《電力發展“十三五”規劃》(下稱《規劃》)于本月初正式發布。此次《規劃》中，將“加強電力系統的調峰能力建設，全面提升系統的靈活性”作為“十三五”的重點任務之一。

抽蓄電站未完成“十二五”水電規劃

《規劃》顯示，“十三五”期間，加強系統調峰能力建設，提升系統靈活性，從負荷側、電源側、電網側多措并舉，充分挖掘現有系統調峰能力，加大調峰電源規劃建設力度，優化電力調度運行，大力提高電力需求側響應能力。“十三五”期間，抽水蓄能電站裝機新增約1700萬千瓦，達到4000萬千瓦左右。

據國家能源局提供的數據顯示，截至2015年底，全國抽蓄電站總裝機約為2300萬千瓦，與水電"十二五"規劃的3000萬千瓦目標相比，完成率僅為77%，而且"十二五"期間抽蓄新開工規模為2090萬千瓦，僅為規劃目標的52%。

截至目前，全國已投產28座抽蓄電站，分布在17個省市，總裝機2402.3萬千瓦；在建17座抽蓄電站，總裝機2140萬千瓦；正在籌建32座抽蓄電站，總裝機4061萬千瓦。

抽水蓄能電站效用未充分發揮

據了解，抽蓄電站是把電網負荷低谷時多余的電能轉化為水的勢能儲存起來，在負荷高峰時將水的勢能轉化為電能，實現電能的有效存儲，并將電能在時間上重新分配，有效調節了電力系統生產、供應、使用之間的動態平衡。抽蓄電站具有機組啟停迅速、工況轉變靈活，可以實現頂峰填谷、調頻調相、緊急事故備用等特點，被喻為電網的"調節器""穩壓器"和"蓄電池"。

隨著調峰需求日益增加，我國抽蓄電站進入建設高峰。

江蘇溧陽抽水蓄能電站首臺機組日前完成調試工作，即將投產。這是江蘇省規模最大的抽水蓄能電站，核準概算總投資76.35億元，建成后年發峰荷電量20.07億千瓦時。

今年8月，我國西北地區首個抽蓄電站——陜西鎮安抽蓄電站正式開工建設，新疆阜康、福建廈門抽蓄電站也相繼獲得核準。

與此同時，我國抽水蓄能電站依然存在效用未充分發揮的問題。以華北華東區域為例，去年5月，國家能源局發布《華北華東區域抽水蓄能電站運營情況監管報告》，顯示電站建設滯后、調度規則缺失、電價機制不合理、投資主體單一等問題是抽水蓄能電站發展的主要制約因素。

例如，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。

對此，《報告》建議，完善規劃、實施政策后評估，引導抽蓄電站健康發展。建議在規劃、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;統籌協調電網與抽蓄電站配套建設，減少網絡約束;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。

此外，部分電站還存在窩電問題。

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。

《報告》認為，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。此外，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。

抽蓄電站的電價測算方法同樣值得關注。

此前，國家能源局專門頒布來相關電價政策，明確在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率(長期國債利率)加1-3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發電損耗等變動成本;逐步對新投產抽水蓄能電站實行標桿容量電價;電站容量電價和損耗納入當地省級電網運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮。

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