《水電發展“十三五”規劃》提出，“十三五”新開工抽水蓄能達到6000萬千瓦。但記者近日在采訪中了解到，進入“十三五”關鍵的第三年，這個目標能否完成仍然打著問號。

統計顯示，“十二五”我國抽水蓄能電站新開工規模為2090萬千瓦，僅完成了“十二五”規劃目標的52%。進入“十三五”，2016年新核準開工抽蓄電站7座，裝機不到1000萬千瓦，未完成年均1200萬千瓦的目標。記者從業內專家處了解到，2016-2017年抽蓄電站新開工共計約1900多萬千瓦，意味著未來三年至少還要新開工4100萬千瓦抽蓄機組才能完成既定規劃目標。

多位接受記者采訪的業內人士表示，雖然過去兩年國內抽蓄項目建設呈現出加快之勢，但要完成6000萬千瓦的裝機目標，難度很大。

既然國家做了規劃，為何目標卻難以完成?目前抽蓄產業發展有何掣肘?如何破解發展難題?

前兩年未達目標

統計數據顯示，目前我國抽蓄電站在運規模2849萬千瓦，在建規模達3871萬千瓦，在建和在運裝機容量均居世界第一，已經建成潘家口、十三陵、天荒坪、泰山、宜興等一批大型抽蓄電站。

2017年，國網開建了河北易縣、內蒙古芝瑞、浙江寧海、浙江縉云、河南洛寧、湖南平江6座總裝機840萬千瓦的抽蓄電站。此外，南網深圳抽蓄和海南瓊中抽蓄電站均實現首臺機組投產，廣東陽江和梅州抽蓄電站按照建設進度完成節點。

記者從業內專家處得到的一份資料顯示，從“十三五”抽蓄電站布局看，華東地區“十三五”期間開工規模約1600萬千瓦，占全國新建裝機的比重最大，為26.7%，華中其次，開工規模約1300萬千瓦。 從各省的布局看，浙江、福建和安徽位列前三。

2017年新開工的抽蓄電站主要集中在華東和華北。但《水電發展“十三五”規劃》確定的抽蓄電站開工目標中，華北、華東均上調了目標，華中和南方區域則下調了目標。

“華北和華東上調開工目標，與區域新能源大規模發展有關。這兩個區域抽蓄電站需求大，建設條件均存在省間不均衡。國家相關部門通過分析調研兩個地方抽蓄開工數和各省、區域電網抽蓄電站合理需求規模和合理布局，做了相應調整。”業內知情人士向記者透露，“華中區域接受大量區外水電、風電、煤電，對抽蓄電站需求較大，考慮到華中區域抽蓄建設條件較好，初步規劃時預設開工規模約1400萬千瓦，但考慮到實際需求情況，最終在《水電發展‘十三五’規劃》中敲定為1300萬千瓦。”

中國水力發電工程學會副秘書長張博庭也告訴記者，“十三五”抽蓄建設情況很可能和“十二五”一樣，完不成既定新開工目標。從目前的項目核準和開工進度來看，2018年要完成年均1200萬千瓦的新建抽蓄目標也有難度。

信息顯示，南網2018年新開工抽蓄項目可能只有廣東梅州抽蓄電站。國網方面，截至記者發稿時，并未得到2018年新建抽蓄電站規劃的回復。

難完成癥結何在?

“十三五”抽蓄開工目標完成難度大，癥結在哪?

上述知情人士表示，根本原因在于，我國總體對抽蓄電站建設和送出配套等全國電力系統協調發展的重要性和迫切性認識不足。抽蓄電站建設周期長，“十四五”、“十五五”期間需要的抽蓄電站需要在“十三五”期間開展前期研究工作。“因為相關部門對此問題研究不夠，直接導致‘十二五’抽蓄開工任務沒有完成。”

此外，受訪業內人士普遍認為，抽蓄電建設目標完成難，還有來自運行機制方面的原因。

“缺乏明確的抽蓄電站的經濟效益量化指標和相關受益方的合理分配，是投資主體意愿不高的主要原因。”一位不愿具名業內專家對記者透露。

國網能源研究院副院長蔣麗萍對記者表示，價格機制不支持抽蓄項目經濟性，又沒有其它合適的商業模式是“十三五”抽蓄難完成目標的直接原因。“價格機制是導致抽蓄電站效用未充分發揮的主要原因。”

記者了解到，雖然國家發改委早在2014年就發布了《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》，但對電價政策僅提出了原則，沒有操作性，也并未從根本上理順抽蓄電站的投資收益機制。

上述《通知》提出，電力市場化前，抽蓄電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網(或區域電網)運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。據悉，抽蓄電站年容量電費分配是電網50%、用戶25%通過銷價疏導落實，發電企業25%通過招標解決。但實際情況是，一些建好的抽蓄電站年容量電費遭遇了落實難。

湖北白蓮河、湖南黑糜峰抽蓄電站最為典型。據了解，這兩座電站年容量電費中發電企業承擔的25%部分多年來未得到落實。

北京交易中心有限公司交易四部張銀芽認為：“湖北省電力公司全額支付了白蓮河抽蓄電站容量費用。湖南省電力公司因這部分費用沒有從發電企業中收取到，一直沒有支付黑糜峰抽蓄電站年容量電費中發電企業承擔的25%部分。”

“抽蓄電站的效益一直是看得見，但摸不著。”上述不愿具名業內專家也告訴記者，“我國目前已建成的抽蓄電站利用率低，功能效益發揮受阻。沒有合理的電價政策，抽蓄建設進程緩慢的現狀難有改觀。”

另有業內研究人士認為：“為縮短審批流程，提高審批效率，環保部早在2013年就下放抽蓄電站環評審批權限，但在實際操作中，一些省份審批項目力度不夠，給目標完成帶來一定阻力。”

而在張博庭看來，“十三五”抽蓄目標難完成，根本原因是目前我國電力產能過剩。而煤電的過剩不可避免地擠壓了非化石能源的市場空間，包括水電在內的清潔能源都在降速發展，水電企業已“不敢”開建新項目。

張銀芽則建議，分別在送受兩端電網建立交易“電量庫”，購、售、輸各方簽訂開口協議，約定交易電量和價格，按月進行電量清算和結算。“建議能源監管機構組織相關方制定抽蓄電站消納新能源交易規則，做到有章可循。”

編后

通過把低處的水抽到高處來蓄集能量，待電力系統需要時再發電，抽蓄電站的獨特作用在于，不僅可以為特高壓電網大范圍優化配置資源，還能為促進清潔能源消納提供有力支持，被認為是水電“皇冠上的明珠”。

然而，從目前全國發展情況看，已建、在建抽蓄規模與電力系統的需求相距甚遠。尤其隨著新能源大規模的開發建設，對儲能調節的要求越來越突出，而抽蓄發展的滯后性已經凸顯。2017年，盡管抽蓄電站迎來建設小高峰，卻依然沒有完成“十三五”年均開工1200萬千瓦的任務目標。4100萬千瓦的新建任務壓在未來三年完成，有多大困難?能否完成?

抽蓄電站發展已深陷窘境：經濟效益沒保障、發展后勁不足、規劃目標難完成。而要充分發揮電力系統中“調節器”“平衡器”的作用，不是抽蓄產業“獨善其身”就能實現的。

如何統籌整個電力系統?如何編制高水平的抽蓄電站運行調度規程?如何理順建設、運行抽蓄電站管理體制機制等問題，是電力行業亟需解決的問題。