國家能源局日前在《對十三屆全國人大三次會議第4125號建議的答復》（以下簡稱《答復》）中明確表示，擬于近期啟動全國新一輪抽水蓄能中長期規劃編制工作，以指導抽水蓄能未來發展。

抽水蓄能電站具有調峰、填谷、調頻、調相、緊急事故備用等多種功能，運行靈活且反應快速，是電力系統的重要組成部分，并在儲能中占據主要地位?！洞饛汀芬仓赋觯觌S著電網運行安全可靠性提高，抽水蓄能電站建設加快。截至目前，我國在運抽水蓄能裝機容量3000萬千瓦。當前和未來一段時期，隨著電力系統及高比例新能源快速發展，抽水蓄能未來發展空間較大。

那么，抽水蓄能中長期規劃的主要關注點是什么？產業發展還面臨哪些障礙？記者就此采訪了業內專家。

抽蓄調峰作用被抵消

據了解，“十三五”期間我國規劃建成抽水蓄能4000萬千瓦，并開工建設6000萬千瓦。對此，中國水力發電工程學會副秘書長張博庭表示：“目前看，規劃的開工規模僅有一半左右，建成運行的裝機只達到3/4，目標難以實現。”

張博庭認為，目標落空是由于化石能源退出的步伐沒有邁開，導致整個電力產能嚴重過剩，煤電不得不承擔調峰任務，抵消了抽水蓄能對電網的作用。“‘十三五’目標何時達成，取決于能源轉型的速度。一旦啟動煤電退出，抽水蓄能電站就會有大規模興建的空間。”

中國水力發電工程學會副秘書長陳東平表示，無論之前制定多高的目標，抽水蓄能在整個電力系統中的比例才是關鍵，所以規劃中應制定相關目標。“抽水蓄能的占比反映了電力系統的調峰能力和結構是否優良，而目前系統最大的問題就是結構性問題，即東部火電發不滿，西部水電出不來。”

抽蓄電價機制急需改革

對于業界關心的抽水蓄能電價問題，國家能源局在《答復》中明確：“為適應電力市場化改革不斷深化、新能源快速發展的需要，促進抽水蓄能電站持續健康有序發展，國家發展改革委將在全面梳理、深入研究、廣泛聽取意見的基礎上，進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制。”

陳東平指出，我國電價政策性較強，并沒有完全契合于市場，市場只能作為參考，電價無法實時反映市場需求。“部分地區電價定的過低，會造成部分企業發展發生偏差，導致地方局部利益影響了整個宏觀結構。”

“以前有相應的價格機制，給電網補容量電價，現在大量煤電經過靈活性改造后也要求容量電價。”張博庭指出，“如果抽水蓄能拿不到容量電價，那電網企業也不太愿意投建，所以電價機制很重要。”

陳東平介紹，2016年以后，除電網企業，其他投資方也紛紛參與抽水蓄能電站投資建設，但電價機制問題始終未解決。“長期執行的電價機制早已不適合市場發展的需要。”他還指出，不同于常規發電，抽水蓄能可通過電力的買入和賣出，實現在電力系統中的商務交換，進而實現其在電力系統中的經濟性價值。

“其實，正常實行峰谷電價就能解決問題，但很多大型煤電企業都是國企，電網操作有難度，民企相對弱勢，就選擇退出了。”張博庭坦言。

吸引多元投資仍存障礙

針對如何進一步吸引各方投資，記者了解到，國家能源局2015年1月印發的《國家能源局關于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見》（國能新能〔2015〕8號）指出，未明確開發主體的抽水蓄能電站，可通過市場方式選擇投資者。

“其實很多企業都有投資抽水蓄能的興趣，但關鍵是能否保障收益。”張博庭表示，要從根本上打消發電企業對電價機制問題的擔憂，才能吸引他們投資。

陳東平也強調，發展抽水蓄能電站要從根本上解決建設體制問題。“一定要放開市場建設，電網公司要給出建議，然后由國家制定相關政策。”

陳東平還提到，目前一些抽水蓄能的政策主要是在電價上做文章，缺乏對抽水蓄能對于系統的結構優化和經濟性貢獻的深入考慮，西部水電棄水和東部火電利用小時的降低體現了電力系統的結構性問題，簡單通過行政手段無法解決根本問題。“可以探索建立類似碳交易市場的模式，建立西部水電與東部火電的經濟性聯系，推動資源的優化配置。”

張博庭指出，抽水蓄能勘測量還滿足不了未來需求，擔不起煤電退出后的任務。“增加量是可以繼續投資的，比如很多梯級水電站，稍加改造就可以變成抽水蓄能，只要有了市場需求，辦法總能想出來。”