近日，國家電網有限公司下發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。消息一出，旋即引發電力行業熱議。

作為我國抽水蓄能電站建設的絕對主力，截至2018年底，國家電網投資建成抽水蓄能電站1923萬千瓦，占全國2999萬千瓦總裝機的約2/3；在建規模3015萬千瓦，占全國4320萬千瓦總在建規模的約70%。今年年初，國家電網更是一口氣同時開工建設包括河北撫寧、吉林蛟河、浙江衢江、山東濰坊、新疆哈密抽水蓄能電站工程在內的5座電站。5座電站總投資386.87億元，合計裝機容量600萬千瓦，抽水蓄能行業發展因此呈現了鮮見的向好發展勢頭。

抽蓄電站是電力系統中的“巨型電池”，在用電低谷時從電網“充電”，在用電高峰時向電網“放電”，并為整個電力系統承擔調頻、調相和緊急事故備用等任務，是電力系統的“穩定器”“調節器”“平衡器”，能夠保障大電網安全穩定運行。在此背景下，國家“十三五”能源和電力規劃都要求加快抽水蓄能電站建設，并明確“十三五”期間新開工抽水蓄能容量6000萬千瓦左右，到2020年我國抽水蓄能運行容量將達到4000萬千瓦。

在目前抽水蓄能電站建設實際進度遠遠落后于規劃目標的背景下，國家電網態度180度大轉彎，從年初集中開工5個項目，到年末突然“猛踩剎車”，給抽水蓄能行業發展、規劃目標的達成、電力系統安全高效運行等蒙上了陰影。

成本疏導存在困難

中電聯日前發布的《2019中國電力行業造價管理年度發展報告》指出，截至2018年底，抽水蓄能單位造價5516元/千瓦，在各類非化石能源發電工程中造價最低。

作為抽水蓄能最主要的投資主體，國家電網緣何放棄造價不高的項目？安信證券電力與公用事業分析師鄧永康認為，這是電網投資發生結構性變化所致。

12月9日，國家發改委發布《省級電網輸配電價定價辦法（修訂征求意見稿）》，抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產范圍。今年5月，國家發改委、國家能源局發布《輸配電定價成本監審辦法》（以下簡稱“《辦法》”），明確抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本。

“電網的總投資規模一定會壓縮，主要壓縮基建規模，包括輸電、變電、架空線入地，還有收益低且不能計入輸配電價的儲能，其中包括發電側的抽水蓄能和電網側的電化學儲能。”鄧永康表示。

“目前，抽蓄電站成本疏導存在困難。電網公司為抽蓄電站付出的成本難以通過輸配電價疏導。尤其近兩年，政府明確提出降低一般工商業電價，銷售電價同樣不具備疏導抽蓄電站成本的基礎。”一位不愿具名的業內人士表示。

安信證券研報分析稱，以2018年電源工程造價估算，若未來電網公司不再安排抽水蓄能新開工項目，每年可減少投資約200億元。

作用難以替代

據了解，電力負荷在隨時波動，電網運行要維持穩定的頻率，要有靈活的電源跟蹤負荷；而在電網出現事故的情況下，需有備用電源立即投入，此時抽水蓄能可發揮調峰填谷、調頻和緊急事故備用功能。

據介紹，當前火電正逐漸成為調峰主力，其靈活性改造成本在50—200元/千瓦左右，遠低于新建抽水蓄能的成本，加之容量龐大，火電靈活性改造潛力巨大。

“相比火電，在調峰方面，抽蓄電站的建設其實是一種重復，并沒有多少可發揮的市場空間。一定程度上說，抽水蓄能的建設步伐與我國能源轉型步伐密切相關。”中國水力發電工程學會副秘書長張博庭告訴記者。

那么，火電會否替代抽水蓄能調峰？

水電水利規劃設計總院黨委書記彭程近日撰文指出，電網運行有電量和容量（暫且不談無功）兩方面需求，這些峰谷或變動負荷的容量需求若由其它替代電源擔任，不但同樣有投資費用，而且這些替代電源調峰和備用嚴重影響其效率，低谷還要壓負荷，更談不上填谷，經濟代價大，系統的總費用就會大幅提高，最終必然要傳導到用戶，導致用電價格抬升。“世界電力經濟專家公認的‘抽水蓄能電站能降低系統總費用’，含義就在于此。”

對此，上述業內人士表示認同：“隨著特高壓快速發展，我國大部分地區的電網特點發生了顯著變化，調峰填谷的同時，緊急事故備用成為大部分地區開發抽水蓄能的重要技術指標，其可在‘秒級’提供大容量負荷，是維護電網安全穩定的戰略性電源。”

投資主體暫時缺位

那么，國家電網抽身后，誰來接棒？

記者注意到，國家電網報12月5日發布消息稱，國網經濟技術研究院有限公司（以下簡稱“國網經研院”）提出全面貫徹落實國家電網“三型兩網、世界一流”戰略目標，開展系統調節能力研究，統籌抽水蓄能電站建設、火電靈活性改造、需求側管理等措施，提升新能源消納水平。

據了解，國網經研院是國家電網規劃和工程設計下屬單位，為國家電網發展提供技術和智力支持，國網經研院在今后抽水蓄能發展中將扮演什么“角色”？為此，記者發函詢問國網經研院，截至記者發稿，未獲回復。

發電企業會否成為抽蓄電站投資主體的“新東家”？

去年8月，三峽集團轉讓內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站61%股權，成為繼2013年湖南黑麋峰抽水蓄能電站轉讓后，國內又一例發電企業轉讓虧損抽蓄電站的案例。

上述業內人士認為，目前處于改革瓶頸期，電網企業不再新投抽蓄電站后，發電企業接手的可能性也不大，投資主體或暫時缺位。

“目前，我國抽蓄電站的盈利與電網運營利潤進行捆綁式計算，電網以外的其他企業建設抽蓄電站并不具備優勢。市場化電價未形成前，抽蓄電站的建設成本由電網和用戶承擔。”該人士表示。

電力市場化是關鍵

對于抽水蓄能的未來，多位專家一致認為，作為競爭性業務，抽蓄電站應交給市場。

在張博庭看來，抽水蓄能電站的發展前景取決于電力市場的建設步伐。“如果電力市場完全放開，抽蓄電站的經濟性就能得到保證。目前，電力市場化程度不夠，自由競爭市場并未建成，加之抽蓄電站的電價機制無法疏導，市場主體的積極性并不高。”

彭程認為，服務電網為主的抽水蓄能可以電網投資為主體，也應鼓勵社會資本投入，采用兩部制電價，通過價格監審確定不同區域標桿容量價格，電量價格僅彌補其抽水和度電變動成本（不應有多發電量的利益驅動，其多發電量對整個系統不是最優的運行方式）；以電量加工為主的抽水蓄能不應由電網投資，相關電源企業根據自身資源條件和市場行情做出投資決策，以電量為主參與市場競爭。

上述業內人士表示，國外抽水蓄能電站在電力市場機制條件下運行，高峰與低谷價差大，只有現貨能調整用戶側的資源分配，電力商品的時間價值和位置信號才會顯現，抽水蓄能作為事故備用、調峰調頻的價值才能被充分認可。

該人士認為，輸配電價針對壟斷環節，《辦法》規定抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本，因此，抽水蓄能電站由電網企業投資并不合理。“現在最緊要的問題是，電力市場未真正建立前，過渡期抽水蓄能該怎么辦？這個時間可不短。”