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4 国内抽水蓄能电站建设运行管理模式面临的问题

(1)没有体现“谁受益，谁分担”的市场经济原则

抽水蓄能电站的受益主体为发电侧不能调峰或深度调峰经济性差的电源(主要为煤电、核电等)、电网和用户。抽水蓄能电站低谷抽水电量由煤电、核电或风电提供，可增加这部分机组的发电量，同时可使火电和核电机组以较平稳地出力运行，缓解这些机组低谷时段深度调峰、频繁调整负荷、甚至启停调峰的困难，可延长机组使用寿命，降低燃料费用，节约维修成本，给相关电厂带来直接的经济效益。

根据南方电网科学研究院的研究分析，至 2011 年底，广东省核电装机容量共计 6120MW。在无广州抽水蓄能电站的替代方案中，由于少了广蓄电站的抽水用电量以及核电机组需降出力运行，核电的年利用小时数约为 6715h;有广蓄时核电利用小时提高到 8032h，提高了 1317h。对应核电发电量增加了 80.6 亿 kWh，按核电上网标杆电价 0.426 元/kWh 初步测算，相应增加的核电发电收入约 34.3 亿元。虽然这部分收入与蓄能电站在电网中的作用有着密切的关系，但在现状的电力体制下，这部分效益还无法核算到蓄能电站上。

根据国家近几年批复的几个抽水蓄能电站的租赁费分摊原则，抽水蓄能电站的租赁费用由电网企业消化 50%，发电企业和用户各承担 25%。发电企业承担的部分通过电网企业在用电低谷招标采购抽水电量解决;用户承担的部分纳入销售电价调整方案统筹解决。此政策体现了“谁受益、谁付费” 的市场经济原则，大方向是非常正确的。但是在具体的执行过程中，用户承担的 25%可进入销售电价通过电价的调整可以得到落实，发电企业应承担的 25%目前没有相应的措施去落实，也就使电网公司承担了 75%。这种情况如果得不到合理有效解决，当抽水蓄能发展到一定规模时，电网公司将无力承担，最终结果是蓄能电站建设减缓或停止不前。因此，建议尽快研究落实蓄能电站在电网中所提供的服务受益主体，通过电价杠杆或其它方式，使受益主体能够承担蓄能电站相应的费用。

(2)当前电价机制不适应蓄能电站的发展

我国目前已运行的抽水蓄能电站的电价模式，都是和电网公司进行结算，由于发电侧“增量效益”补偿难以实现，现有电价机制下电网“加工收益”又难以弥补结算资金缺口，不足部分仍需进入输配电成本并通过调整销售电价进行疏导，从而推动销售电价不合理上涨，造成“找错了对象、买错了单”的不合理现象，影响了蓄能电站的健康有序发展。

我国目前没有形成像西方发达国家一样的竞价上网的电力市场机制，也未实行峰谷分时电价，而是实行单一的上网电量电价，发电侧不论何时发电电价均相同，而蓄能电站是通过峰谷电量的转换，实现其应有的作用和效益，在没有合理的电价机制下，蓄能电站难以得到其应有的效益。因此，制定合理的电价机制，是促进蓄能电站的健康有序发展的关键。

(3)当前电价核算机制未能使蓄能电站的动态效益得到合理补偿

电力的一个重要特性是生产、输送及使用是在同一时间完成的，电力的这一特性要求电力系统中电力的供给和需求要实现瞬间平衡。电力供给和需求的不平衡就会造成电力系统的频率和电压的波动，这种波动轻者降低电能质量，重者会危及电网安全，甚至引发电网事故，造成大面积停电。因此，电力系统中必须有足够的备用容量和辅助服务调整设备，随时为电网提供频率和电压调整服务，在发生电网事故时迅速支持电网防止事故扩大，确保电网安全和稳定运行。

抽水蓄能电站可为电网安全和稳定提供调峰、填谷、调频、调相、事故备用及黑启动等辅助服务。而蓄能电站所提供的这些辅助服务，无论是电网公司自己建设，还是电网公司向发电商购买，都需要付出成本。因此在实行市场经济和电力市场化的条件下，必须给予提供辅助服务主体应有的经济补偿。我国目前所实行的蓄能电站电价机制，未能充分考虑蓄能电站的这些动态效益，抽水蓄能电站的动态效益一直存在“看得见，算得出，拿不到”的现象。

原标题：我国抽水蓄能电站建设运行管理模式初探

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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