我國抽水蓄能電站市場分析：建設速度放緩

　　通過對抽水蓄能電站市場分析了解到，中國對抽水蓄能的需求是非常大的，但是近幾年由于國家電價政策上的問題，發展一直比較緩慢。下文將詳細介紹我國抽水蓄能電站市場分析內容。

　　我國抽水蓄能電站市場分析

　　“去年我國抽水蓄能新投產123萬千瓦，在建2726萬千瓦。”中國水力發電工程學會理事長張基堯日前在2016中國水電發展論壇上表示，“風、光、核等新能源的規模化發展和特高壓電網建設的全面提速，為抽水蓄能發展注入了新的活力。抽水蓄能的發展也為特高壓電網大范圍優化配置資源、促進清潔能源消納提供了強有力的支撐。”

　　據了解，“十二五”期間我國抽水蓄能新增732千瓦，截至2015年底，總裝機容量2306萬千瓦。

　　然而，根據國家發改委《關于促進抽水蓄能電站健康有序發展有關問題的意見》，到2025年，全國抽蓄電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機比重4%左右。目前抽水蓄能占全國電力總裝機比重不到2%，離發展目標還有較大差距。

　　建設速度放緩

　　“十二五”我國規劃抽水蓄能裝機目標為3000萬千瓦，目前只完成了76.8%。此外，在“十二五”期間開工建設4000萬千瓦抽水蓄能的目標，也只完成了不到70%。更多最新抽水蓄能電站市場分析信息請咨詢中國報告大廳網站發布的《2016-2021年中國抽水蓄能電站建設行業發展分析及投資潛力研究報告》。

　　抽水蓄能電站在中國已經發展了20年，具有較為成熟的建設技術和開發經驗。而且，社會各界對于抽水蓄能電站在電力調度方面的作用和意義都有統一的認識，國家對抽水蓄能建設的支持力度也在不斷加大，但為何建設速度持續放緩？

　　在中國水力發電工程學會副秘書長張博庭看來，歸根結底還是因為當前全國電力產能嚴重過剩造成的。“抽水蓄能電站最主要的作用就是參與可再生能源調峰，目前電力產能過剩，普遍存在棄風、棄光現象。可再生能源規模上不去，抽水蓄能自然也就跟著受影響。”張博庭告訴記者，“我們不是沒有能力建，而是沒有市場。”

　　同時，部分調峰任務被大量過剩火電機組所替代，抽水蓄能電站的經濟效益無法保證，大大降低了企業投資建設的積極性。“建設抽水蓄能是調整能源結構的重要環節。要解決抽水蓄能市場的問題，就必須跟能源革命連在一起。”張博庭說。

　　業內認為，雖然目前抽水蓄能建設受阻，但仍需重視研究和分析其調峰作用，強化合理布局，讓其效益得到充分發揮。

　　清潔能源的特性和建設靈活的特點，決定了抽水蓄能電站更適合建設在電網負荷的中心。“大負荷中心建設高容量、大水頭的抽水蓄能電站，小負荷或者距負荷中心遠的地區，又可以建設低水頭、小容量的抽水蓄能電站，因地制宜，大小結合。” 中國水力發電工程學會秘書長李菊根認為。這種大中小型電站相結合的布局，可以使電力輸送距離短，運營損耗小，使電網調節更有效，抽水蓄能電站自身運行更具經濟性。

　　探索疏導電價機制

　　除電力產能過剩以外，不合理的電價機制也是制約抽蓄電站發展和功能發揮的重要原因。

　　過去受相關政策限制，只有電網企業有資格開發抽水蓄能電站。電網企業通過自建抽水蓄能電站，實現電網調峰，抽蓄電站的盈利與整個電網運營利潤進行捆綁式計算，因此其他企業建設的積極性并不高。

　　與此同時，抽水蓄能發出的電上網競爭能力不強。李菊根解釋：“不給抽水蓄能電站吸納電量電價的優惠政策，抽水蓄能發出的電上網時，價格會高于火電、水電等的上網價格。而若抽水蓄能電站給新能源調峰，由于新能源上網電價本身就高，抽水蓄能發出電力的電價會更高。”

　　目前，我國抽水蓄能電站主要實行三種價格機制——單一容量電價、單一電量電價、兩部制電價。“容量電價是根據電站建設投資成本制定的，電站的收入相對固定，單一的容量電價失去了激勵作用。而電量電價則根據發電量制定，但目前抽水蓄能電站的用電量和發電量基本持平，所以單一電量電價基本不掙錢。”張博庭說。

　　據了解，現在新建的抽水蓄能電站大都采用兩部制電價，綜合了容量電價和電量電價的優勢，經濟效益比較明顯。但值得注意的是，落實兩部制電價的抽水蓄能電站數量十分有限。由于相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節點、各方職責等尚未明確，更加合理的兩部制電價在全國范圍內推廣難度不小。

　　中國水利水電科學研究院水資源所所長王建華認為，下一步應該就電價機制投資主體展開試點，探索疏導抽水蓄能電站電價的新路子。

　　“目前抽水蓄能通過兩部制電價，并沒有解決投資方的問題，實際上所有的責任還在由電網企業承擔。電價機制必須明確，誰受益就應該誰擔責。”王建華表示，“目前所有的責任由電網企業承擔，很大程度上制約了電網企業建設抽水蓄能電站的積極性。如果電價機制不能解決這個問題，勢必會影響建設規模，另外抽水蓄能建成以后，其發電利用小時數也不會提高。”