专家呼吁加快破解抽蓄投资收益障碍——国家能源局将启动全国新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作
国家能源局日前在《对十三届全国人大三次会议第4125号建议的答复》（以下简称《答复》）中明确表示，拟于近期启动全国新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作，以指导抽水蓄能未来发展。
抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用等多种功能，运行灵活且反应快速，是电力系统的重要组成部分，并在储能中占据主要地位。《答复》也指出，近年随着电网运行安全可靠性提高，抽水蓄能电站建设加快。截至目前，我国在运抽水蓄能装机容量3000万千瓦。当前和未来一段时期，随着电力系统及高比例新能源快速发展，抽水蓄能未来发展空间较大。
那么，抽水蓄能中长期规划的主要关注点是什么？产业发展还面临哪些障碍？记者就此采访了业内专家。
抽蓄调峰作用被抵消
据了解，“十三五”期间我国规划建成抽水蓄能4000万千瓦，并开工建设6000万千瓦。对此，中国水力发电工程学会副秘书长张博庭表示：“目前看，规划的开工规模仅有一半左右，建成运行的装机只达到3/4，目标难以实现。”
张博庭认为，目标落空是由于化石能源退出的步伐没有迈开，导致整个电力产能严重过剩，煤电不得不承担调峰任务，抵消了抽水蓄能对电网的作用。“‘十三五’目标何时达成，取决于能源转型的速度。一旦启动煤电退出，抽水蓄能电站就会有大规模兴建的空间。”
中国水力发电工程学会副秘书长陈东平表示，无论之前制定多高的目标，抽水蓄能在整个电力系统中的比例才是关键，所以规划中应制定相关目标。“抽水蓄能的占比反映了电力系统的调峰能力和结构是否优良，而目前系统最大的问题就是结构性问题，即东部火电发不满，西部水电出不来。”
抽蓄电价机制急需改革
对于业界关心的抽水蓄能电价问题，国家能源局在《答复》中明确：“为适应电力市场化改革不断深化、新能源快速发展的需要，促进抽水蓄能电站持续健康有序发展，国家发展改革委将在全面梳理、深入研究、广泛听取意见的基础上，进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制。”
陈东平指出，我国电价政策性较强，并没有完全契合于市场，市场只能作为参考，电价无法实时反映市场需求。“部分地区电价定的过低，会造成部分企业发展发生偏差，导致地方局部利益影响了整个宏观结构。”
“以前有相应的价格机制，给电网补容量电价，现在大量煤电经过灵活性改造后也要求容量电价。”张博庭指出，“如果抽水蓄能拿不到容量电价，那电网企业也不太愿意投建，所以电价机制很重要。”
陈东平介绍，2016年以后，除电网企业，其他投资方也纷纷参与抽水蓄能电站投资建设，但电价机制问题始终未解决。“长期执行的电价机制早已不适合市场发展的需要。”他还指出，不同于常规发电，抽水蓄能可通过电力的买入和卖出，实现在电力系统中的商务交换，进而实现其在电力系统中的经济性价值。
“其实，正常实行峰谷电价就能解决问题，但很多大型煤电企业都是国企，电网操作有难度，民企相对弱势，就选择退出了。”张博庭坦言。
吸引多元投资仍存障碍
针对如何进一步吸引各方投资，记者了解到，国家能源局2015年1月印发的《国家能源局关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》（国能新能〔2015〕8号）指出，未明确开发主体的抽水蓄能电站，可通过市场方式选择投资者。
“其实很多企业都有投资抽水蓄能的兴趣，但关键是能否保障收益。”张博庭表示，要从根本上打消发电企业对电价机制问题的担忧，才能吸引他们投资。
陈东平也强调，发展抽水蓄能电站要从根本上解决建设体制问题。“一定要放开市场建设，电网公司要给出建议，然后由国家制定相关政策。”
陈东平还提到，目前一些抽水蓄能的政策主要是在电价上做文章，缺乏对抽水蓄能对于系统的结构优化和经济性贡献的深入考虑，西部水电弃水和东部火电利用小时的降低体现了电力系统的结构性问题，简单通过行政手段无法解决根本问题。“可以探索建立类似碳交易市场的模式，建立西部水电与东部火电的经济性联系，推动资源的优化配置。”
张博庭指出，抽水蓄能勘测量还满足不了未来需求，担不起煤电退出后的任务。“增加量是可以继续投资的，比如很多梯级水电站，稍加改造就可以变成抽水蓄能，只要有了市场需求，办法总能想出来。”
