抽水蓄能电站：被冷落的"救火队员"规模有望扩充
2015/3/6 10:28:38 新闻来源：电力系统装备
抽水蓄能电站，目前被公认为最经济、可靠的调峰方式，特别是随着我国电力系统规模的不断扩大、可再生能源电力的快速发展，调峰矛盾、拉闸限电和弃风弃水弃光等问题突出，而因其自身所具备的"调峰"属性而备受业界认可。
但因长期以来无法理顺的价格体制，这位具备"良好出身"的"救火队员"一度被市场冷落。然而这一情况有望在今后得到改观。
据悉，截至2013 年底，我国建成抽水蓄能电站2151万kW，约占全国电力总装机的1.7%，虽然尚没有2014年抽水蓄能新增装机的官方数据，但业内人士预计装机占比仍比其他国家偏低。
业内人士分析，造成这一现象的原因很多，如：前期规划不完善、建设进度与发展需要不适应、建设管理体制不规范、监督管理体系不完善、运行效益发挥不充分、配套政策不够落实。
而为改变这一形势，2014年国家层面相继出台了多项相关扶持政策，特别是11月1日，国家发改委正式下发的《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》中明确提出，到2025 年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1 亿kW，占全国电力总装机的比重达到4%左右。
记者还了解到，目前国家发改委已经制定了其未来10年的发展规划，并将通过加强规划工作、严格工程管理、加强运行管理、促进技术进步、强化监督管理、完善发展政策等几方面加大对抽水蓄能电站的扶持力度。因此，若照此预测，抽水蓄能将有别于过去呈现快速的发展。
理顺价格机制
据记者统计，2014年国家能源局共核准了包括抽水蓄能电站、煤矿等在内的28个项目，而抽水蓄能电站便有5个，总计高达640万kW。而在此之前，国家能源局在印发的《水电发展"十二五"规划》中提到，在"十二五"期间全国新开工抽水蓄能0.4亿kW，到2015年抽水蓄能装机达到0.3亿kW，到2020年抽水蓄能装机达到0.7亿kW。再加之，国家发改委的11月发布的上述文件，也正说明国家层面对抽水蓄能的一贯态度未发生改变。
但是，即便如此，抽水蓄能电站建设相关缓慢。
据了解，当前横在抽水蓄能面前的两大问题分别是，一是其建设周期为4~5 年，周期较长;二是目前我国对抽水蓄能发电还没有明确合理的电价政策，激励不够。
目前抽水蓄能电站的建设权由两大电网公司掌握，但现行的电价体制下，电网公司建设抽水蓄能电站并不合算，实际是拿出一部分利润来支付相关费用。因此，若要扶持其发展，必然要解决制约其发展的价格因素。
而就在2014年，国家为电网公司的担忧开出了"定心丸"。
2014年8 月，国家发改委便下发了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，明确指出在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价，具体是指：容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1~3 个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。
这也就是说，只要电站在电网里起到备用作用就给企业成本钱，保证不亏本，这就解决了建设资金问题，有利于调动各方积极性。
装备能力将有望大幅提升
我国抽水蓄能电站建设规模持续扩大，设计、施工和机组设备制造水平不断提升，已形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系，截至2014年11月，相继建成了广州、十三陵、天荒坪、泰安、西龙池、惠州、仙游等一批具有世界先进水平的抽水蓄能电站。
但是，重大装备向来是我国电力发展的薄弱环节，近些年虽然经过不断的追赶，我国抽水蓄能电站装备取得了重大进步，但是核心技术"空心化"问题仍然存在。
据记者了解，在抽水蓄能电站装备中，500?m及以上水头和单机容量40万kW级机组尚未实现自主化，大型地下洞室、高水头输水系统设计和施工等工程技术水平尚需进一步提升。为此国家层面希望"把科技创新作为促进抽水蓄能产业发展的根本动力"。
据悉，国家发改委希望依托具体抽水蓄能电站建设，实现500?m水头及以上、单机容量40万kW级高水头、大容量机组设计制造的自主化，积极推进励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化，着力提高主辅设备的独立成套设计和制造能力，启动海水抽水蓄能机组设备研究，适时开展试验示范工作，逐步引入竞争机制，放开机组设备市场，不断提升自主化设备的国际竞争力。
吸引社会资金参与
抽水蓄能电站的建设权被电网公司掌控也引来颇多争议，而对此问题，刚刚过去的2014年也在一定程度上给出了答案。
2014年11 月，国务院公布了《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》，该文件明确提出抽水蓄能电站市场化，"鼓励社会资本参与电力建设。通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站"。此举无疑令其市场化向前迈出了一步。
业内人士认为，这些工程领域都是资金密集型，且投资完成后可获得稳定的回报收益，鼓励社会资本进入既保证可以多元化资金来源，也可以保障企业投资的安全性。但实际上，由于初始投资较高，目前抽水蓄能电站建设以电网公司为主，同时吸收社会资本参股。按现在政策，社会资本和电网公司的抽水蓄能公司，不是竞争关系，而是合伙关系。社会资本独立运营这一点看起来还是没有突破。
不过也有业内人士指出，由于抽水蓄能主要用于调峰备用，目前在国内规模较小、项目较少，作为电力改革试点比较合适。
值得一提的是，这一猜测将有望变成现实。据悉，国家发改委已经确认未来将会选择抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中或电力系统相对简单的浙江、内蒙古、海南等省份，开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，"重点研究探索抽水蓄能电站价值机理和效益实现形式，体现电力系统多方受益的电站价值，落实'谁受益、谁承担'的市场经济规则，并适时开展试点工作"。若照此推测，未来抽水蓄能电站发展的阻力将被大大削弱，其必将步入一个全新的发展阶段。
但因长期以来无法理顺的价格体制，这位具备"良好出身"的"救火队员"一度被市场冷落。然而这一情况有望在今后得到改观。
据悉，截至2013 年底，我国建成抽水蓄能电站2151万kW，约占全国电力总装机的1.7%，虽然尚没有2014年抽水蓄能新增装机的官方数据，但业内人士预计装机占比仍比其他国家偏低。
业内人士分析，造成这一现象的原因很多，如：前期规划不完善、建设进度与发展需要不适应、建设管理体制不规范、监督管理体系不完善、运行效益发挥不充分、配套政策不够落实。
而为改变这一形势，2014年国家层面相继出台了多项相关扶持政策，特别是11月1日，国家发改委正式下发的《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》中明确提出，到2025 年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1 亿kW，占全国电力总装机的比重达到4%左右。
记者还了解到，目前国家发改委已经制定了其未来10年的发展规划，并将通过加强规划工作、严格工程管理、加强运行管理、促进技术进步、强化监督管理、完善发展政策等几方面加大对抽水蓄能电站的扶持力度。因此，若照此预测，抽水蓄能将有别于过去呈现快速的发展。
理顺价格机制
据记者统计，2014年国家能源局共核准了包括抽水蓄能电站、煤矿等在内的28个项目，而抽水蓄能电站便有5个，总计高达640万kW。而在此之前，国家能源局在印发的《水电发展"十二五"规划》中提到，在"十二五"期间全国新开工抽水蓄能0.4亿kW，到2015年抽水蓄能装机达到0.3亿kW，到2020年抽水蓄能装机达到0.7亿kW。再加之，国家发改委的11月发布的上述文件，也正说明国家层面对抽水蓄能的一贯态度未发生改变。
但是，即便如此，抽水蓄能电站建设相关缓慢。
据了解，当前横在抽水蓄能面前的两大问题分别是，一是其建设周期为4~5 年，周期较长;二是目前我国对抽水蓄能发电还没有明确合理的电价政策，激励不够。
目前抽水蓄能电站的建设权由两大电网公司掌握，但现行的电价体制下，电网公司建设抽水蓄能电站并不合算，实际是拿出一部分利润来支付相关费用。因此，若要扶持其发展，必然要解决制约其发展的价格因素。
而就在2014年，国家为电网公司的担忧开出了"定心丸"。
2014年8 月，国家发改委便下发了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，明确指出在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价，具体是指：容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1~3 个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。
这也就是说，只要电站在电网里起到备用作用就给企业成本钱，保证不亏本，这就解决了建设资金问题，有利于调动各方积极性。
装备能力将有望大幅提升
我国抽水蓄能电站建设规模持续扩大，设计、施工和机组设备制造水平不断提升，已形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系，截至2014年11月，相继建成了广州、十三陵、天荒坪、泰安、西龙池、惠州、仙游等一批具有世界先进水平的抽水蓄能电站。
但是，重大装备向来是我国电力发展的薄弱环节，近些年虽然经过不断的追赶，我国抽水蓄能电站装备取得了重大进步，但是核心技术"空心化"问题仍然存在。
据记者了解，在抽水蓄能电站装备中，500?m及以上水头和单机容量40万kW级机组尚未实现自主化，大型地下洞室、高水头输水系统设计和施工等工程技术水平尚需进一步提升。为此国家层面希望"把科技创新作为促进抽水蓄能产业发展的根本动力"。
据悉，国家发改委希望依托具体抽水蓄能电站建设，实现500?m水头及以上、单机容量40万kW级高水头、大容量机组设计制造的自主化，积极推进励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化，着力提高主辅设备的独立成套设计和制造能力，启动海水抽水蓄能机组设备研究，适时开展试验示范工作，逐步引入竞争机制，放开机组设备市场，不断提升自主化设备的国际竞争力。
吸引社会资金参与
抽水蓄能电站的建设权被电网公司掌控也引来颇多争议，而对此问题，刚刚过去的2014年也在一定程度上给出了答案。
2014年11 月，国务院公布了《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》，该文件明确提出抽水蓄能电站市场化，"鼓励社会资本参与电力建设。通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站"。此举无疑令其市场化向前迈出了一步。
业内人士认为，这些工程领域都是资金密集型，且投资完成后可获得稳定的回报收益，鼓励社会资本进入既保证可以多元化资金来源，也可以保障企业投资的安全性。但实际上，由于初始投资较高，目前抽水蓄能电站建设以电网公司为主，同时吸收社会资本参股。按现在政策，社会资本和电网公司的抽水蓄能公司，不是竞争关系，而是合伙关系。社会资本独立运营这一点看起来还是没有突破。
不过也有业内人士指出，由于抽水蓄能主要用于调峰备用，目前在国内规模较小、项目较少，作为电力改革试点比较合适。
值得一提的是，这一猜测将有望变成现实。据悉，国家发改委已经确认未来将会选择抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中或电力系统相对简单的浙江、内蒙古、海南等省份，开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，"重点研究探索抽水蓄能电站价值机理和效益实现形式，体现电力系统多方受益的电站价值，落实'谁受益、谁承担'的市场经济规则，并适时开展试点工作"。若照此推测，未来抽水蓄能电站发展的阻力将被大大削弱，其必将步入一个全新的发展阶段。
