高端访谈 | 道破抽蓄电站发展最大障碍及出路

（文 | 本报记者苏南）

装机占比不增反降

陈东平：从目前开工速度来看，完成“十三五”既定的开工目标没有问题。不过，在电站开工速度较快的情况下，企业需要特别关注两点，一是要预防投融资的风险，二是要注意抽蓄电站发展的综合管理能力建设问题。

陈东平：截至目前，我国抽蓄电站总规模已由2002年底的不足580万千瓦发展到目前的3000万千瓦。但由于全国电力发展的协调性问题形成的电力结构性矛盾仍十分突出，抽蓄装机容量占全国电力总装机的比例不足2%，发展仍然任重道远。

尽管2002年电力体制改革后，电网企业大力推进抽蓄电站开发建设，但发电企业未能在抽蓄项目开发中发挥作用，致使目前抽蓄电站装机容量占全国电力装机容量的比例较2002年还要有所下降，抽蓄电站在电网系统结构调整的贡献远未能达到电力系统要求的期望。

目前，政策已经放开了发电企业开发抽蓄电站的限制，但发电企业开发项目的上网政策仍没有新突破，因此，仍然无法调动其积极性。

 缺乏统筹导致封闭开发  

陈东平：由于历史与政策因素，抽蓄电站作为电网调峰的手段曾在政策上获得了充分肯定，并被赋予独特的开发体制与模式。政策制定的主要依据是基于电网是真正需要抽蓄电站的企业，因此只能由电网企业开发利用。

这个政策的规定，像有吃菜需求的人就要自己种菜一样。政策导向使抽蓄电站开发体制在2003年以后，由市场化的有限责任公司模式改为电网独资模式。这种模式在运行上可以最充分地发挥抽蓄在系统中的作用，但在开发模式上却形成了封闭状态。

陈东平：这与我国宏观经济运行的大背景密不可分。2002年网厂分开的电力体制改革，极大调动了电力投资主体投资电力产业的积极性。其后15年，是我国电力发展最快的阶段，全国电力总装机由2002年底的3.75亿千瓦发展到目前的17.7亿千瓦。但缺乏统筹条件下的电力高速发展，必然带来发展的系统不协调性，电力结构矛盾日益突出。

这种不协调在经济的周期性发展过程中表现尤为突出。目前，电力的结构性矛盾突出体现在东部火电利用小时的降低，西部的“弃水”，以及全国性“弃风弃光”，已成为经济新常态下的普遍现象。全国电力体系运行的总体不经济性已是不争的事实。现在地方各自为政，GDP、民生、社会等问题阻碍电力系统优化。目前，只能被动采取电力降速方式应对。

抽蓄发展同样经历了计划经济向市场经济转变的复杂历程，抽蓄发展的理念更是远低于人们对常规能源的认识。在以电量为主要矛盾的计划经济时期，抽蓄独有的填谷特性不可能与电力系统的经济性联系起来。

 租赁或可规避政策壁垒  

陈东平：我国长期以来的政策性电价体系是企业发展抽蓄的最大障碍。目前峰谷电价不到位，两部制电价未全面落实，政策不利于抽蓄发展。业内寄希望2014年《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》后制定更多实施细则，但政策方面已无法再拟定细化。

例如，受抽蓄电价枷锁，我国首个由发电企业投资建设的湖南黑麋峰抽蓄电站连年亏损，最终交给了电网企业。

陈东平：目前，我国抽蓄电站与电网系统的经济交换模式主要分为峰谷电价、两部制电价和租赁模式。前两种是依托现行电价政策维系的，电价是决定抽蓄与电网系统协调发展的基础。但目前我国的电价制定体系是市场经济条件下的政策性电价体系（非市场定价），政策电价机制的偏向性难以避免。

在目前难以逾越的政策壁垒下，要想大力发展抽蓄产业，最有效的路径是绕过政策性电价壁垒，采取合同收益方式建立抽蓄电站与电网的经济关系，例如广州抽水蓄能电站（以下简称“广蓄”）模式，这是目前经济和社会效益运行的成功案例。

广蓄租赁模式是通过合同谈判方式建立抽蓄企业与电网企业的价值买卖关系，抽蓄企业将电站以租赁模式交付电网企业全权运行管理，电网企业以车间模式运营，这种模式绕开了复杂的政策性电价问题，保障电站开发业主的经济利益的同时，还能使电网系统以最佳模式运行电站。

陈东平：广蓄的运营管理、盈利模式值得推广。目前，我国抽蓄电站主要由电网企业实行自营的计划管理模式，未来电网企业可在蓄能电站规划和调度运行方面行驶主导权，放开蓄能电站的开发建设市场，以租赁或收购的方式统一在电网企业中运营，利用市场的力量与协作机制，推动蓄能电站的快速发展。

未来，电网公司成立抽蓄运营公司，针对抽蓄电站在电力系统中的经济性问题组织系统论证，关注蓄能电站对电力系统的交换价值与使用价值的巨大差距，建立租赁或收购的系统盈利模式。在网厂分开的电力体制模式下，会涉及到电网与发电企业之间的利益分配问题，应研究在抽蓄经济性总量条件下的利益分解关系，建立抽水蓄能-电网与发电企业之间的利益链条关系和利益分配机制。统筹协调与研究抽水蓄能在系统的经济性问题和在现有管理体制模式下相关企业的利益关系问题，调动系统各方积极性，促进抽水蓄能良性发展。