為促進抽水蓄能電站(以下簡稱抽蓄電站)健康發(fā)展，進一步摸清抽蓄電站運營中存在的問題，確保抽蓄電站科學合理發(fā)揮效用，國家能源局組織華北、華東能監(jiān)局和山西、山東、江蘇、福建能監(jiān)辦等派出機構于2014年9月至11月開展了華北、華東區(qū)域抽蓄電站運營情況專項監(jiān)管，形成本報告。

一、基本情況

截止2014年9月底，全國已建成抽蓄電站23家，裝機容量2151萬千瓦，其中電網(wǎng)企業(yè)控股21家。本次開展專項監(jiān)管選取有代表性的華北、華東區(qū)域，抽蓄電站共14家，占全國60.8%;裝機容量1133萬千瓦，占全國52.7%;2014年1-9月份發(fā)電利用小時數(shù)為518.8小時，抽水利用小時數(shù)為642.5小時;價格機制有單一電量電價、單一容量電價(租賃制)、兩部制電價等三種(詳見附表)。

華北區(qū)域電網(wǎng)火電占比大，風電發(fā)展快，缺少事故情況下可快速啟動的常規(guī)水電，是抽蓄電站發(fā)展最早的地區(qū)。華東區(qū)域電網(wǎng)峰谷差、核電裝機容量和調峰壓力都比較大，是典型受端電網(wǎng)，亟需增加抽蓄電站參與調峰和整體平衡，以提高全網(wǎng)運行的安全性與經(jīng)濟性。

總體來看，華北、華東區(qū)域抽蓄電站基本滿足電網(wǎng)安全運行需要，一定程度上減少棄風、棄水，促進了節(jié)能減排，對電力系統(tǒng)的整體優(yōu)化起到了積極作用。一是基本發(fā)揮了頂峰填谷及調頻調相作用。例如，華東區(qū)域抽蓄電站能夠提供高峰發(fā)電能力706萬千瓦，低谷抽水能力733萬千瓦，理論上最大調峰能力可達1439萬千瓦，占2013年華東區(qū)域平均用電峰谷差(3838萬千瓦)的37%，對電網(wǎng)峰谷差壓力起到緩解作用(典型運行方式負荷曲線見下圖)。二是在緊急情況下能夠較好地發(fā)揮事故備用作用。例如，2010年1月20日，河北滄東電廠#2、#3、#4機因東驊一二線跳閘而停運，電網(wǎng)損失容量180萬千瓦。張河灣電站在6分鐘內(nèi)啟動3臺機組，共帶出力100萬千瓦，為電網(wǎng)緊急事故處理提供了有力保障。三是有效地促進了風電等可再生能源的消納。例如，2014年1-2月份，冀北電網(wǎng)共有12天因負荷不足出現(xiàn)棄風，其間十三陵電站上庫水位有5天抽水達到563米以上，有5天上庫提前放空至542-543米水位，較平時增加7米以上，增加了低谷時段的抽水能力，有效緩解了棄風問題。

頂峰填谷時段抽蓄電站典型運行方式負荷曲線圖

二、存在問題

本次專項監(jiān)管發(fā)現(xiàn)，抽蓄電站總體上存在抽蓄電站發(fā)展慢、電價機制待完善、電站作用未充分發(fā)揮、投資主體單一等問題，導致部分抽蓄電站機組利用率較低、頂峰發(fā)電能力未能充分發(fā)揮。

(一)抽蓄電站發(fā)展慢，部分項目建設不及時

一是根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關問題的意見》(發(fā)改能源〔2014〕2482號)，到2025年，全國抽蓄電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。”目前，全國抽蓄電站總裝機容量僅為2151萬千瓦，占全國電力總裝機比重不到2%，離發(fā)展目標仍有較大差距。隨著我國經(jīng)濟社會發(fā)展，電力系統(tǒng)規(guī)模不斷擴大，用電負荷和峰谷差持續(xù)增大，亟需大力發(fā)展抽蓄電站作為電網(wǎng)安全和系統(tǒng)調峰的有力支撐。

二是部分項目落實慢，建設周期長。部分抽蓄電站建設不及時，實際建設時間遠遠超過設計工期，增加了不必要建設成本，也推高了抽蓄電站運營費用。

專欄1：

內(nèi)蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項目核準，設計工期51個月。由于資金不到位，項目于2007年11月停工，直至2009年11月項目才恢復建設。目前僅有2臺機組并網(wǎng)試運，建成時間落后4年，項目建設成本由49.34億元增加至56.43億元。

(二)價格機制仍需進一步完善

一是單一容量電價對抽蓄電站調用缺乏激勵作用，導致機組利用率不高。此類抽蓄電站收入來自固定容量電費，電站收益與機組利用率基本無關，機組運行時間增加反而會提高運營成本，抽蓄電站缺乏發(fā)電積極性。例如，華北、華東區(qū)域共9家抽蓄電站執(zhí)行單一容量電價，2014年1-9月平均發(fā)電利用小時僅為439小時，與執(zhí)行其他兩種電價機制的抽蓄電站差距明顯。其中，山西西龍池電站、河北張河灣電站發(fā)電利用小時數(shù)甚至低于300小時。

二是單一電量電價造成抽蓄電站效益過度依賴抽發(fā)電量，導致抽蓄電站調用頻繁、多發(fā)超發(fā)。此類抽蓄電站沒有固定容量電費收入，只能通過抽發(fā)電量盈利，個別電站利用小時數(shù)明顯偏高。例如，全國實行單一電量電價的抽蓄電站共有4家，年平均發(fā)電利用小時數(shù)為1600小時左右，遠高于國內(nèi)抽蓄電站平均水平，個別電站甚至違背了抽蓄電站調度運行導則規(guī)定的年度發(fā)電利用小時不超過設計值的原則。

三是兩部制電價機制等措施仍需細化落實。《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(發(fā)改價格〔2014〕1763號)要求，在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主、電量、容量電價、抽水電價和上網(wǎng)電價，同時已核定電價的抽蓄電站應逐步實行兩部制上網(wǎng)電價。但相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節(jié)點、各方職責等尚未明確，兩部制電價推進工作無實質性進展。

(三)現(xiàn)有抽蓄電站作用未得到充分發(fā)揮

一是部分地區(qū)由于電力系統(tǒng)網(wǎng)源情況變化較大，以及電網(wǎng)與抽蓄電站發(fā)展不協(xié)調、建設不配套等原因，導致抽蓄電站投運后，運行需求不足，未能充分發(fā)揮頂峰填谷等相應作用。例如，山西西龍池電站所在的晉北地區(qū)由于風電快速增長、網(wǎng)源發(fā)展不協(xié)調，存在窩電問題，4臺機組中有2臺在高峰時段不能全啟頂峰發(fā)電，低谷時段不能全啟抽水蓄能，難以充分發(fā)揮作用。

二是抽蓄電站與其他類型機組在調峰、事故備用的調用先后順序上沒有明確規(guī)定，對抽蓄電站的調用合理性難以進行精確評價。同時，抽蓄電站的水庫運用也有待進一步優(yōu)化，警戒水位的設定需要更加科學地統(tǒng)籌調峰與備用間關系，以充分挖掘抽蓄電站的調峰能力。

專欄2:

北京十三陵抽蓄電站上庫水位范圍為535米至566米， 華北網(wǎng)調設定下警戒水位550米，與死水位相差15米，留作事故備用和黑啟動;上警戒水位560米，與設計水位相差6米，留作事故備用，原則上在此范圍內(nèi)調用。但是，下警戒水位與死水位差距較大，上警戒水位也有一定利用空間，事故備用和黑啟動功能如何合理預留水庫水位尚未有明確規(guī)定，一定程度上影響電站頂峰填谷作用的有效發(fā)揮。

三是抽蓄電站調度運行規(guī)程制定和定期評價工作未得到落實。《國家能源局關于印發(fā)抽水蓄能電站調度運行導則的通知》(國能新能〔2013〕318號)要求，調度機構應制定抽蓄電站調度運行規(guī)程和年度調度方案并報備。從現(xiàn)場檢查情況來看，部分調度機構已起草完成調度運行規(guī)程，但未按要求印發(fā)執(zhí)行和報備。

(四)投資主體單一，多元化投資格局尚未形成

由于歷史政策原因，華北、華東區(qū)域14家抽蓄電站中僅2家由非電網(wǎng)企業(yè)控股，投資運營主體大多為電網(wǎng)企業(yè)，其他投資主體難以進入。同時，電力調度機構并未完全按照發(fā)電廠的管理方式對抽蓄電站進行調度管理，抽蓄電站依據(jù)電網(wǎng)企業(yè)每年下達的年度發(fā)電計劃制定生產(chǎn)計劃，調用方式受體制影響較大。

專欄3:

福建省投資開發(fā)集團意欲開發(fā)被電網(wǎng)企業(yè)擱置多年的永泰抽蓄電站。國網(wǎng)新源控股有限公司獲知消息后，多次致函福建省發(fā)改委，意欲購買福建省投資開發(fā)集團2010年以來的前期成果。目前該項目仍在擱置，未有實質性進展。

另據(jù)了解，湖南黑麋峰抽蓄電站是國內(nèi)唯一一家由發(fā)電企業(yè)全資建設的抽蓄電站。因電價不明確，租賃協(xié)議一直未能簽訂，電站虧損嚴重，難以正常運營。2013年3月，投資方湖南五凌電力公司將電站資產(chǎn)整體轉讓給國網(wǎng)新源控股有限公司。

三、監(jiān)管意見

(一)完善規(guī)劃、實施政策后評估，引導電站健康發(fā)展

能源主管部門應進一步完善相關政策文件要求，適度加大抽蓄電站發(fā)展力度，促進抽蓄電站持續(xù)健康有序發(fā)展。要在規(guī)劃、核準新建抽蓄電站時，引入效果評價機制，并對現(xiàn)有抽蓄電站實際利用效果進行綜合評估，防止盲目建設和資源浪費，避免不必要的成本增長;要做好選點規(guī)劃，統(tǒng)籌協(xié)調電網(wǎng)與抽蓄電站的配套建設，減少網(wǎng)絡約束，保證抽蓄電站發(fā)揮應有作用;要落實投資主體責任，強化電網(wǎng)、電站批復剛性約束，對長期不落實、整改不到位的企業(yè)實施項目進行限批。

(二)加快實施兩部制電價，利用市場機制挖掘功能潛力

建議價格主管部門會同有關部門根據(jù)《國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(發(fā)改價格〔2014〕1763號)制定具體實施方案，推動兩部制電價盡快實施。積極探索市場化機制，通過投資主體競爭，降低建設成本，形成市場化的容量電價;通過輔助服務補償及調峰交易手段，形成市場化的電量電價，實現(xiàn)常規(guī)電源與抽蓄電站的互利共贏;通過市場交易方式，招標用電低谷時期抽水電量，適當降低抽水電價，進一步消納負荷低谷時段的風電、水電等可再生能源。

(三)制定標準規(guī)程，進一步發(fā)揮抽蓄電站作用

國家能源局派出機構會同電力調度機構根據(jù)抽蓄電站運行要求和特點，綜合考慮系統(tǒng)頂峰需求、低谷深度調峰、電網(wǎng)事故備用和可再生能源全額保障性收購等因素制定調度標準，防止“建而不用”或“過度使用”。電力調度機構要根據(jù)有關規(guī)定，抓緊制定具體調度運行規(guī)程，報國家能源局及所在地派出機構備案。抽蓄電站要嚴格執(zhí)行調度指令，規(guī)范運行行為，同時加強設備管理，合理制定檢修計劃，確保隨調隨用。

(四)吸引社會投資，促進抽蓄電站投資建設市場化

建議國家發(fā)改委會同國家能源局出臺配套政策，落實《國務院關于創(chuàng)新重點領域投融資機制鼓勵社會投資的指導意見》(國發(fā)〔2014〕60號)，建立多元化的投資機制，鼓勵社會資本投資，促進抽蓄電站投資建設市場化。研究推行抽蓄電站和核電、風電等項目協(xié)調配套投資及運營管理模式，實現(xiàn)項目聯(lián)合優(yōu)化運行，促進優(yōu)勢互補、良性互動，減少資源浪費。

(五)加強監(jiān)管考核，確保政策落地

國家能源局派出機構要加大抽蓄電站運行調度等情況的監(jiān)管力度，建立健全監(jiān)管和考核機制，明確考核標準及監(jiān)管措施，定期發(fā)布運行調度情況和監(jiān)管考核信息。加強日常監(jiān)管，重點對頂峰發(fā)電、調峰、調頻、事故備用、可再生能源消納以及價格成本等情況進行檢查，促進抽蓄電站規(guī)范運行。

附表：華北、華東區(qū)域抽水蓄能電站基本情況表

二〇一五年四月