《电力发展“十三五”规划》（下称《规划》）于本月初正式发布。此次《规划》中，将“加强电力系统的调峰能力建设，全面提升系统的灵活性”作为“十三五”的重点任务之一。

抽蓄电站未完成“十二五”水电规划

《规划》显示，“十三五”期间，加强系统调峰能力建设，提升系统灵活性，从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，优化电力调度运行，大力提高电力需求侧响应能力。“十三五”期间，抽水蓄能电站装机新增约1700万千瓦，达到4000万千瓦左右。

据国家能源局提供的数据显示，截至2015年底，全国抽蓄电站总装机约为2300万千瓦，与水电“十二五”规划的3000万千瓦目标相比，完成率仅为77%，而且“十二五”期间抽蓄新开工规模为2090万千瓦，仅为规划目标的52%。

截至目前，全国已投产28座抽蓄电站，分布在17个省市，总装机2402.3万千瓦；在建17座抽蓄电站，总装机2140万千瓦；正在筹建32座抽蓄电站，总装机4061万千瓦。

抽水蓄能电站效用未充分发挥

据了解，抽蓄电站是把电网负荷低谷时多余的电能转化为水的势能储存起来，在负荷高峰时将水的势能转化为电能，实现电能的有效存储，并将电能在时间上重新分配，有效调节了电力系统生产、供应、使用之间的动态平衡。抽蓄电站具有机组启停迅速、工况转变灵活，可以实现顶峰填谷、调频调相、紧急事故备用等特点，被喻为电网的“调节器”“稳压器”和“蓄电池”。

随着调峰需求日益增加，我国抽蓄电站进入建设高峰。

江苏溧阳抽水蓄能电站首台机组日前完成调试工作，即将投产。这是江苏省规模最大的抽水蓄能电站，核准概算总投资76.35亿元，建成后年发峰荷电量20.07亿千瓦时。

今年8月，我国西北地区首个抽蓄电站——陕西镇安抽蓄电站正式开工建设，新疆阜康、福建厦门抽蓄电站也相继获得核准。

与此同时，我国抽水蓄能电站依然存在效用未充分发挥的问题。以华北华东区域为例，去年5月，国家能源局发布《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》，显示电站建设滞后、调度规则缺失、电价机制不合理、投资主体单一等问题是抽水蓄能电站发展的主要制约因素。

例如，内蒙古呼和浩特抽蓄电站于2006年8月26日获得项目核准，设计工期51个月。由于资金不到位，项目于2007年11月停工，直至2009年11月项目才恢复建设。目前仅有2台机组并网试运，建成时间落后4年，项目建设成本由49.34亿元增加至56.43亿元。

对此，《报告》建议，完善规划、实施政策后评估，引导抽蓄电站健康发展。建议在规划、核准新建抽蓄电站时，引入效果评价机制，并对现有抽蓄电站实际利用效果进行综合评估；统筹协调电网与抽蓄电站配套建设，减少网络约束；落实投资主体责任，强化电网、电站批复刚性约束，对长期不落实、整改不到位的企业实施项目进行限批。

此外，部分电站还存在窝电问题。

例如，山西西龙池电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调，存在窝电问题，4台机组中有2台在高峰时段不能全启顶峰发电，低谷时段不能全启抽水蓄能，难以充分发挥作用。

《报告》认为，抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定，对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。此外，抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化，警戒水位的设定需要更加科学地统筹调峰与备用间关系，以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。

抽蓄电站的电价测算方法同样值得关注。

此前，国家能源局专门颁布来相关电价政策，明确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。其中，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；电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

作者：周宇航