為促進抽水蓄能電站(以下簡稱抽蓄電站)健康發展，進一步摸清抽蓄電站運營中存在的問題，確保抽蓄電站科學合理發揮效用，國家能源局組織華北、華東能監局和山西、山東、江蘇、福建能監辦等派出機構于2014年9月至11月開展了華北、華東區域抽蓄電站運營情況專項監管，形成本報告。

一、基本情況

截止2014年9月底，全國已建成抽蓄電站23家，裝機容量2151萬千瓦，其中電網企業控股21家。本次開展專項監管選取有代表性的華北、華東區域，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%;2014年1-9月份發電利用小時數為518.8小時，抽水利用小時數為642.5小時;價格機制有單一電量電價、單一容量電價(租賃制)、兩部制電價等三種(詳見附表)。

華北區域電網火電占比大，風電發展快，缺少事故情況下可快速啟動的常規水電，是抽蓄電站發展最早的地區。華東區域電網峰谷差、核電裝機容量和調峰壓力都比較大，是典型受端電網，亟需增加抽蓄電站參與調峰和整體平衡，以提高全網運行的安全性與經濟性。

總體來看，華北、華東區域抽蓄電站基本滿足電網安全運行需要，一定程度上減少棄風、棄水，促進了節能減排，對電力系統的整體優化起到了積極作用。一是基本發揮了頂峰填谷及調頻調相作用。例如，華東區域抽蓄電站能夠提供高峰發電能力706萬千瓦，低谷抽水能力733萬千瓦，理論上最大調峰能力可達1439萬千瓦，占2013年華東區域平均用電峰谷差(3838萬千瓦)的37%，對電網峰谷差壓力起到緩解作用(典型運行方式負荷曲線見下圖)。二是在緊急情況下能夠較好地發揮事故備用作用。例如，2010年1月20日，河北滄東電廠#2、#3、#4機因東驊一二線跳閘而停運，電網損失容量180萬千瓦。張河灣電站在6分鐘內啟動3臺機組，共帶出力100萬千瓦，為電網緊急事故處理提供了有力保障。三是有效地促進了風電等可再生能源的消納。例如，2014年1-2月份，冀北電網共有12天因負荷不足出現棄風，其間十三陵電站上庫水位有5天抽水達到563米以上，有5天上庫提前放空至542-543米水位，較平時增加7米以上，增加了低谷時段的抽水能力，有效緩解了棄風問題。

頂峰填谷時段抽蓄電站典型運行方式負荷曲線圖

二、存在問題

本次專項監管發現，抽蓄電站總體上存在抽蓄電站發展慢、電價機制待完善、電站作用未充分發揮、投資主體單一等問題，導致部分抽蓄電站機組利用率較低、頂峰發電能力未能充分發揮。

(一)抽蓄電站發展慢，部分項目建設不及時

一是根據《國家發展改革委關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》(發改能源〔2014〕2482號)，到2025年，全國抽蓄電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。”目前，全國抽蓄電站總裝機容量僅為2151萬千瓦，占全國電力總裝機比重不到2%，離發展目標仍有較大差距。隨著我國經濟社會發展，電力系統規模不斷擴大，用電負荷和峰谷差持續增大，亟需大力發展抽蓄電站作為電網安全和系統調峰的有力支撐。

二是部分項目落實慢，建設周期長。部分抽蓄電站建設不及時，實際建設時間遠遠超過設計工期，增加了不必要建設成本，也推高了抽蓄電站運營費用。

專欄1：

內蒙古呼和浩特抽蓄電站于2006年8月26日獲得項目核準，設計工期51個月。由于資金不到位，項目于2007年11月停工，直至2009年11月項目才恢復建設。目前僅有2臺機組并網試運，建成時間落后4年，項目建設成本由49.34億元增加至56.43億元。

(二)價格機制仍需進一步完善

一是單一容量電價對抽蓄電站調用缺乏激勵作用，導致機組利用率不高。此類抽蓄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，抽蓄電站缺乏發電積極性。例如，華北、華東區域共9家抽蓄電站執行單一容量電價，2014年1-9月平均發電利用小時僅為439小時，與執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、河北張河灣電站發電利用小時數甚至低于300小時。

二是單一電量電價造成抽蓄電站效益過度依賴抽發電量，導致抽蓄電站調用頻繁、多發超發。此類抽蓄電站沒有固定容量電費收入，只能通過抽發電量盈利，個別電站利用小時數明顯偏高。例如，全國實行單一電量電價的抽蓄電站共有4家，年平均發電利用小時數為1600小時左右，遠高于國內抽蓄電站平均水平，個別電站甚至違背了抽蓄電站調度運行導則規定的年度發電利用小時不超過設計值的原則。

三是兩部制電價機制等措施仍需細化落實。《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(發改價格〔2014〕1763號)要求，在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主、電量、容量電價、抽水電價和上網電價，同時已核定電價的抽蓄電站應逐步實行兩部制上網電價。但相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節點、各方職責等尚未明確，兩部制電價推進工作無實質性進展。

(三)現有抽蓄電站作用未得到充分發揮

一是部分地區由于電力系統網源情況變化較大，以及電網與抽蓄電站發展不協調、建設不配套等原因，導致抽蓄電站投運后，運行需求不足，未能充分發揮頂峰填谷等相應作用。例如，山西西龍池電站所在的晉北地區由于風電快速增長、網源發展不協調，存在窩電問題，4臺機組中有2臺在高峰時段不能全啟頂峰發電，低谷時段不能全啟抽水蓄能，難以充分發揮作用。

二是抽蓄電站與其他類型機組在調峰、事故備用的調用先后順序上沒有明確規定，對抽蓄電站的調用合理性難以進行精確評價。同時，抽蓄電站的水庫運用也有待進一步優化，警戒水位的設定需要更加科學地統籌調峰與備用間關系，以充分挖掘抽蓄電站的調峰能力。

專欄2:

北京十三陵抽蓄電站上庫水位范圍為535米至566米， 華北網調設定下警戒水位550米，與死水位相差15米，留作事故備用和黑啟動;上警戒水位560米，與設計水位相差6米，留作事故備用，原則上在此范圍內調用。但是，下警戒水位與死水位差距較大，上警戒水位也有一定利用空間，事故備用和黑啟動功能如何合理預留水庫水位尚未有明確規定，一定程度上影響電站頂峰填谷作用的有效發揮。

三是抽蓄電站調度運行規程制定和定期評價工作未得到落實。《國家能源局關于印發抽水蓄能電站調度運行導則的通知》(國能新能〔2013〕318號)要求，調度機構應制定抽蓄電站調度運行規程和年度調度方案并報備。從現場檢查情況來看，部分調度機構已起草完成調度運行規程，但未按要求印發執行和報備。

(四)投資主體單一，多元化投資格局尚未形成

由于歷史政策原因，華北、華東區域14家抽蓄電站中僅2家由非電網企業控股，投資運營主體大多為電網企業，其他投資主體難以進入。同時，電力調度機構并未完全按照發電廠的管理方式對抽蓄電站進行調度管理，抽蓄電站依據電網企業每年下達的年度發電計劃制定生產計劃，調用方式受體制影響較大。

專欄3:

福建省投資開發集團意欲開發被電網企業擱置多年的永泰抽蓄電站。國網新源控股有限公司獲知消息后，多次致函福建省發改委，意欲購買福建省投資開發集團2010年以來的前期成果。目前該項目仍在擱置，未有實質性進展。

另據了解，湖南黑麋峰抽蓄電站是國內唯一一家由發電企業全資建設的抽蓄電站。因電價不明確，租賃協議一直未能簽訂，電站虧損嚴重，難以正常運營。2013年3月，投資方湖南五凌電力公司將電站資產整體轉讓給國網新源控股有限公司。

三、監管意見

(一)完善規劃、實施政策后評估，引導電站健康發展

能源主管部門應進一步完善相關政策文件要求，適度加大抽蓄電站發展力度，促進抽蓄電站持續健康有序發展。要在規劃、核準新建抽蓄電站時，引入效果評價機制，并對現有抽蓄電站實際利用效果進行綜合評估，防止盲目建設和資源浪費，避免不必要的成本增長;要做好選點規劃，統籌協調電網與抽蓄電站的配套建設，減少網絡約束，保證抽蓄電站發揮應有作用;要落實投資主體責任，強化電網、電站批復剛性約束，對長期不落實、整改不到位的企業實施項目進行限批。

(二)加快實施兩部制電價，利用市場機制挖掘功能潛力

建議價格主管部門會同有關部門根據《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(發改價格〔2014〕1763號)制定具體實施方案，推動兩部制電價盡快實施。積極探索市場化機制，通過投資主體競爭，降低建設成本，形成市場化的容量電價;通過輔助服務補償及調峰交易手段，形成市場化的電量電價，實現常規電源與抽蓄電站的互利共贏;通過市場交易方式，招標用電低谷時期抽水電量，適當降低抽水電價，進一步消納負荷低谷時段的風電、水電等可再生能源。

(三)制定標準規程，進一步發揮抽蓄電站作用

國家能源局派出機構會同電力調度機構根據抽蓄電站運行要求和特點，綜合考慮系統頂峰需求、低谷深度調峰、電網事故備用和可再生能源全額保障性收購等因素制定調度標準，防止“建而不用”或“過度使用”。電力調度機構要根據有關規定，抓緊制定具體調度運行規程，報國家能源局及所在地派出機構備案。抽蓄電站要嚴格執行調度指令，規范運行行為，同時加強設備管理，合理制定檢修計劃，確保隨調隨用。

(四)吸引社會投資，促進抽蓄電站投資建設市場化

建議國家發改委會同國家能源局出臺配套政策，落實《國務院關于創新重點領域投融資機制鼓勵社會投資的指導意見》(國發〔2014〕60號)，建立多元化的投資機制，鼓勵社會資本投資，促進抽蓄電站投資建設市場化。研究推行抽蓄電站和核電、風電等項目協調配套投資及運營管理模式，實現項目聯合優化運行，促進優勢互補、良性互動，減少資源浪費。

(五)加強監管考核，確保政策落地

國家能源局派出機構要加大抽蓄電站運行調度等情況的監管力度，建立健全監管和考核機制，明確考核標準及監管措施，定期發布運行調度情況和監管考核信息。加強日常監管，重點對頂峰發電、調峰、調頻、事故備用、可再生能源消納以及價格成本等情況進行檢查，促進抽蓄電站規范運行。

附表：華北、華東區域抽水蓄能電站基本情況表

二〇一五年四月