能源局公布抽水蓄能電站監管報告 華北華東存在諸多問題

每經編輯 原金    

每經記者 原金 發自北京

繼分布式發電監管報告出爐之后，華北、華東兩大區域抽水蓄能電站的相關監管情況也對外公布。

昨日（5月19日），國家能源局發布《華北華東區域抽水蓄能電站運營情況監管報告》（以下簡稱《報告》），披露了華北、華東兩大區域抽水蓄能電站的運營現狀。

《報告》稱，目前抽蓄電站發展緩慢，部分項目建設不及時，建設周期長，增加了不必要的建設成本，推高了抽蓄電站的運營費用。

個別工程拖后4年完工

能源局公布的調查報告顯示，整個華東和華北地區的抽蓄電站發展滯后不容樂觀。

截至2014年9月底，我國已建成抽蓄電站23家，裝機容量2151萬千瓦。能源局本次監管選取的華北、華東區域，抽蓄電站共14家，占全國60.8%；裝機容量1133萬千瓦，占全國52.7%。

能源局表示，“總體來看，華北、華東區域抽蓄電站基本滿足電網安全運行需要，一定程度上減少棄風、棄水，促進了節能減排，對電力系統的整體優化起到了積極作用。”

《每日經濟新聞》記者獲悉，在頂峰填谷及調頻調相方面，華東區域抽蓄電站能夠提供高峰發電能力706萬千瓦，低谷抽水能力733萬千瓦，理論上最大調峰能力可達1439萬千瓦，占2013年華東區域平均用電峰谷差（3838萬千瓦）的37%，對電網峰谷差壓力起到緩解作用。

不過，該《報告》分析稱，目前抽蓄電站發展緩慢，部分項目建設不及時，建設周期長，增加了不必要的建設成本，推高了抽蓄電站的運營費用。

內蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項目核準，設計工期51個月。由于資金不到位，項目于2007年11月停工，直至2009年11月項目才恢復建設。目前僅有2臺機組并網試運，建成時間落后4年，項目建設成本由49.34億元增加至56.43億元。

《報告》建議，在規劃、核準新建抽蓄電站時，引入效果評價機制，并對現有抽蓄電站實際利用效果進行綜合評估。

同時，要落實投資主體責任，強化電網、電站批復剛性約束，對長期不落實、整改不到位的企業實施項目進行限批。

市場化電價未形成

抽蓄電站投資主體單一的問題也在此次監管中引起能源局注意。

據了解，目前全國已建成抽蓄電站23家，其中電網企業控股21家，華北、華東區域14家抽蓄電站中僅2家由非電網企業控股，投資運營主體大多為電網企業，其他投資主體難以進入。

對此《報告》建議，鼓勵社會資本投資，促進抽蓄電站投資建設市場化，研究推行抽蓄電站和核電、風電等項目協調配套投資及運營管理模式，實現項目聯合優化運行。

在“新電改”中，輸配電價改革是其中重要一環，而在能源局的監管中發現，抽蓄電站的電價機制也存在諸多弊端。

根據能源局的監管情況，在兩大區域內，9家執行單一容量電價的抽蓄電站，2014年1~9月平均發電利用小時僅為439小時，與執行其他兩種電價機制的抽蓄電站差距明顯。其中，山西西龍池電站與河北張河灣電站發電利用小時數甚至低于300小時。

然而，目前全國實行單一電量電價的4家抽蓄電站，年平均發電利用小時數高達1600小時左右，遠超國內抽蓄電站平均水平，個別電站甚至違背了抽蓄電站調度運行導則規定的年度發電利用小時不超過設計值的原則。

能源局認為，單一容量電價缺乏激勵，電站發電積極性不高；單一電量電價致抽蓄電站調用頻繁、多發超發；兩部制電價機制仍需細化落實。

實際上，這次監管中發現的問題不僅僅是在電價方面，能源局此次監管發現，相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節點、各方職責等尚未明確，兩部制電價推進工作并無實質性進展。

對此，《報告》建議，價格主管部門積極探索市場化機制，通過投資主體競爭，降低建設成本，形成市場化的容量電價；通過輔助服務補償及調峰交易手段，形成市場化的電量電價，實現常規電源與抽蓄電站的互利共贏。