抽水蓄能的绿色标签

"调峰调频、事故备用"---这句电力行业的老话高度概括了抽水蓄能电站在电网中的功能定位。在近日召开的"积极推进抽水蓄能发展高层论坛"上，各方人士在肯定抽水蓄能电站这一基本功能的同时，又赋予其更独特的色彩---绿色与和谐。

"在经济调度的前提下，抽水蓄能电站用高效低煤耗机组发出的电，替代低效高煤耗机组发出的电，其实质是以煤换煤。"国网新源公司总经理崔继纯说。因为超临界、亚临界机组一般都装有脱硫装置，所以，这种替代所产生的环保效益不仅仅是节煤所减少的污染物排放效益，而是全部替代中低压机组所减少的污染物排放总和。

两院院士潘家铮认为，及时兴建必要的、充足的抽水蓄能电站，对构建和谐社会具有重要作用。他认为，电力需求侧管理依靠峰谷差价这一经济杠杆解决电网峰谷差问题，虽然简单高效，但社会和用户将为此付出代价，不完全符合"电力最大限度满足人民正常合理用电需求"的和谐精神。如果建设经济高效的抽水蓄能电站，增强电网调蓄能力，使负荷因素保持在合理范围内，就能弥补这一缺陷，使社会更加和谐。潘家铮认为，建设抽水蓄能电站，对缺乏土地、矿产、水等资源和特色产品的地区，具有重要意义。"只要有地形条件和少量的水，就可建起大型的抽水蓄能电站，既不会大量淹地移民，又对生态环境有很好的影响。通过建设，还可以建成风景区，发展地区经济。何乐不为？"这位泰斗级的水电专家说。

国家发展改革委能源局副局长王骏在演讲中也肯定了抽水蓄能的作用。这位出身水工专业的官员认为，我国抽水蓄能的发展，不仅使电网的安全可靠性增加，使电网发展跨上了一个新台阶，而且对提升我国装备制造业水平意义重大，并促进了我国建筑、施工、安装、调试等各方面水平的提高。

法国香水还是德国啤酒

截至2005年年底，全国抽水蓄能电站投产规模已达到624.5万千瓦，约占全国总发电装机容量的1.2%。目前在建的抽水蓄能电站12座，在建规模1250万千瓦，其中国家电网公司经营区域内在建抽水蓄能项目达到1010万千瓦。国家电网公司副总经理舒印彪透露，国家电网公司规划2020年公司经营区域内抽水蓄能规模将达到2692万千瓦。

抽水蓄能电源的开发近年来掀起热潮。王骏透露，目前各地申报的抽水蓄能项目具备的条件五花八门，差别很大。规模方面，大中小型机组都有；指标方面，水头从800米到几十米不等，甚至有20米水头；布局方面，不论以火电为主的区域还是常规水电集中的区域，都要上马抽水蓄能电站；入网方面，欲接入各个层次电压等级的项目都有。"抽水蓄能到底应在哪些地区发挥作用？"王骏对抽水蓄能电站遍地开花的现象提出质疑。

积极发展还是适度发展？这成为水电专业人士的热门话题。专家学者大都认为，随着电网的快速发展，抽水蓄能发展空间广阔。曾任水利部副部长的著名水电专家何根据电网调峰及紧急事故备用、与风电配套等辅助服务需求，预测未来抽水蓄能的规模将达到1.8亿千瓦。

与这一积极观点相对的，是以王骏为代表的冷静观点。王骏认为，抽水蓄能的本质作用是为电网运行服务的，其调频调峰黑启动等功能体现在电网的整体安全可靠性上，而不是体现在某单一项目的经济效益上，因此应该全面看待和发挥抽水蓄能对电网的多种功能作用，而不能以个体经济性来衡量。否则，如果简单地以发电、抽水来确定其经济效益的话，从能源消耗角度看，抽水蓄能以消耗4千瓦时电换来3千瓦时电，实际上是消耗能源。作为其他电源的补充，抽水蓄能不是越多越好。抽水蓄能在电网中的作用，就像法国香水，因其价值珍贵，通常要用在最重要的时候，而不是德国啤酒，可以供大家随意饮用。

王骏用"引而不发"来形容抽水蓄能在电网中的特殊作用。拉开弓弦而不放箭，比射出箭更重要。

冷热两极的不同声音

由于对抽水蓄能发展所持态度截然不同，使得积极观点和冷静观点在抽水蓄能投资体制、定价机制等方面产生了根本分歧。

分歧一：电网公司是否是唯一的开发主体？

计划经济时期，国家拨款建设了岗南和密云两座抽水蓄能电站，建成后交所在地区电力局运行管理。改革开放以后，随着基本建设投资体制方面实行"拨改贷"改革，抽水蓄能电站投资体制也逐步从计划经济向市场经济过渡。《公司法》的颁布，形成了电力投资多元化格局。投资主体中，不仅有各省市电力公司，而且有核电公司、地方国有投资公司等。一些民营企业也表示了投资愿望。

国家发展改革委"发改能源［2004］71号文"（以下简称"71号文"）被业内看作近年来抽水蓄能电站发展的指导性文件。该文件明确："抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理"。而许多水电界人士认为，"原则"并不表明一定要排斥其他投资主体参与抽水蓄能建设。我国电力建设，包括抽水蓄能电站建设的实践证明，多家办电更易激发各方积极性。要加快发展，最有效的措施是增加投资主体。"如由一个公司慢慢滚动开发，实难满足建设的需求，还是''众人拾柴火焰高''。"何璟说。

国家电网公司策划发展部主任赵庆波认为，电网企业控股、地方参股是一种双赢模式。他的理由是，抽水蓄能电站无论规划还是建设，都需要地方政府的配合和支持，通过地方参股，可以妥善解决诸如土地审批、移民环保等问题，为抽水蓄能电站的建设和运营营造良好的环境。同时，也可以有效解决电网企业资本金不足的问题，还可提高地方政府的积极性。

分歧二：如何看待抽水蓄能的动态效益？

抽水蓄能电价机制一直没有得以明确。据悉，"71号文"明确，厂网分开后，电网经营企业建设和管理的抽水蓄能电站，由电网统一管理和核算，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。而对于其他投资主体建设的抽水蓄能电站，该文件规定，要作为独立电厂参与电力市场竞争。而业内人士普遍认为，现行电价体制基本采用单一电量核算方法，不能给抽水蓄能调峰填谷的静态效益，以及调频调相事故备用及黑启动等动态效益以足够的补偿。因为抽水蓄能电站一般年发电量很少，年利用小时数大多为800至1000小时。如果按照现行上网电价计算方法，其发展难以为继。

多年来，我国抽水蓄能电站一直按设计的发电利用小时数测算电价，即确定一个较高的发电电价，再确定一个较低的抽水电价，两者价差就构成利润的来源。王骏认为这种办法存在不合理之处。首先，本应动态灵活的电价被计划经济的定价办法变成了死板僵化的价格。其次，新投机组的价格收入被分摊进销售电价，让用户来承担上涨部分，而没有随着电量的增长来降低电价。第三，这种机制造成了建抽水蓄能电站就赚钱的情况，缺少市场风险，成为抽水蓄能遍地开花的内在动力。

王骏主张从系统全局出发，看待抽水蓄能的动静态效益。他认为，抽水蓄能的事故备用功能和调峰功能的关系是"鱼和熊掌"的关系，两者只能取其一：当抽水蓄能电站发电调峰时，其事故备用功能就要由其他种类的电源承担，这样火电负荷就降下来了，就整个社会而言，同样产生煤耗问题。对于电网调峰填谷的手段，他认为，除抽水蓄能电站之外，还有两个方面作用不容忽视：一是随着火电机组的升级换代，火电起伏深度越来越大，二是需求侧的峰谷电价作用正在日益显现。王骏还建议，除重视抽水蓄能工程的技术指标外，还要重视其对生态环境的负面影响，要对抽水蓄能项目进行严格的环境评估。

分歧三：选择哪种定价模式？

对于抽水蓄能电站的定价模式，目前主要有三种观点：

一是两部制。赵庆波建议，国家对抽水蓄能电站实行两部制电价，其中，容量电价按照回收电站全部固定成本加合理利润的原则确定；电量电价回收抽水成本，建议按抽水蓄能电站所在地的燃煤发电平均燃料成本确定电量电价，同时根据目前已经运行的利用小时数，确定一个标准，保证抽水蓄能电站运行取得合理的电量收入。

二是租赁制。广州抽水蓄能采用的租赁模式得到许多业内人士的认同。何认为，将建成的抽水蓄能电站租给电网公司，可以将复杂的问题用简单而有效的办法解决了。

国家发展改革委价格司电价处处长李才华也倾向于，以租赁方式来处理这些电站和电网的关系。他认为，租赁制有以下几个优点：一是体现了定价的两个基本原则---补偿成本和公平负担。补偿成本，即租赁费保证了电站还本付息，甚至有一定的投资收益；公平负担，即经营费用由电网统一核算，最终成本要由消费者来承担一部分。二是与现行政策特别是"71号文"精神相衔接，即抽水蓄能电站的运行成本纳入电网费用统一核定。三是可以更充分发挥抽水蓄能电站在电网中的优势作用。四是能够较好地向今后电力市场竞价模式过渡。

三是电网内部结算制。王骏倾向于这一模式，即将抽水蓄能电站视作电网内的变电站，不再单独核定其抽水价和发电价，而和电网的运行成本、建设成本统一核算，由政府统一定价，不再单独核定抽水电价和发电电价。他认为，这一模式与《电价改革方案》的方向是一致的，即发电由市场定价，电网由政府定价。这样既可以补偿建设成本，保证抽水蓄能电站适当发展，又可以理顺建设体制，控制抽水蓄能电站遍地开花的局面。

分歧四：上网电价最终是否应从销售电价走出去？

上网电价最终是否应该转化为销售加价？各方意见相左。

王骏认为，无论采用哪种定价方式，都不能让老百姓承担抽水蓄能电站投入所增加的电费。"如果费用最终摊到老百姓头上，投产一个蓄能电站，就涨一次电价，那么，抽水蓄能电站的效益体现在何处？"他的言辞激烈。

但大多数业内人士认为，无论是两部制还是租赁制，最终从销售电价端走出去在所难免。若实行两部制上网电价，就应按照保本微利的原则，以抽水蓄能上网电价作为电网企业购电价，在电网企业销价中给予适当加价。若实行租赁制，则租赁费相当一部分要通过用户销售价调整得到回收。他们认为，在目前合理的辅助服务费用机制尚未出台、电力市场竞争还不充分的情况下，抽水蓄能电站的建设可能会推动电网销售侧电价的上涨。如果将来上网侧峰谷电价执行到位、电网可以向常规电源收取辅助服务费用、电力市场充分竞争等外部市场条件发生变化时，火电的单位电度发电成本下降，最终将降低电网销售侧的电价水平。

赵庆波认为，如果抽水蓄能电价无法从电网销售侧走出去，那么抽水蓄能项目前期工作就无法在合适的范围内进行优化容量分配，也增加了后续工作调整的难度。另外，对已经投产的独立抽水蓄能电站，如泰安抽水蓄能电站，由于电价没有落实，目前在亏本运行，企业经营困难。