全国人大代表侯清国：完善电价政策推进抽水蓄能健康发展

北极星水力发电网讯:完善电价政策推进抽水蓄能健康发展——访全国人大代表，国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国

（来源：微信公众号“中国电力报”  ID：zgdlb_CEPN  作者：朱怡 伍梦尧）

近年来，我国新能源行业实现较快发展的同时，也对电网安全运行增添更多压力。为实现新能源发展与电网安全运行的双赢，具有调峰填谷、调频调相、黑启动和事故备用等多种功能的抽水蓄能电站，为推进我国能源结构优化升级增添更多安全保障。

抽水蓄能电站的当前发展情况如何？怎样才能推进抽水蓄能电站进一步发展，进而加快我国能源高质量发展？全国两会召开前，本报记者与全国人大代表、国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国就以上问题展开探讨。

平抑新能源波动性的超大电源——抽水蓄能电站

伴随新能源的大规模开发利用，近年来，能够有效平抑新能源发电波动性、随机性的抽水蓄能电站，发展步伐从未停止。

中国电力报：近年来，伴随可再生能源行业的飞速发展，可保障电网安全运行、提高电力系统运行经济性的抽水蓄能行业发展也实现了良好前进。请您简单介绍我国抽水蓄能电站的发展情况。

侯清国：抽水蓄能电站是具有调峰填谷、调频调相、黑启动和事故备用等多种功能的快速灵活性调节电源，具有超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势和特点，对于保障电网安全稳定运行，助力新能源大规模开发利用，提高电力系统运行经济性发挥着重要作用。

2014年以来，国家发改委、能源局陆续出台了多个促进抽水蓄能电站健康有序发展的政策文件，推动我国抽水蓄能实现了良好发展。目前，我国抽水蓄能电站累计在运32座3059万千瓦，在建34座4605万千瓦。

总体上看，我国抽水蓄能电站装机占电源装机比重偏低，在运装机占比仅为1.6%，预计2025年也仅达到3%左右，与发达国家相比仍有一定差距。

中国电力报：推进抽水蓄能项目建设，会对产业链上下游产生多大影响？

侯清国：抽水蓄能电站具有建设周期长、投资规模大、工程难度高的突出特点，属于资本密集型的大型基础设施工程投资项目。

通常自项目核准开工起至全部机组投产，需7-8年左右时间。当前120万千瓦抽水蓄能电站投资规模约在70亿元左右，工程建设涉及大量高难度大规模地下洞室工程施工和大容量复杂发电装备制造安装。可直接或间接拉动设计咨询、工程施工、工程机械、建筑材料、设备制造、工程劳务等多个上下游产业。同时，可显著拉动地方GDP增长，增加地方税收，活跃地方消费市场，推进地方脱贫致富，对地方经济社会发展具有突出的拉动和促进作用。

以地处国家级贫困县河北省丰宁县的丰宁抽水蓄能电站为例，工程一、二期共计装机规模360万千瓦，总投资192.37亿元，初步估算可拉动装备制造、设计咨询、工程施工、工程监理、建材生产等行业产值超过380亿元，参建各方年均缴纳税款约3000万元，年均提供就业岗位4000余个，拉动当地消费年均超过3000万元。

中国电力报：国网新源控股有限公司在推进抽水蓄能电站方面，做出了哪些工作？

侯清国：“十三五”以来，国网新源控股有限公司深入贯彻国网公司党组决策部署，按照国家电网公司确定的规划安排，进一步加快抽水蓄能开发建设步伐，已逐步成长为全球最大的抽水蓄能专业化运营公司。

截至目前，公司“十三五”期间累计核准20个项目，开工17个项目，预计到今年年底还将有4个项目核准，7个项目具备开工条件。目前，公司抽水蓄能电站管理装机容量达到5642万千瓦，其中运行容量1967万千瓦，占全国运行容量的64.3%；在建容量为3675万千瓦，占全国在建容量的79.8%。

根据当前新源公司现有项目开发建设情况，初步预计公司“十四五”期间抽水蓄能电站开工规模将继续保持强劲发展，投产规模约2000万千瓦。

完善电价政策助力行业加快发展

抽水蓄能行业持续健康高质量发展，亟需进一步完善抽水蓄能合理的电价执行政策。

中国电力报：在您看来，推进我国抽水蓄能电站加快发展的关键点在于何处？

侯清国：当前影响我国抽水蓄能电站发展的突出问题是抽水蓄能电价机制需要进一步完善。

《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）规定，抽水蓄能电费纳入各网省电网企业运行费用或购电成本，通过销售电价疏导至终端用户。这一政策路径清晰明确，符合抽水蓄能电站的功能定位，具有良好的政策引导作用。

然而，伴随我国电力体制改革向纵深推进，特别是在新一轮输配电价改革以后，抽水蓄能电站价格疏导及电费回收途径与原政策未能有效衔接，出现了抽水蓄能电费无法通过输配电价向市场回收的问题，亟需进一步完善抽水蓄能合理的电价执行政策。

中国电力报：您认为应在哪些方面对抽水蓄能电站电价机制进行完善？

侯清国：要加快建设适应新电改要求的抽水蓄能电站电价机制，需要从多个方面做出努力，多措并举、共同推进。

一是继续坚持2014年1763文规定的由政府核定和监管的核价机制。二是明确将抽水蓄能电费作为系统服务费，由电网企业统一支出的支付机制。三是实施抽水蓄能电费由区域电网向各省级电网企业分摊，向全部用户合理传导的回收机制，促进抽水蓄能持续健康高质量发展。