抽水蓄能电站核准权限下放：为发展扫路障
2014/11/26 13:59:10 新闻来源：中电新闻网
继7月31日发出《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(简称《通知》)后，11月1日，国家发展改革委再次发出《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》(简称 《意见》)，几个月内两次出台规范抽水蓄能电站运行及建设的文件非常引人注目。我国抽水蓄能电站现状如何?《通知》和《意见》对抽水蓄能电站将起哪些作用?
2025年抽水蓄能电站总装机将达1亿千瓦
早在1968年，我国第一台1.1万千瓦容量的抽水蓄能机组就已投产。由于技术不过关，在此后20多年的时间里，我国抽水蓄能电站的发展几乎停滞。到了上世纪90年代，抽水蓄能电站技术日益成熟，我国开始进入大规模发展阶段。2013年，我国建成抽水蓄能电站总容量2151万千瓦，机组利用小时为1281.9小时，等效可用系数为97.41%。
已投运的抽水蓄能机组分别属于23家抽水蓄能电站。这23家电站中，国网的天荒坪与南网的广州抽水蓄能电站机组单机容量30万千瓦，已达到单级可逆式水泵水轮机世界先进水平。在已投入运行的86台机组中，30万千瓦容量机组占机组总台数的53.49%、总容量的68 .36%，是目前主要的抽水蓄能机组。尽管如此，在我国可供调峰的燃气机组比例很低的情况下，抽水蓄能机组容量占总装机容量仍只有 1.76%，比美国、日本和欧盟等少得多。
目前，我国在建抽水蓄能机组约890万千瓦，开展可研预可研项目容量超过3000万千瓦。2013年5月29日，国家能源发展"十二五"规划建设重点项目———河北丰宁抽水蓄能电站开工建设，该项目建成后将成为世界装机容量最大的抽水蓄能电站。
发展改革委《意见》提到，抽水蓄能电站是目前最具经济性的大规模储能设施，促进抽水蓄能电站持续健康有序发展是为了适应新能源发展需要。把抽水蓄能电站作为优化能源结构、促进新能源开发利用和保护生态环境的重要手段。着力完善火电为主和大规模电力受入地区电网抽水蓄能电站布局，适度加快新能源开发基地所在电网抽水蓄能电站建设，使抽水蓄能电站建设满足电力发展需要。到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。
核准权限下放为适度加快清障扫路
我国上世纪90年代建设的抽水蓄能机组都是从国外进口的，本世纪以来，在国家的大力支持下，通过项目打捆招标等方式，哈尔滨电机厂和东方电机厂分别引进抽水蓄能机组的部分关键技术，在此基础上开始自主设计制造抽水蓄能机组。通过消化、吸收引进技术和国产化依托工程，我国已经积累了大容量、高水头、高扬程抽水蓄能机组设计、制造、调试及运行方面的经验，形成了一定的规模和后发优势。2008~2012年，全进口机组总台数占全部机组台数的比例由56.86%逐步下降到 38.75%，进口机组总容量占全部机组总容量的比例由64.46%逐步下降到38.29%。抽水蓄能电站技术已完全成熟。
11月18日，国家发展改革委召开《政府核准的投资项目目录 (2014年本)》新闻发布会。此次修订项目目录共取消、下放38项核准权限，抽水蓄能电站项目核准权限也属于下放到省级政府核准之列的项目。尽管此次对核准权限下放设置了前提条件："在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。"考虑到电力系统中峰谷差不断加大、电源结构性矛盾日益突出、装机比例仍很低等因素，对抽水蓄能电站项目核准也会比此前简便很多。
新投产抽水蓄能电站将逐步实行标杆容量电价
据了解，抽水蓄能电站此前的电价模式主要有政府核定电价(单一电量电价、两部制电价)、租赁费"包干"以及电网全资建设经营三大类。各种电价模式在运行中均暴露出问题。比如采用租赁费"包干"模式，该模式最大的问题是没有明确抽水蓄能电站运行损耗的分摊原则。因为抽水蓄能电站能量转换过程中存在25%左右的能量损耗，租赁费"包干"模式没有明确这一损耗如何分摊。
对于此类问题，《通知》明确，在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1~3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。上述政策下发后，将有利于抽水蓄能电站建设引入社会资本投资，并对提高电站利用效率发挥积极作用。
《意见》则着重强调完善发展政策，包括明确建设管理体制、完善电站运营机制、研究与新能源协调发展政策、开展体制机制改革试点。《意见》说明，抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主，而将来则 "逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制"。
2025年抽水蓄能电站总装机将达1亿千瓦
早在1968年，我国第一台1.1万千瓦容量的抽水蓄能机组就已投产。由于技术不过关，在此后20多年的时间里，我国抽水蓄能电站的发展几乎停滞。到了上世纪90年代，抽水蓄能电站技术日益成熟，我国开始进入大规模发展阶段。2013年，我国建成抽水蓄能电站总容量2151万千瓦，机组利用小时为1281.9小时，等效可用系数为97.41%。
已投运的抽水蓄能机组分别属于23家抽水蓄能电站。这23家电站中，国网的天荒坪与南网的广州抽水蓄能电站机组单机容量30万千瓦，已达到单级可逆式水泵水轮机世界先进水平。在已投入运行的86台机组中，30万千瓦容量机组占机组总台数的53.49%、总容量的68 .36%，是目前主要的抽水蓄能机组。尽管如此，在我国可供调峰的燃气机组比例很低的情况下，抽水蓄能机组容量占总装机容量仍只有 1.76%，比美国、日本和欧盟等少得多。
目前，我国在建抽水蓄能机组约890万千瓦，开展可研预可研项目容量超过3000万千瓦。2013年5月29日，国家能源发展"十二五"规划建设重点项目———河北丰宁抽水蓄能电站开工建设，该项目建成后将成为世界装机容量最大的抽水蓄能电站。
发展改革委《意见》提到，抽水蓄能电站是目前最具经济性的大规模储能设施，促进抽水蓄能电站持续健康有序发展是为了适应新能源发展需要。把抽水蓄能电站作为优化能源结构、促进新能源开发利用和保护生态环境的重要手段。着力完善火电为主和大规模电力受入地区电网抽水蓄能电站布局，适度加快新能源开发基地所在电网抽水蓄能电站建设，使抽水蓄能电站建设满足电力发展需要。到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。
核准权限下放为适度加快清障扫路
我国上世纪90年代建设的抽水蓄能机组都是从国外进口的，本世纪以来，在国家的大力支持下，通过项目打捆招标等方式，哈尔滨电机厂和东方电机厂分别引进抽水蓄能机组的部分关键技术，在此基础上开始自主设计制造抽水蓄能机组。通过消化、吸收引进技术和国产化依托工程，我国已经积累了大容量、高水头、高扬程抽水蓄能机组设计、制造、调试及运行方面的经验，形成了一定的规模和后发优势。2008~2012年，全进口机组总台数占全部机组台数的比例由56.86%逐步下降到 38.75%，进口机组总容量占全部机组总容量的比例由64.46%逐步下降到38.29%。抽水蓄能电站技术已完全成熟。
11月18日，国家发展改革委召开《政府核准的投资项目目录 (2014年本)》新闻发布会。此次修订项目目录共取消、下放38项核准权限，抽水蓄能电站项目核准权限也属于下放到省级政府核准之列的项目。尽管此次对核准权限下放设置了前提条件："在国家依据总量控制制定的建设规划内核准。"考虑到电力系统中峰谷差不断加大、电源结构性矛盾日益突出、装机比例仍很低等因素，对抽水蓄能电站项目核准也会比此前简便很多。
新投产抽水蓄能电站将逐步实行标杆容量电价
据了解，抽水蓄能电站此前的电价模式主要有政府核定电价(单一电量电价、两部制电价)、租赁费"包干"以及电网全资建设经营三大类。各种电价模式在运行中均暴露出问题。比如采用租赁费"包干"模式，该模式最大的问题是没有明确抽水蓄能电站运行损耗的分摊原则。因为抽水蓄能电站能量转换过程中存在25%左右的能量损耗，租赁费"包干"模式没有明确这一损耗如何分摊。
对于此类问题，《通知》明确，在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价。其中，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1~3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。上述政策下发后，将有利于抽水蓄能电站建设引入社会资本投资，并对提高电站利用效率发挥积极作用。
《意见》则着重强调完善发展政策，包括明确建设管理体制、完善电站运营机制、研究与新能源协调发展政策、开展体制机制改革试点。《意见》说明，抽水蓄能电站目前以电网经营企业全资建设和管理为主，而将来则 "逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制"。
