进入“十三五”以来，我国抽蓄电站发展一改“十二五”时期缓慢态势，新开工步伐加快，但能否实现“十三五”目标尚待观察。

一、发展现状

(一)开发进展

1.常规抽蓄电站

随着由国家电网公司投资建设的6座抽蓄电站去年12月22日开工，我国抽蓄电站在运规模2849万千瓦，在建规模达3871万千瓦，在建和在运装机容量均居世界第一。

2017年，国家电网公司开建了河北易县、内蒙古芝瑞、浙江宁海、浙江缙云、河南洛宁、湖南平江6座总装机840万千瓦的抽蓄电站;由江苏省国信集团投资、总装机容量为150万千瓦的江苏溧阳抽蓄电站全面投产;此外，南方电网公司深圳抽蓄和海南琼中抽蓄电站均实现首台机组投产，广东阳江和梅州抽蓄电站按照建设进度完成节点。

2.海水抽蓄电站

目前，我国初步查清全国海水抽蓄电站资源，并筛选出典型站点。2017年4月5日，国家能源局发布海水抽蓄电站资源普查成果显示，我国海水抽蓄资源站点达238个，总装机容量可达4208.3万千瓦。其中，位于浙江舟山、广东汕头、福建宁德等8个建设条件相对较好的典型站点将作为下一步研究重点。

(二)投资主体

过去，由于抽蓄电站主要服务于电网安全稳定运行，由电网企业负责开发，抽蓄电站的盈利与整个电网运营利润进行捆绑式计算，其他企业建设抽蓄电站的积极性并不高。

抽蓄电站目前以电网经营企业独资或控股投资建设为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主。

目前，国家电网公司所属国网新源控股有限公司是我国最大的抽蓄电站开发建设单位。截至2017年底，该公司运行抽蓄电站达到20座，装机容量1907万千瓦，占全国抽蓄运行容量的66%。

(三)电价机制

目前，我国抽蓄电站主要实行三种价格机制——单一容量电价、单一电量电价、两部制电价。按照2014年国家发展改革委《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》，在形成竞争性电力市场以前，对抽蓄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个百分点至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;逐步对新投产抽蓄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。当时已核定电价的抽蓄电站逐步实行两部制上网电价。

(四)建造成本与收益

抽蓄电站前期建设周期长，一个项目从预可行研究到建成投产正常情况下需要8至10年时间，每千瓦成本7000元左右。国家电网公司去年底开工的6座抽蓄电站总装机容量840万千瓦，总投资524亿元，平均每千瓦投资6200余元。6座电站计划全部于2026年竣工投产。去年全面投产的江苏溧阳抽蓄电站于2008年12月开工，总投资89亿元、总装机容量为150万千瓦，每千瓦投资近6000元。

业界人士表示，以目前的电价，抽蓄电站最好的运行情况也只能是保本微利。国家能源局2015年发布的《华北华东区域抽蓄电站运营情况监管报告》显示，2014年1~9月份区域内实施单一容量电价的抽蓄电站发电利用小时数为518.8小时，抽水利用小时数为642.5小时。此外，在大多数情况下，抽蓄电站调峰填谷、调频、调相，安全备用保障电网安全稳定运行所产生的辅助功能效益难以准确计算。

与常规抽蓄电站相比，海水抽蓄电站有利用海洋作为下水库、占地面积小、水源充足等优点，但也有其独有特性和技术难度。海水抽蓄电站相对较小，单位造价更高，经济指标可能更差。

二、存在问题

目前，我国抽蓄电站总体上存在发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题，导致部分机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。从根本上看，还是在于认识差异和经济吸引力不够，企业投资积极性不高。

(一)建设速度低于预期，装机比重占比较低

“十二五”期间，全国规划新开工抽蓄电站4000万千瓦、投产1324万千瓦，2015年底装机容量达到3000万千瓦，但实际开工2090万千瓦、投产732万千瓦，2015年底装机容量仅2303万千瓦，分别完成“十二五”规划目标的52%、55%和77%。进入“十三五”，抽蓄电站建设明显加快，前两年新开工规模约1900万千瓦。

目前，我国抽蓄电站装机在电力装机中占比还不到2%，而西方发达国家普遍重视抽蓄电站建设，装机容量通常占电力系统总装机的5%~10%。其中，美国抽蓄电站占比达7%~8%，日本达14%。我国调峰能力不足已开始影响电力系统运行，部分地区时段性影响严重。

(二)市场化电价未形成，投资效益不高

电价形成机制未理顺是抽蓄发展的核心问题。2014年《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》对抽蓄电站电价政策是原则性规定，没有实施细则，两部制电价政策并未得到全面落实。据了解，抽蓄电站年容量电费分配是电网50%、用户25%通过销售电价疏导落实，发电企业25%通过招标解决。在现有电价机制下，抽蓄电站的建设成本只能全部进入输配电成本并通过调整销售电价进行疏导，由电网和用户承担，受益电源并未补偿抽蓄电站。

国家能源局2015年发布的《华北华东区域抽蓄电站运营情况监管报告》指出，抽蓄电站的相关招标竞价方式、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无实质性进展。

再如，我国首个由发电企业投资建设的抽蓄电站黑麋峰电站，2009年投运后持续亏损，不得已于2013年转卖给电网企业。发电企业无意承担25%电站容量电费，理由之一即是火电本身具有一定调峰能力，并不一定需要抽蓄电站。

(三)电力供需形势与体制机制也存制约

在个别业界专家看来，抽蓄电站建设缓慢归根结底是当前全国电力产能严重过剩造成的。近几年来，随着我国经济由高速增长阶段转向高质量发展，单位GDP能耗下降，电力需求增速降低，而且火电机组出现过剩。这一观点认为，抽蓄电站最主要的作用就是参与可再生能源调峰，目前电力产能过剩，普遍存在弃风、弃光现象。可再生能源规模上不去，抽蓄自然也就跟着受影响。同时，抽蓄部分调峰任务被大量过剩火电机组所替代，抽蓄电站的经济效益无法保证，大大降低了企业投资建设的积极性。

三、发展前景与建议

(一)抽蓄电站将加速发展

从全球范围看技术较成熟的抽蓄仍是储能主力。根据国际可再生能源署去年底发布的“电力储存与可再生能源——2030年的成本与市场”报告，到2017年中，全球储能装机容量为176吉瓦，其中169吉瓦抽蓄(占96%);3.3吉瓦热能储存(1.9%);1.9吉瓦电池储能(1.1%);1.6吉瓦机械储能(0.9%)。而且，与发达国家抽蓄电站占电力总装机的比重相比，我国的比重偏低，专家认为我国抽水蓄能的合理比例应保持在10%以上。

非水可再生能源快速发展需要。《水电发展“十三五”规划》明确，“十三五”将加快抽蓄电站建设，以适应新能源大规模开发需要，保障电力系统安全运行。我国未来能源革命电力转型中，间歇性的非水可再生能源将是主力，其发电能力超过电网的最低负荷是必然的趋势。2017年，我国非化石能源发展已经领跑全球，新增装机规模占全球增量40%左右。我国非化石能源发电装机占比已达38.1%，比2012年提高9.6个百分点，是历史上增长最快的时期。2017年，我国可再生能源发电装机容量达到约6.56亿千瓦，风电和光伏发电建设成本分别下降20%和60%。

(二)发展目标设定应更加科学

按照我国规划，“十三五”全国新开工抽蓄电站6000万千瓦左右，到2020年抽蓄电站装机容量达到4000万千瓦，预计2025年全国抽蓄电站约9000万千瓦。按照目前的开工规模，意味着未来三年至少还要新开工4100万千瓦抽蓄机组才能完成既定规划目标。这个规划目标完成难度较大。

要滚动调整抽蓄规划，适时启动新一轮选点规划工作。统筹考虑区域电力系统调峰填谷需要、安全稳定运行要求和站址建设条件，对尚未开展选点规划的地区适时启动规划工作;对部分已有选点规划，经论证有增补、调整站点必要的地区进行滚动调整，充分论证系统需求，分析研究抽蓄电站的合理建设规模和布局，优选确定规划站点。为适应长远需要，考虑到抽蓄电站建设的合理工期，有必要组织新一轮的选点规划工作。

(三)深化电改完善利益补偿机制

抽蓄电站的属性导致其不追求直接的经济效益，而其间接经济和社会效益难以计算，需要借助电改将其间接效益量化出来。应实行“优质优价”，鼓励电力系统优化电源结构，将煤电、核电等受益电源的增量效益部分用于对抽蓄电站的补偿，体现“谁受益、谁分担”的原则。通过电源侧峰谷电价、辅助服务补偿等方式，合理反映抽蓄电站的效益。同时，完善和落实两部制电价政策，扩大峰谷电价差。以美国加州电力交易中心为例，不同时段电价差异很大，最高电价与最低电价相差52倍。抽蓄电站可以在电力市场高抛低吸，获得效益，有足够生存空间。

(四)做好分类管理利用

由于电源结构、负荷特性、电力供需状况和电力保障需求的实际情况存在差异，不同电网抽蓄电站实际发挥的作用应该有所侧重，抽蓄的作用不能一概而论，需要分类管理利用。

目前看，华东电网规模大，系统峰谷差较大，系统内火电比重较高，核电和区外来电比重也逐年增加，对电能质量要求高。因此，抽蓄功能以调峰填谷为主，辅以调频调相和备用;湖南、湖北电力系统内小水电比重大，且远离负荷中心，负荷中心缺乏快速反应电源，因此抽蓄以承担调频调相、事故备用功能为主，辅以调峰填谷功能;东北、西北电网新能源发展迅速，电网规模小，消纳能力有限，要保证远距离外送，配置抽蓄更多发挥其储能作用，辅以调峰调频、事故备用等功能。

(五)促进投资建设市场化

目前，“鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主”的政策效果尚未显现。从长远看，抽蓄电站走市场化道路或许是最优选择。建立多元化的投资机制，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，促进优势互补、良性互动，减少资源浪费。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2018年1月19日第3期