抽蓄电站开工规模首次大于常规水电 发展政策逐渐利好

记者日前从2017水电发展论坛获悉，2016年一批抽蓄电站建成发电，投产装机容量创历史新高。不仅如此，新核准开工抽蓄电站7座，包括陕西镇安、辽宁清原、福建厦门、江苏句容、新疆阜康、福建周宁在内，总装机约900万千瓦。信息显示，2016年全国新核准开工重大水电项目11个，总装机容量1567万千瓦，其中常规水电仅黄河玛尔挡、金沙江叶巴滩等4座。“水电开发的内部结构性优化调整趋势明显，重大项目、有调蓄作用电站建设加快推进，抽蓄电站开工规模首次大于常规水电。”国家能源局总工程师韩水在会上表示。

抽蓄电站在经历“十二五”期间发展受阻之后，于“十三五”开局之年持续发力，但目前已建成的抽蓄电站利用率低，功能效益发挥受阻，抽蓄发展缺乏市场空间。

建设积极性仍不高

据统计，截至目前，全国已建成抽蓄电站31座，总装机容量2698万千瓦，在建抽蓄电站23座，在建容量3170万千瓦。而根据《水电发展“十三五”规划》，“十三五”期间将开工建设的重点抽蓄项目达到48个，规划总容量5875万千瓦。

“2016年计划新核准开工的抽蓄电站全部完成既定目标，就目前的项目核准和开工进度来看，抽蓄市场相较‘十二五’有很大起色。”业内专家告诉记者，“但去年核准开工的都是‘十二五’规划的项目，而且电站的建设周期相对较长，投产速度不会很快。加之某些省份审批项目力度不够，也给目标完成带来不小阻力。”

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”。

然而，全国范围内已建成的抽蓄电站利用率普遍较低，收益无法保障，企业投资建设的积极性并不高。“国家对抽蓄市场的重视力度一直很大，但实际执行却比较慢。目前电力产能整体过剩，煤电通过灵活性改造完全具备调峰能力。为了照顾煤电适应生存，电网企业不得不让煤电配合风电、光伏参与调峰，势必挤占了抽蓄电站的市场空间，企业建设积极性不高，建设速度也会相应放慢。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭表示。

发展政策逐渐利好

《水电发展“十三五”规划》确定了抽蓄电站6000万千瓦的开工目标，平均每年需开工1200万千瓦方能完成。张博庭认为：“2016年抽蓄电站开工不到1000万千瓦，如果是‘十二五’的4000万千瓦开工目标完成肯定没问题，但‘十三五’的6000万千瓦估计完成不了。但是从去年开始国家加大去产能力度，相继叫停100多家火电厂，这对抽蓄市场来说确实是个利好消息。”

随着可再生能源在全国范围内崛起，届时对抽蓄电站的系统调节能力和保障手段的需要将越发凸显。中国水力发电工程学会秘书长李菊根曾表示：“大负荷中心建设高容量、大水头的抽水蓄能电站，小负荷或者距负荷中心远的地区，又可以建设低水头、小容量的抽水蓄能电站，因地制宜，大小结合。”

据了解，这种大中小型电站相结合的布局，可以使电力输送距离短，运营损耗小，使电网调节更有效，抽水蓄能电站自身运行更具经济性。“根据目前的实际运行经验，抽蓄电站所发挥的作用，主要受服务电力系统的电源结构、网架结构、负荷特性和电力供需平衡所影响，而呈现区域性、时段性的差异。因此，各区域电力系统中适合的抽蓄装机比例也有差异。”上述业内专家称。

除没有市场以外，电价机制也是影响抽蓄发展的关键因素之一。现在新建的抽水蓄能电站大都采用两部制电价，综合了容量电价和电量电价的优势，经济效益比较明显。但是值得注意的是，落实两部制电价的抽水蓄能电站数量十分有限。由于相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，更加合理的两部制电价在全国范围内推广难度不小。

专家建议，下一步应该就电价机制投资主体展开试点，探索疏导抽水蓄能电站电价的新路径。

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