抽蓄电站缘何成电网“弃子”
近日，国家电网有限公司下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。消息一出，旋即引发电力行业热议。
作为我国抽水蓄能电站建设的绝对主力，截至2018年底，国家电网投资建成抽水蓄能电站1923万千瓦，占全国2999万千瓦总装机的约2/3；在建规模3015万千瓦，占全国4320万千瓦总在建规模的约70%。今年年初，国家电网更是一口气同时开工建设包括河北抚宁、吉林蛟河、浙江衢江、山东潍坊、新疆哈密抽水蓄能电站工程在内的5座电站。5座电站总投资386.87亿元，合计装机容量600万千瓦，抽水蓄能行业发展因此呈现了鲜见的向好发展势头。
（来源：中国能源报 ID：cnenergy 作者：贾科华 赵紫原）
抽蓄电站是电力系统中的“巨型电池”，在用电低谷时从电网“充电”，在用电高峰时向电网“放电”，并为整个电力系统承担调频、调相和紧急事故备用等任务，是电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”，能够保障大电网安全稳定运行。在此背景下，国家“十三五”能源和电力规划都要求加快抽水蓄能电站建设，并明确“十三五”期间新开工抽水蓄能容量6000万千瓦左右，到2020年我国抽水蓄能运行容量将达到4000万千瓦。
在目前抽水蓄能电站建设实际进度远远落后于规划目标的背景下，国家电网态度180度大转弯，从年初集中开工5个项目，到年末突然“猛踩刹车”，给抽水蓄能行业发展、规划目标的达成、电力系统安全高效运行等蒙上了阴影。
成本疏导存在困难
中电联日前发布的《2019中国电力行业造价管理年度发展报告》指出，截至2018年底，抽水蓄能单位造价5516元/千瓦，在各类非化石能源发电工程中造价最低。
作为抽水蓄能最主要的投资主体，国家电网缘何放弃造价不高的项目？安信证券电力与公用事业分析师邓永康认为，这是电网投资发生结构性变化所致。
12月9日，国家发改委发布《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围。今年5月，国家发改委、国家能源局发布《输配电定价成本监审办法》（以下简称“《办法》”），明确抽水蓄能电站不允许计入输配电成本。
“电网的总投资规模一定会压缩，主要压缩基建规模，包括输电、变电、架空线入地，还有收益低且不能计入输配电价的储能，其中包括发电侧的抽水蓄能和电网侧的电化学储能。”邓永康表示。
“目前，抽蓄电站成本疏导存在困难。电网公司为抽蓄电站付出的成本难以通过输配电价疏导。尤其近两年，政府明确提出降低一般工商业电价，销售电价同样不具备疏导抽蓄电站成本的基础。”一位不愿具名的业内人士表示。
安信证券研报分析称，以2018年电源工程造价估算，若未来电网公司不再安排抽水蓄能新开工项目，每年可减少投资约200亿元。
作用难以替代
据了解，电力负荷在随时波动，电网运行要维持稳定的频率，要有灵活的电源跟踪负荷；而在电网出现事故的情况下，需有备用电源立即投入，此时抽水蓄能可发挥调峰填谷、调频和紧急事故备用功能。
据介绍，当前火电正逐渐成为调峰主力，其灵活性改造成本在50—200元/千瓦左右，远低于新建抽水蓄能的成本，加之容量庞大，火电灵活性改造潜力巨大。
“相比火电，在调峰方面，抽蓄电站的建设其实是一种重复，并没有多少可发挥的市场空间。一定程度上说，抽水蓄能的建设步伐与我国能源转型步伐密切相关。” 中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者。
那么，火电会否替代抽水蓄能调峰？
水电水利规划设计总院党委书记彭程近日撰文指出，电网运行有电量和容量（暂且不谈无功）两方面需求，这些峰谷或变动负荷的容量需求若由其它替代电源担任，不但同样有投资费用，而且这些替代电源调峰和备用严重影响其效率，低谷还要压负荷，更谈不上填谷，经济代价大，系统的总费用就会大幅提高，最终必然要传导到用户，导致用电价格抬升。“世界电力经济专家公认的‘抽水蓄能电站能降低系统总费用’，含义就在于此。”
对此，上述业内人士表示认同：“随着特高压快速发展，我国大部分地区的电网特点发生了显著变化，调峰填谷的同时，紧急事故备用成为大部分地区开发抽水蓄能的重要技术指标，其可在‘秒级’提供大容量负荷，是维护电网安全稳定的战略性电源。”
投资主体暂时缺位
那么，国家电网抽身后，谁来接棒？
记者注意到，国家电网报12月5日发布消息称，国网经济技术研究院有限公司（以下简称“国网经研院”）提出全面贯彻落实国家电网“三型两网、世界一流”战略目标，开展系统调节能力研究，统筹抽水蓄能电站建设、火电灵活性改造、需求侧管理等措施，提升新能源消纳水平。
据了解，国网经研院是国家电网规划和工程设计下属单位，为国家电网发展提供技术和智力支持，国网经研院在今后抽水蓄能发展中将扮演什么“角色”？为此，记者发函询问国网经研院，截至记者发稿，未获回复。
发电企业会否成为抽蓄电站投资主体的“新东家”？
去年8月，三峡集团转让内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站61%股权，成为继2013年湖南黑麋峰抽水蓄能电站转让后，国内又一例发电企业转让亏损抽蓄电站的案例。
上述业内人士认为，目前处于改革瓶颈期，电网企业不再新投抽蓄电站后，发电企业接手的可能性也不大，投资主体或暂时缺位。
“目前，我国抽蓄电站的盈利与电网运营利润进行捆绑式计算，电网以外的其他企业建设抽蓄电站并不具备优势。市场化电价未形成前，抽蓄电站的建设成本由电网和用户承担。”该人士表示。
电力市场化是关键
对于抽水蓄能的未来，多位专家一致认为，作为竞争性业务，抽蓄电站应交给市场。
在张博庭看来，抽水蓄能电站的发展前景取决于电力市场的建设步伐。“如果电力市场完全放开，抽蓄电站的经济性就能得到保证。目前，电力市场化程度不够，自由竞争市场并未建成，加之抽蓄电站的电价机制无法疏导，市场主体的积极性并不高。”
彭程认为，服务电网为主的抽水蓄能可以电网投资为主体，也应鼓励社会资本投入，采用两部制电价，通过价格监审确定不同区域标杆容量价格，电量价格仅弥补其抽水和度电变动成本（不应有多发电量的利益驱动，其多发电量对整个系统不是最优的运行方式）；以电量加工为主的抽水蓄能不应由电网投资，相关电源企业根据自身资源条件和市场行情做出投资决策，以电量为主参与市场竞争。
上述业内人士表示，国外抽水蓄能电站在电力市场机制条件下运行，高峰与低谷价差大，只有现货能调整用户侧的资源分配，电力商品的时间价值和位置信号才会显现，抽水蓄能作为事故备用、调峰调频的价值才能被充分认可。
该人士认为，输配电价针对垄断环节，《办法》规定抽水蓄能电站不允许计入输配电成本，因此，抽水蓄能电站由电网企业投资并不合理。“现在最紧要的问题是，电力市场未真正建立前，过渡期抽水蓄能该怎么办？这个时间可不短。”
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