每經(jīng)編輯 原金    

每經(jīng)記者 原金 發(fā)自北京

繼分布式發(fā)電監(jiān)管報告出爐之后，華北、華東兩大區(qū)域抽水蓄能電站的相關(guān)監(jiān)管情況也對外公布。

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

《報告》稱，目前抽蓄電站發(fā)展緩慢，部分項目建設(shè)不及時，建設(shè)周期長，增加了不必要的建設(shè)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(diào)查報告顯示，整個華東和華北地區(qū)的抽蓄電站發(fā)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(jiān)管選取的華北、華東區(qū)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(qū)域抽蓄電站基本滿足電網(wǎng)安全運行需要，一定程度上減少棄風(fēng)、棄水，促進了節(jié)能減排，對電力系統(tǒng)的整體優(yōu)化起到了積極作用。”

《每日經(jīng)濟新聞》記者獲悉，在頂峰填谷及調(diào)頻調(diào)相方面，華東區(qū)域抽蓄電站能夠提供高峰發(fā)電能力706萬千瓦，低谷抽水能力733萬千瓦，理論上最大調(diào)峰能力可達1439萬千瓦，占2013年華東區(qū)域平均用電峰谷差（3838萬千瓦）的37%，對電網(wǎng)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(fā)展緩慢，部分項目建設(shè)不及時，建設(shè)周期長，增加了不必要的建設(shè)成本，推高了抽蓄電站的運營費用。

內(nèi)蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項目核準，設(shè)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(fù)建設(shè)。目前僅有2臺機組并網(wǎng)試運，建成時間落后4年，項目建設(shè)成本由49.34億元增加至56.43億元。

《報告》建議，在規(guī)劃、核準新建抽蓄電站時，引入效果評價機制，并對現(xiàn)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(zé)任，強化電網(wǎng)、電站批復(fù)剛性約束，對長期不落實、整改不到位的企業(yè)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(jiān)管中引起能源局注意。

據(jù)了解，目前全國已建成抽蓄電站23家，其中電網(wǎng)企業(yè)控股21家，華北、華東區(qū)域14家抽蓄電站中僅2家由非電網(wǎng)企業(yè)控股，投資運營主體大多為電網(wǎng)企業(yè)，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(shè)市場化，研究推行抽蓄電站和核電、風(fēng)電等項目協(xié)調(diào)配套投資及運營管理模式，實現(xiàn)項目聯(lián)合優(yōu)化運行。

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

根據(jù)能源局的監(jiān)管情況，在兩大區(qū)域內(nèi)，9家執(zhí)行單一容量電價的抽蓄電站，2014年1~9月平均發(fā)電利用小時僅為439小時，與執(zhí)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(fā)電利用小時數(shù)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(fā)電利用小時數(shù)高達1600小時左右，遠超國內(nèi)抽蓄電站平均水平，個別電站甚至違背了抽蓄電站調(diào)度運行導(dǎo)則規(guī)定的年度發(fā)電利用小時不超過設(shè)計值的原則。

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

實際上，這次監(jiān)管中發(fā)現(xiàn)的問題不僅僅是在電價方面，能源局此次監(jiān)管發(fā)現(xiàn)，相關(guān)招標(biāo)競價方式、電價測算方法、工作時間節(jié)點、各方職責(zé)等尚未明確，兩部制電價推進工作并無實質(zhì)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(shè)成本，形成市場化的容量電價；通過輔助服務(wù)補償及調(diào)峰交易手段，形成市場化的電量電價，實現(xiàn)常規(guī)電源與抽蓄電站的互利共贏。