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继分布式发电监管报告出炉之后，华北、华东两大区域抽水蓄能电站的相关监管情况也对外公布。
昨日(5月19日)，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》(以下简称《报告》)，披露了华北、华东两大区域抽水蓄能电站的运营现状。
《报告》称，目前抽蓄电站发展缓慢，部分项目建设不及时，建设周期长，增加了不必要的建设成本，推高了抽蓄电站的运营费用。
个别工程拖后4年完工
能源局公布的调查报告显示，整个华东和华北地区的抽蓄电站发展滞后不容乐观。
截至2014年9月底，我国已建成抽蓄电站23家，装机容量2151万千瓦。能源局本次监管选取的华北、华东区域，抽蓄电站共14家，占全国60.8%;装机容量1133万千瓦，占全国52.7%。
能源局表示，“总体来看，华北、华东区域抽蓄电站基本满足电网安全运行需要，一定程度上减少弃风、弃水，促进了节能减排，对电力系统的整体优化起到了积极作用。”
记者获悉，在顶峰填谷及调频调相方面，华东区域抽蓄电站能够提供高峰发电能力706万千瓦，低谷抽水能力733万千瓦，理论上最大调峰能力可达1439万千瓦，占2013年华东区域平均用电峰谷差(3838万千瓦)的37%，对电网峰谷差压力起到缓解作用。
不过，该《报告》分析称，目前抽蓄电站发展缓慢，部分项目建设不及时，建设周期长，增加了不必要的建设成本，推高了抽蓄电站的运营费用。
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。
《报告》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。
同时，要落实投资主体责任，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。
市场化电价未形成
抽蓄电站投资主体单一的问题也在此次监管中引起能源局注意。
据了解，目前全国已建成抽蓄电站23家，其中电网企业控股21家，华北、华东区域14家抽蓄电站中仅2家由非电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。
对此《报告》建议，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化，研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式，实现项目联合优化运行。
在“新电改”中，输配电价改革是其中重要一环，而在能源局的监管中发现，抽蓄电站的电价机制也存在诸多弊端。
根据能源局的监管情况，在两大区域内，9家执行单一容量电价的抽蓄电站，2014年1~9月平均发电利用小时仅为439小时，与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。其中，山西西龙池电站与河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。
然而，目前全国实行单一电量电价的4家抽蓄电站，年平均发电利用小时数高达1600小时左右，远超国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。
能源局认为，单一容量电价缺乏激励，电站发电积极性不高;单一电量电价致抽蓄电站调用频繁、多发超发;两部制电价机制仍需细化落实。
实际上，这次监管中发现的问题不仅仅是在电价方面，能源局此次监管发现，相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作并无实质性进展。
对此，《报告》建议，价格主管部门积极探索市场化机制，通过投资主体竞争，降低建设成本，形成市场化的容量电价;通过辅助服务补偿及调峰交易手段，形成市场化的电量电价，实现常规电源与抽蓄电站的互利共赢。
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