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抽水蓄能亟待蓄能发力

来源: 电力决策与舆情参考作者: 蒋学林 日期: 16.09.02

  抽水蓄能电站步伐之慢与行业快速发展形成强烈反差未来需要科学设定目标、完善电价机制促进其蓄能发力。

  抽水蓄能很少成为热点。这可能是我国抽水蓄能电站近年来发展极其缓慢的自然反应。

  “十二五”期间,全国规划新开工抽水蓄能电站4000万千瓦、投产1324万千瓦,2015年底装机容量达到3000万千瓦,但实际开工2090万千瓦、投产732万千瓦,2015年底装机容量仅2303万千瓦。在电力行业大幅超额、提前完成盛行的背景下,抽水蓄能电站步伐之慢形成了强烈反差。

  “十三五”装机目标拟大幅收缩。据了解,全国“十三五”期间拟新开工抽水蓄能电站6000万千瓦、2020年装机规模达到4000万千瓦。与此前《水电发展“十二五”规划》提出的2020年建成7000万千瓦相比,装机目标大降3000万千瓦。电力过剩情况下适当放慢步伐可以理解,但如此大的调整还是值得特别关注。

  业界并非对抽水蓄能没有关注热情。5月20日,中国水力发电工程学会在北京主办了大型抽水蓄能电站变频启动装置(SFC)国产化及应用研讨会,科技部等多个相关部门均派员参加。作为水电界的全国性学术团体,中国水电学会很少主办小规模的专题性研讨活动。本次活动的主办,从侧面反映了对抽水蓄能电站发展及有关设备国产化的关注与重视。

  然而,国内对于抽水蓄能电站的认识并不一致。在三峡集团副总经理毕亚雄看来,认识差异是我国抽水蓄能电站发展缓慢的最主要影响因素之一。

  作为我国首个由发电企业投资建设的抽水蓄能电站,黑麋峰电站的遭遇或许即能深刻反映认识差异问题。这是湖南境内唯一抽水蓄能电站,2009年投运后持续亏损,不得已于2013年转卖给电网企业。按照国家发展改革委的要求,该电站执行容量电费政策,年容量电费4.84亿元,由电网承担50%、发电企业承担25%、用户承担25%,但发电企业却无意承担,理由之一即是火电本身具有一定调峰能力,并不一定需要抽水蓄能电站。

  体制机制的影响同样不能忽视,其中电价机制最为关键。2014年,国家发展改革委发文明确,电力市场形成前,抽水蓄能电站实行两部制电价。电价按照合理成本加准许收益的原则核定。对此,毕亚雄表示,两部制电价政策并未得到全面落实,成为影响抽水蓄能电站发展的又一主要因素。

  但,抽水蓄能电站的现实需求强烈。西方发达国家普遍重视抽水蓄能电站建设,装机容量通常占电力系统总装机的5%~10%。专家认为我国抽水蓄能的合理比例应保持在10%以上,但目前实际比重不足2%。调峰能力不足已开始影响电力系统运行,部分地区时段性影响严重,抽水蓄能电站的发展亟待蓄能发力。

  其一,发展目标设定应更加科学。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,全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦,占全国电力总装机的比重达到4%左右。仔细分析,至少存在两方面衔接问题:倒推全国电力装机总量达到25亿千瓦,今后十年年均增长1亿千瓦,显然不符合现实;如果2020年前建成4000万千瓦,则后五年年均投产要达到1200万千瓦,前后半段的发展速度差距过大。尽管发展总量尚存认识差异,但实现各项政策的衔接照理说不难,否则让行业无所适从、莫衷一是。

  其二,完善和落实两部制电价政策。尽管两部制电价较容量电费政策、单一电量电价政策有较大改善,但也依然存在突出问题。比如,抽水蓄能电站费用回收方式规定失之笼统,容量电费和抽发损耗仅作为销售电价调整因素统筹考虑,缺乏有效的针对性措施,意味着如果销售电价不调整,抽水蓄能电站运行费用由电网企业负担,无法传导给受益方。现阶段,应对此进行必要的完善,并严格落实两部制电价政策。同时,进一步完善运行管理,保障抽水蓄能电站作用与效能的充分发挥。

  其三,尽快探索抽水蓄能市场化道路。从长远看,抽水蓄能电站走市场化道路或许是最优选择。2014年,国家发展改革委提出“为推动抽水蓄能电站电价市场化,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”,但目前看效果尚不明显。正值深入推进电力市场化改革的关键阶段,借此统筹考虑抽水蓄能市场化问题,不失为明智之举。一方面是入口即投资主体的市场化,另一方面是出口即电价的市场化,真正实现“谁受益、谁出钱”。

  抽水蓄能,能还是不能,拭目以待。

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