素，制定科学合理的抽水蓄能电站运行调度规程，明确抽水蓄能电站运行方式有关要求。同时，建立衡量抽水蓄能电站是否充分发挥移峰填谷、备用、黑启动等作用的评价标准，开展定期评价，加强对抽水蓄能电站调用合理性的监管。
（四）进一步做好抽水蓄能电站前期论证工作深入细致做好抽水蓄能电站前期论证工作，综合考虑电网结构、电源结构、调峰备用等服务需求，统筹协调省级电网和区域电网调峰资源，合理确定抽水蓄能电站的比重、布局和建设时序，协调好抽水蓄能电站和配套电网建设进度，协调好抽水蓄能电站和常规电站建设进度，促进抽水蓄能电站健康、可持续发展。
（一）建设情况世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100多年的历史，迅速发展是在20世纪60年代以后。20世纪60年代后期我国开始研究开发抽水蓄能电站，90年代进入快速发展期，兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和北京十三陵等一批大型抽水蓄能电站。近年来，总容量百万千瓦级的河北张河湾、山西西龙池、山东泰山、河南宝泉、湖南黑麋峰等抽水蓄能电站也相继建成投产。截至2012年底，我国共建成投产抽水蓄能电站25座，装机2002.3万千瓦，约占全国总装机容量的1.7%，主要集中在华北、华中、华东和南方区域。
随着风电等新能源大规模集中并网，电力系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、备用作用，抽水蓄能电站也将迎来新一轮快速发展。目前，前期工作进展较深的抽水蓄能电站装机容量共计有4076万千瓦，其中已正式开工在建的966万千瓦。
按照《可再生能源发展"十二五"规划》，到2020年，抽水蓄能电站装机容量要达到7000万千瓦，将为大规模消纳新能源、电网移峰填谷及安全稳定运行发挥重要作用。
（二）电价机制目前抽水蓄能电站的电价模式主要有以下三大类：政府核定电价（单一电量电价、两部制电价）、租赁费"包干"以及电网全资建设经营。
2004年以前投产的抽水蓄能电站为政府核定电价，其中以单一电量电价为主，即由国务院价格主管部门核定抽水蓄能电站的上网电价（相对较高）和用网电价（相对较低），电站经营收益通过电量电费实现。也有个别抽水蓄能电站采用了两部制电价，按照电厂的可用容量及发电量、用电量分别核定容量电价和电量电价。目前采用两部制电价的多为小型抽水蓄能电站，百万千瓦级抽水蓄能电站中仅有天荒坪抽水蓄能电站采用了两部制电价。
2004年国家发改委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源[2004]71号，简称71号文)以后，审批的抽水蓄能电站原则上全部采用电网全资建设经营机制，其成本纳入当地电网运行费用统一核定，并在销价中予以考虑。
71号文印发前审批但未定价的抽水蓄能电站，则采用了租赁费"包干"模式，即电站的成本回收、经营收益完全通过租赁费回收。一般情况下，国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定租赁费，并由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%。发电企业承担部分通过认购抽水电量解决，抽水电量根据发电企业应承担的年租赁费、国家核定的抽水电价与某一电价（当地平均上网电价、燃煤标杆电价或中标企业核定电价）价差确定；用户承担部分纳入销售电价调整方案统筹解决。如河北张河湾、山西西龙池、山东泰山和广东惠州等抽水蓄能电站由国家核定租赁费。另外，个别抽水蓄能电站由电网公司和发电企业联合租赁，租赁费由抽水蓄能电站和电网公司、发电企业协商确定。如广州抽水蓄能电站就是采用的这种模式，其一期容量（120万千瓦）的50%由广东电网公司与中国广东核电集团联合租赁。
（三）运行情况2012年，25座抽水蓄能电站共完成发电量118.7亿千瓦时，平均发电利用小时数601小时；完成抽水电量146.5亿千瓦时，平均抽水利用小时数741小时；机组启停超过3.5万次，启动成功率超过99%。设备健康水平和运行管理水平不断提高。
抽水蓄能电站的作用
抽水蓄能电站功能定位：为所服务的电网提供调峰、调频调相、事故备用、黑启动等服务，改善电网供电质量，保障电网安全、稳定和经济运行。在实际运行中，体现在以下三方面作用：（一）移峰填谷按照《风电发展"十二五"规划》，我国要建成八大风电基地，其中甘肃酒泉等地区规划规模为千万千瓦级。风电出力特性与用电负荷特性恰好相反，夜间用电低谷时段正是风电大发时段，相当于反调峰，进一步加大了风电消纳地电力系统的调峰压力。与此类似的是，汛期水电大发，基本处于一条直线的满出力发电状态，大型水电消纳地电力系统在汛期也面临着同样的问题。
抽水蓄能电站是能提供移峰填谷的特殊电源，在水电大发期间或夜间风电大发期间，将超出用户需求的电能通过抽水运行方式转化为水能储存起来，在日间用电高峰时段，再转为发电运行方式，正好能与风电、水电等形成有力互补，减少弃风、弃水。
（二）旋转备用（尖峰备用和事故备用）近年来，电网峰谷差不断加大，负荷中心电网普遍存在尖峰负荷大但持续时间短的情况，局部地区部分时段甚至出现高峰电力紧张，需要顶峰备用的局面。此外，随着大电网结构日趋复杂和新能源接入规模的增加，电网面临的不确定性增加，发生各种事故的诱因增多，要求电力系统能够提供可靠、快速的事故备用。抽水蓄能电站能为电网提供快速备用，既可作为用电高峰时段的顶峰备用，也可作为电力系统发生机组非计划停运、风电场大规模脱网等意外情况时的事故备用。（三）黑启动黑启动电源一般选择水电厂、抽水蓄能电站、燃气轮机电厂和可利用移动电源的小型火电厂。对于大电网全网停电后的恢复，黑启动电源应具有较大容量，且能向较高电压等级线路恢复送电，又具有较好的调频、调压性能，因此，一些大型的抽水蓄能机组往往被选作电网黑启动的主启动电源。
在抽水蓄能电站规划论证和运行过程中，以上三个方面是主要的考虑因素和评价标准。
存在问题
目前抽水蓄能电站的建设运行还存在诸多问题，主要表现为以下几个方面：一是抽水蓄能电站电价机制不够科学，部分已建抽水蓄能电站利用率低，形成资源双重浪费。目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费"包干"模式，该模式最大的问题是没有明确抽水蓄能电站运行损耗的分摊原则。抽水蓄能电站能量转换过程中存在20%~25%的能量损耗，租赁费"包干"模式没有明确这一损耗如何分摊。事实上，在实际运行过程中产生的这一损耗由电网企业承担了，等于增加了电网运行网损。电网企业往往从经济角度考虑，对该类抽水蓄能电站尽量少调用，甚至不调用。近几年，部分抽水蓄能电站年平均利用小时数仅在100~200小时左右，有的甚至只有几十个小时。
部分地区甚至在调峰矛盾突出、拉闸限电问题严重的状况下，出现抽水蓄能电站利用率不高的情况。建成的抽水蓄能电站利用率不高，甚至基本闲置；同时，电力系统拉闸限电，甚至弃风、弃水，造成双重资源浪费。
二是抽水蓄能电站投资运营主体单一，不利于其快速发展。目前抽水蓄能电站的投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90%以上。2011年，国家有关部门要求：原则上由电网经营企业全资建设抽水蓄能电站，杜绝电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，限制了其他投资主体。从目前电网企业的规划与开工建设情况看，2020年抽水蓄能电站装机容量在4500万千瓦左右，与国家规划的目标存在一定差距。发电集团都有丰富的水电项目建设运营经验，对投资运营抽水蓄能电站也都具有较强的意愿，如果放开投资限制，可以弥补单一投资主体的资金、力量差距。从效率角度看，投资运营主体的多元化也有利于促进竞争，提高投资效率，促进抽水蓄能电站快速健康发展。
三是部分抽水蓄能电站租赁费回收困难，影响正常经营。国家核定租赁费中，需要发电企业承担的25%部分应通过自愿认购抽水招标电量实现。由于国家核定的发电企业抽水电价较低，在煤价水平较高时，发电企业认购抽水电量积极性不高，部分抽水蓄能电站抽水招标电量难以通过发电企业自愿认购落实。有的电网企业则通过强行摊派的方式将抽水招标电量硬性分配予以落实，引起厂网矛盾。个别抽水蓄能电站产权不属于电网企业，更加难以回收国家核定的租赁费。
四是抽水蓄能电站运行要求不明确，没有制定运行调度规程。抽水蓄能电站应根据电网运行特性和电力系统安全要求合理调度运行，充分发挥其在电力系统中的综合效益。但目前由于缺乏相关运行调度规程，运行方式要求不明确，实际调用过程中调度员自由裁量权较大。部分地区未将抽水蓄能电站纳入备用容量考虑，安排燃煤机组提供旋转备用，降低了燃煤机组负荷率。由于缺乏相关评价标准，对抽水蓄能电站调用合理性的监管难以制度化、常态化。
五是部分抽水蓄能电站运行能力受电网及设计约束，不能完全发挥作用。受电网安全及库容约束，广州抽水蓄能电站（全厂8台机组）高峰时段发电工况机组不能超过3台，低谷时段抽水调峰机组不能超过2台。与此类似的是，惠州抽水蓄能电站（全厂8台机组）低谷时段抽水调峰机组不能超过6台；蒲石河抽水蓄能电站（全厂4台机组）低谷时段抽水调峰机组不能超过3台；西龙池抽水蓄能电站（全厂4台机组）低谷时段抽水调峰机组不能超过2台。
建议措施
为解决目前抽水蓄能电站规划运营中存在的问题，促进抽水蓄能电站科学、健康、快速发展，建议完善机制，加强监管：（一）完善抽水蓄能电站的电价定价机制目前，对于国家已核定租赁费的抽水蓄能电站，应确保租赁费落实到位，包括非电网企业投资主体运营的抽水蓄能电站。
对于国家核定租赁费和电网全资建设的抽水蓄能电站，要明确计量抽水损耗，并计入销价考虑，引导抽水蓄能电站科学合理利用。从长远看，要引导抽水蓄能电站健康发展，还是要依靠市场机制，建立能够反映电力供需、资源成本和环境成本的上网电价市场形成机制。抽水蓄能电站既可参与电能市场，从高峰、低谷电价的差价中回收成本，同时也可参与调峰、调频、备用等服务市场，获得提供各类服务的收入。市场形成的电价及收益预期也是引导抽水蓄能电站规划、布局的主要参考依据。
（二）要允许抽水蓄能电站投资运营主体多元化要从政策上放开对投资建设抽水蓄能电站主体的资格限制，在国家规划指导下，允许多家建设抽水蓄能电站，调动各市场主体投资积极性。允许地方参股投资建设抽水蓄能电站，降低移民征地、环境保护等方面的工作难度，降低建设成本，提高投资效率，促进抽水蓄能电站的快速发展。
（三）对抽水蓄能电站运行方式加强监管与考核要综合考虑电网安全、系统经济性、节能减排、设备维护等因素，制定科学合理的抽水蓄能电站运行调度规程，明确抽水蓄能电站运行方式有关要求。同时，建立衡量抽水蓄能电站是否充分发挥移峰填谷、备用、黑启动等作用的评价标准，开展定期评价，加强对抽水蓄能电站调用合理性的监管。
（四）进一步做好抽水蓄能电站前期论证工作深入细致做好抽水蓄能电站前期论证工作，综合考虑电网结构、电源结构、调峰备用等服务需求，统筹协调省级电网和区域电网调峰资源，合理确定抽水蓄能电站的比重、布局和建设时序，协调好抽水蓄能电站和配套电网建设进度，协调好抽水蓄能电站和常规电站建设进度，促进抽水蓄能电站健康、可持续发展。
