【中国能源报】抽水蓄能为何陷入僵持状态

　　近日，国家能源局《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》（下称“通知”）面世以来，在行业内引发了讨论。
　　
　　这个文件区别于2004年的71号文和2007年的1517号文，在二者的基础上，特别强调了适度加快抽水蓄能建设的五个原则：为系统服务、厂网分开、技术可行经济合理、设备自主化、科学调度。
　　
　　“如果没有峰谷电价、没有竞价上网，抽水蓄能积极发展将是空谈。”一位业内人士对本报记者说。
　　
　　人人都知道，抽水蓄能是个宝，但如今吆喝的多，落实的少，基本上陷入了僵持状态。究竟是何原因？
　　
　　认识够不够？
　　
　　本报记者从中国机械工业联合会获悉，截至2010年底，我国抽水蓄能装机达到1454.5万千瓦，占全国电力装机的1.66%。而国际上，抽水蓄能作为专用的调峰调频、事故备用和大型储能系统，占全部电力装机的比重在3%—10%左右。
　　
　　知情人士透露，根据最新的电力工业“十二五”规划，到2015年，抽水蓄能已经从原来的1800万千瓦提高到4100万千瓦。这就意味着，接下来的4年间，要建设2600万千瓦的抽水蓄能电站，而目前在建的电站总装机只有1618万千瓦左右。
　　
　　中国机械工业联合会重大装备办孙凤鸣教授在接受本报记者采访时表示，如今对于抽水蓄能的认识，各方意见还不统一。这一点，记者在采访有关部门时得到了证实。
　　
　　意见分歧主要在于，抽水蓄能电站建设的成本，相比建设一座调峰电站，究竟哪个办法更具经济性。
　　
　　孙凤鸣认为，抽水蓄能作为国际上公认的调峰调频专用电源，其单位千瓦3000—4000元的造价，使得它成为优先发展的大型储能装置。
　　
　　中国水力发电工程学会电网调峰与抽水蓄能委员会秘书长郝荣国也表示，业界对于抽水蓄能作为储能装置的作用认识还不充分，目前与大规模风电和太阳能发电基地联合运行的研究还不多，这些都将影响抽水蓄能技术的发展。
　　
　　电价博弈，各有各招
　　
　　《通知》再一次明确：坚持“厂网分开”的原则，原则上由电网经营企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用。
　　
　　然而记者调查发现，发电企业建设抽水蓄能是吃力不讨好。中电投湖南黒麋峰抽水蓄能电站，是我国第一座由发电企业投资建设的抽水蓄能电站。据了解，黒麋峰抽水蓄能是中电投为配合小墨山核电安全稳定运行而建，建成后以租赁的方式租给国家电网。今年两会期间，本报记者向中电投党组书记、总经理陆启洲问及黒麋峰电站的算账机制时，陆启洲表示，价格非常低，基本上是赔钱。
　　
　　孙凤鸣说：“抽四发三，电能要损失一部分不说，电价也不对。用电的时候是火电4毛一度，水电卖给电网只有2毛钱，这下亏大了。怎么解决电价的问题？”
　　
　　中投顾问能源行业研究员周修杰告诉记者，尽管抽水蓄能电站在抽四发三的过程中会有25%的电力损耗，但是也要看到抽水蓄能时一般处于用电低谷，电价相对便宜；放水发电时多为用电高峰，电价相对较高。这两者之间的价差可以在一定程度上弥补抽四发三带来的损耗。
　　
　　“但如果有峰谷电价，抽水蓄能在抽水时用的是低谷弃电，发电时发的是高峰紧缺电，但这经济价值转化并不为现在的电价政策所认可。”郝荣国说。
　　
　　目前，峰谷电价只在少数几个地区开展试点，并没有形成规范的政策。
　　
　　《通知》明确要求：“在现行销售电价水平下，不得因建设抽水蓄能电站给电力消费者增加经济负担或推动全社会电价上涨。”
　　
　　见招拆招，国家电网公司近年来已经多次以考虑建设抽水蓄能成本、抽四发三经济性差为由，向国家发改委要补贴，建设抽水蓄能的态度并不积极。
　　
　　根据2007年国家发改委1517号文，抽水蓄能租赁费原则上由电网公司承担50%，发电企业和用户各承担25%。但记者从电监会发布的《2010年全国电力交易与市场秩序监管报告》中发现，山西西龙池抽水蓄能机组租赁费由山西省发电企业按照自愿认购的原则负担25%，即年度租赁费6645.875万元，结算电价270元/千千瓦时。2010年，直调58家发电企业3117.77万千瓦容量中，仅有19家861万千瓦容量（占总容量的27.3%）的发电企业认购了租赁费，其中7家企业（装机容量463.5万千瓦）连续两年负担比例超过65%，发电企业之间负担不公平。
　　
　　另外，上海市有关部门在安排浙江桐柏、安徽琅琊山抽水蓄能电站租赁费时，没有按照规定由发电企业自愿认购，而是进行指定分配。
　　
　　改变调度方式可不可以？
　　
　　《通知》还明确了一个科学合理调度的原则，业内人士分析，电网公司态度不积极的直接原因就是调度。
　　
　　“试想一下，如今全国的发电厂除了三峡和葛洲坝是特例以外，其它的电厂，完全由电网公司调度，直接具体到某一台机组，说让你停机就停机，反正损失的又不是电网公司的效益。实在顶不住了，还可以拉闸限电，遭殃的是用电客户。”一位业内人士说。“但抽水蓄能就不一样，自己建了，里面的成本要自己消化，当然不情愿了。”
　　
　　郝荣国也认为，由于厂网分开，电网建设的抽水蓄能电站在调度过程中对火电和核电等发电企业所产生的经济效益（平稳经济运行）不能在电网企业中被充分体现。另外，国家现在还没有明确的保证供电质量的法律条文，电网可以通过拉闸限电来解决调峰压力。
　　
　　周修杰认为，从国家能源局发布的通知来看，主要内容是规范抽水蓄能电站建设，并无具体而有效的鼓励措施，仅从这一点来看，该通知对提高各方建设抽水蓄能电站积极性的作用是有限的。
　　
　　孙凤鸣认为，为今之计，国家应当出台与电网容量建设相匹配的抽水蓄能容量的约束性指标。在此基础上，要从技术法规上对电网的调度权限作出规定，不能像以往一样随便指挥。第三，要给电网安全稳定运行约束性指标，倒逼国网公司去改善电力输送服务质量，建设抽水蓄能电站。
　　
　　成套自主还有待证明
　　
　　根据《通知》要求，要继续坚持机组设备国产化原则。
　　
　　但记者在采访中发现了猫腻。原来，在抽水蓄能机组招标和投标过程中，电网公司仍然倾向于用国外的机组，也倾向于零部件招标，而不是主机和附属设备成套。
　　
　　截至2010年底，我国已经相继建成22座抽水蓄能电站，除河南回龙（单机6万千瓦）、吉林白山（单机15万千瓦）以及安徽响洪甸（单机4万千瓦）的机组有哈电和东电生产外，其它电站的机组无一例外全部来自海外，包括阿尔斯通、西门子伏伊特、ABB、GE、东芝、日立三菱等国际大牌供应商。
　　
　　根据国家发改委2003年实施的“引进技术、合作生产”三步走政策，第一步河南宝泉、广东惠州、湖北白莲河三个电站，经过招标，法国阿尔斯通中标，哈电和东电作为技术转让的受让方分包其中一台30万千瓦机组。第二步，辽宁蒲石河、湖南黒麋峰、内蒙呼和浩特三个电站，坚持“国内负责，‘必要时’国外支持”的国产化原则，实际上全是阿尔斯通的技术。第三步，以安徽响水涧、福建仙游、江苏溧阳作为国产化依托工程，由哈电和东电作为承包单位提供25万和30万千瓦的机组。
　　
　　这就意味着，目前还没有一座由我国设备供应商提供成套设备的抽水蓄能电站投产，因此，成套自主能否成功还有待实践证明。
　　
　　郝荣国还表示，我国抽水蓄能电站的整机、监控、励磁、调速和启动装置的设计制造技术，特别是核心技术和重要部件的制造技术与国外公司存在差距。虽然通过技术引进，我国蓄能电站设备的制造能力有了较大发展，但在高水头(600-800m)、大容量(>300MW)机组的水力设计和结构设计等方面与国外公司还有差距；可变速蓄能机组的研究国内厂商相对较少；电站各系统之间的连接与设备整组调试经验还需加强。