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?？焖侔l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)