確保抽水蓄能電站建設不掉隊

　　電價政策尚不完善，是制約抽水蓄能電站健康發展的核心原因。為促進抽水蓄能行業有序健康發展，我國完善了抽水蓄能的價格機制，形成了“穩定的成本回收機制+額外的經濟效益”的商業模式。

　　近日，國家發展改革委在嚴格成本監審基礎上，首次按照新的抽水蓄能價格機制核定在運，以及2025年底前擬投運的所有抽水蓄能電站容量電價，印發了《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》。通過釋放清晰的電價信號，有利于形成穩定的行業預期，充分調動各方積極性，推動抽水蓄能電站建設，發揮電站綜合運行效益，助力“雙碳”目標實現。

　　抽水蓄能電站是通過把低處的水抽到高處來蓄積能量，待電力系統需要時再發電的水電站，具有調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用和黑啟動等多種功能，是當前技術最成熟、經濟性最優、最具備大規模開發條件的電力系統綠色低碳清潔靈活調節電源，在世界上已有上百年的發展歷史，可充當大電網安全運行的穩定器、調節器，以及支撐新能源大發展的“超級充電寶”。從全球儲能市場發展來看，抽水蓄能裝機規模占據絕對領先地位。

　　當前我國正處于能源綠色低碳轉型發展的關鍵時期，風電、光伏發電等新能源大規模高比例發展，對調節電源的需求更加迫切，構建新型電力系統對抽水蓄能發展提出更高要求。為滿足電力系統調節能力需求，抽水蓄能電站裝機容量配置一般為電力系統總裝機容量的7%至10%。為保障電力系統安全穩定運行，美國、德國、法國、日本、意大利等國家抽水蓄能和燃氣電站在電力系統中的比例均超過10%，目前我國抽水蓄能電站裝機容量占全國電力總裝機比重不足2%。

　　為推動抽水蓄能電站健康發展，從“十一五”開始，我國連續提出抽水蓄能建設的中長期規劃目標，但始終無法完成既定目標。從實際情況來看，目前我國抽水蓄能電站建成投產規模較小、在電源結構中占比低，不能有效滿足電力系統安全穩定經濟運行和新能源大規模快速發展需求。以去年夏季缺電嚴重的四川為例，如果省內能配置足夠規模的抽水蓄能和新能源電站，就可以大幅緩解因水力發電不足帶來的電力供需失衡。

　　電價政策尚不完善，是制約抽水蓄能電站健康發展的核心原因。長期以來，我國抽水蓄能電站主要實行3種價格機制：單一容量電價、單一電量電價、兩部制電價(容量電價+電量電價)。執行單一容量電價的電站收入來自固定容量電費，電站收益與機組利用率基本無關，機組運行時間增加反而會提高運營成本，因此缺乏發電積極性。執行單一電量電價的電站沒有固定容量電費收入，只能通過抽發電量盈利，導致個別電站利用小時數明顯偏高。由于缺乏合理的價格機制和評價標準，電站建設成本無法合理向用戶側傳導，電網企業承擔壓力過大，非電網企業和社會資本開發抽水蓄能電站積極性不高。

　　為促進抽水蓄能行業有序健康發展，國家發展改革委于2021年出臺《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，完善了抽水蓄能的價格機制，形成了“穩定的成本回收機制+額外的經濟效益”的商業模式，有效解決了容量電費疏導等制約抽水蓄能發展的核心問題，顯著提升了價格形成機制的科學性、操作性和有效性，為投資主體獲取合理收益提供了政策保障。

　　此番明確全國48座抽水蓄能電站容量電價和容量電費的分攤方式，標志著上述文件已經落地。從目前公布的容量電價水平來看，有利于科學引導社會資本參與抽水蓄能投資建設，同時最大限度控制了因系統調節成本增加帶來的電價上漲壓力。以三峽集團所屬長龍山抽水蓄能電站為例，本輪核定的臨時容量電價為每千瓦499.96元，既保障了電站的穩定經營，又有利于引導電站規范管理、內部挖潛、降本增效。此外，本輪核價電站的投資主體既有電網企業也有發電企業，通過核價，對吸引不同類型社會資本參與抽水蓄能投資具有顯著示范效應，增強了各類主體建設運營抽水蓄能電站的信心。

　　建設抽水蓄能電站要以發展眼光看問題。抽水蓄能電站5年至7年的建設周期要遠高于風電、光伏等新能源，若不提前規劃、加快建設，屆時難以滿足新能源大規模發展的需求。要珍惜當前來之不易的良好發展環境，科學合理加強規劃布局，確保抽水蓄能電站建設不掉隊。 (作者：王軼辰 來源：經濟日報)