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(bào)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(yùn)營情況監(jiān)管報(bào)告》（以下簡稱《報(bào)告》），披露了華北、華東兩大區(qū)域抽水蓄能電站的運(yùn)營現(xiàn)狀。

《報(bào)告》稱，目前抽蓄電站發(fā)展緩慢，部分項(xiàng)目建設(shè)不及時(shí)，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(yùn)營費(fèi)用。

個(gè)別工程拖后4年完工

能源局公布的調(diào)查報(bào)告顯示，整個(gè)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(jī)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(jī)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(yùn)行需要，一定程度上減少棄風(fēng)、棄水，促進(jìn)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(jì)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(dá)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(bào)告》分析稱，目前抽蓄電站發(fā)展緩慢，部分項(xiàng)目建設(shè)不及時(shí)，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(yùn)營費(fèi)用。

內(nèi)蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項(xiàng)目核準(zhǔn)，設(shè)計(jì)工期51個(gè)月。由于資金不到位，項(xiàng)目于2007年11月停工，直至2009年11月項(xiàng)目才恢復(fù)建設(shè)。目前僅有2臺(tái)機(jī)組并網(wǎng)試運(yùn)，建成時(shí)間落后4年，項(xiàng)目建設(shè)成本由49.34億元增加至56.43億元。

《報(bào)告》建議，在規(guī)劃、核準(zhǔn)新建抽蓄電站時(shí)，引入效果評價(jià)機(jī)制，并對現(xiàn)有抽蓄電站實(shí)際利用效果進(jìn)行綜合評估。

同時(shí)，要落實(shí)投資主體責(zé)任，強(qiáng)化電網(wǎng)、電站批復(fù)剛性約束，對長期不落實(shí)、整改不到位的企業(yè)實(shí)施項(xiàng)目進(jìn)行限批。

市場化電價(jià)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(yùn)營主體大多為電網(wǎng)企業(yè)，其他投資主體難以進(jìn)入。

對此《報(bào)告》建議，鼓勵(lì)社會(huì)資本投資，促進(jìn)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(xiàng)目協(xié)調(diào)配套投資及運(yùn)營管理模式，實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目聯(lián)合優(yōu)化運(yùn)行。

在“新電改”中，輸配電價(jià)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(jià)機(jī)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(jià)的抽蓄電站，2014年1~9月平均發(fā)電利用小時(shí)僅為439小時(shí)，與執(zhí)行其他兩種電價(jià)機(jī)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(shí)數(shù)甚至低于300小時(shí)。

然而，目前全國實(shí)行單一電量電價(jià)的4家抽蓄電站，年平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)高達(dá)1600小時(shí)左右，遠(yuǎn)超國內(nèi)抽蓄電站平均水平，個(gè)別電站甚至違背了抽蓄電站調(diào)度運(yùn)行導(dǎo)則規(guī)定的年度發(fā)電利用小時(shí)不超過設(shè)計(jì)值的原則。

能源局認(rèn)為，單一容量電價(jià)缺乏激勵(lì)，電站發(fā)電積極性不高；單一電量電價(jià)致抽蓄電站調(diào)用頻繁、多發(fā)超發(fā)；兩部制電價(jià)機(jī)制仍需細(xì)化落實(shí)。

實(shí)際上，這次監(jiān)管中發(fā)現(xiàn)的問題不僅僅是在電價(jià)方面，能源局此次監(jiān)管發(fā)現(xiàn)，相關(guān)招標(biāo)競價(jià)方式、電價(jià)測算方法、工作時(shí)間節(jié)點(diǎn)、各方職責(zé)等尚未明確，兩部制電價(jià)推進(jìn)工作并無實(shí)質(zhì)性進(jìn)展。

對此，《報(bào)告》建議，價(jià)格主管部門積極探索市場化機(jī)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(jià)；通過輔助服務(wù)補(bǔ)償及調(diào)峰交易手段，形成市場化的電量電價(jià)，實(shí)現(xiàn)常規(guī)電源與抽蓄電站的互利共贏。