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由于全國電力發展的協調性問題形成的電力結構性矛盾仍十分突出，抽蓄裝機容量占全國電力總裝機的比例不足2%。我國長期以來的政策性電價體系是企業發展抽蓄電站的最大障礙。目前峰谷電價不到位，兩部制電價未全面落實，政策不利于抽蓄電站產業發展。
日前，國家能源局同意《關于青海抽水蓄能電站選點規劃有關事項的復函》，青海省抽水蓄能電站共規劃7個站點；1月初，國網5座抽蓄電站同時開工。我國抽蓄電站發展按下“快進鍵”。
在此背景下，我國抽蓄電站整體發展情況如何，發展難點在哪里，如何破解政策障礙？帶著上述問題，本報記者近日專訪了中國水力發電工程學會副秘書長陳東平。
裝機占比
不增反降
記者：“十三五”期間，抽蓄電站能否完成既定開工目標？
陳東平：從目前開工速度來看，完成“十三五”既定的開工目標沒有問題。不過，在電站開工速度較快的情況下，企業需要特別關注兩點，一是要預防投融資的風險，二是要注意抽蓄電站發展的綜合管理能力建設問題。
記者：目前我國抽蓄電站發展情況如何？
陳東平：截至目前，我國抽蓄電站總規模已由2002年底的不足580萬千瓦發展到目前的3000萬千瓦。但由于全國電力發展的協調性問題形成的電力結構性矛盾仍十分突出，抽蓄裝機容量占全國電力總裝機的比例不足2%，發展仍然任重道遠。
盡管2002年電力體制改革后，電網企業大力推進抽蓄電站開發建設，但發電企業未能在抽蓄項目開發中發揮作用，致使目前抽蓄電站裝機容量占全國電力裝機容量的比例較2002年還要有所下降，抽蓄電站在電網系統結構調整的貢獻遠未能達到電力系統要求的期望。
目前，政策已經放開了發電企業開發抽蓄電站的限制，但發電企業開發項目的上網政策仍沒有新突破，因此，仍然無法調動其積極性。
缺乏統籌導致
封閉開發
記者：發電企業無法在抽蓄發展中發揮作用，原因何在？
陳東平：由于歷史與政策因素，抽蓄電站作為電網調峰的手段曾在政策上獲得了充分肯定，并被賦予獨特的開發體制與模式。政策制定的主要依據是基于電網是真正需要抽蓄電站的企業，因此只能由電網企業開發利用。
這個政策的規定，像有吃菜需求的人就要自己種菜一樣。政策導向使抽蓄電站開發體制在2003年以后，由市場化的有限責任公司模式改為電網獨資模式。這種模式在運行上可以最充分地發揮抽蓄電站在系統中的作用，但在開發模式上卻形成了封閉狀態。
記者：緣何如此？
陳東平：這與我國宏觀經濟運行的大背景密不可分。2002年網廠分開的電力體制改革，極大調動了電力投資主體投資電力產業的積極性。其后15年，是我國電力發展最快的階段，全國電力總裝機由2002年底的3.75億千瓦發展到目前的17.7億千瓦。但缺乏統籌條件下的電力高速發展，必然帶來發展的系統不協調性，電力結構矛盾日益突出。
這種不協調在經濟的周期性發展過程中表現尤為突出。目前，電力的結構性矛盾突出體現在東部火電利用小時的降低，西部的“棄水”，以及全國性“棄風棄光”，已成為經濟新常態下的普遍現象。全國電力體系運行的總體不經濟性已是不爭的事實。現在地方各自為政，GDP、民生、社會等問題阻礙電力系統優化。目前，只能被動采取電力降速方式應對。
抽蓄發展同樣經歷了計劃經濟向市場經濟轉變的復雜歷程，抽蓄發展的理念更是遠低于人們對常規能源的認識。在以電量為主要矛盾的計劃經濟時期，抽蓄獨有的填谷特性不可能與電力系統的經濟性聯系起來。
租賃或可規避
政策壁壘
記者：當前抽蓄電站產業發展的最大掣肘是什么？
陳東平：我國長期以來的政策性電價體系是企業發展抽蓄的最大障礙。目前峰谷電價不到位，兩部制電價未全面落實，政策不利于抽蓄發展。業內寄希望2014年《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》后制定更多實施細則，但政策方面已無法再擬定細化。
例如，受抽蓄電價枷鎖，我國首個由發電企業投資建設的湖南黑麋峰抽蓄電站連年虧損，最終交給了電網企業。
記者：如何破解抽蓄行業發展難題？
陳東平：目前，我國抽蓄電站與電網系統的經濟交換模式主要分為峰谷電價、兩部制電價和租賃模式。前兩種是依托現行電價政策維系的，電價是決定抽蓄與電網系統協調發展的基礎。但目前我國的電價制定體系是市場經濟條件下的政策性電價體系（非市場定價），政策電價機制的偏向性難以避免。
在目前難以逾越的政策壁壘下，要想大力發展抽蓄產業，最有效的路徑是繞過政策性電價壁壘，采取合同收益方式建立抽蓄電站與電網的經濟關系，例如廣州抽水蓄能電站（以下簡稱“廣蓄”）模式，這是目前經濟和社會效益運行的成功案例。
廣蓄租賃模式是通過合同談判方式建立抽蓄企業與電網企業的價值買賣關系，抽蓄企業將電站以租賃模式交付電網企業全權運行管理，電網企業以車間模式運營，這種模式繞開了復雜的政策性電價問題，保障電站開發業主的經濟利益的同時，還能使電網系統以最佳模式運行電站。
記者：在國內推廣租賃模式具備可行性嗎？
陳東平：廣蓄的運營管理、盈利模式值得推廣。目前，我國抽蓄電站主要由電網企業實行自營的計劃管理模式，未來電網企業可在蓄能電站規劃和調度運行方面行駛主導權，放開蓄能電站的開發建設市場，以租賃或收購的方式統一在電網企業中運營，利用市場的力量與協作機制，推動蓄能電站的快速發展。
未來，電網公司成立抽蓄電站運營公司，針對抽蓄電站在電力系統中的經濟性問題組織系統論證，關注蓄能電站對電力系統的交換價值與使用價值的巨大差距，建立租賃或收購的系統盈利模式。在網廠分開的電力體制模式下，會涉及到電網與發電企業之間的利益分配問題，應研究在抽蓄經濟性總量條件下的利益分解關系，建立抽水蓄能-電網與發電企業之間的利益鏈條關系和利益分配機制。統籌協調與研究抽水蓄能在系統的經濟性問題和在現有管理體制模式下相關企業的利益關系問題，調動系統各方積極性，促進抽水蓄能良性發展。
日前，國家能源局同意《關于青海抽水蓄能電站選點規劃有關事項的復函》，青海省抽水蓄能電站共規劃7個站點；1月初，國網5座抽蓄電站同時開工。我國抽蓄電站發展按下“快進鍵”。
在此背景下，我國抽蓄電站整體發展情況如何，發展難點在哪里，如何破解政策障礙？帶著上述問題，本報記者近日專訪了中國水力發電工程學會副秘書長陳東平。
裝機占比
不增反降
記者：“十三五”期間，抽蓄電站能否完成既定開工目標？
陳東平：從目前開工速度來看，完成“十三五”既定的開工目標沒有問題。不過，在電站開工速度較快的情況下，企業需要特別關注兩點，一是要預防投融資的風險，二是要注意抽蓄電站發展的綜合管理能力建設問題。
記者：目前我國抽蓄電站發展情況如何？
陳東平：截至目前，我國抽蓄電站總規模已由2002年底的不足580萬千瓦發展到目前的3000萬千瓦。但由于全國電力發展的協調性問題形成的電力結構性矛盾仍十分突出，抽蓄裝機容量占全國電力總裝機的比例不足2%，發展仍然任重道遠。
盡管2002年電力體制改革后，電網企業大力推進抽蓄電站開發建設，但發電企業未能在抽蓄項目開發中發揮作用，致使目前抽蓄電站裝機容量占全國電力裝機容量的比例較2002年還要有所下降，抽蓄電站在電網系統結構調整的貢獻遠未能達到電力系統要求的期望。
目前，政策已經放開了發電企業開發抽蓄電站的限制，但發電企業開發項目的上網政策仍沒有新突破，因此，仍然無法調動其積極性。
缺乏統籌導致
封閉開發
記者：發電企業無法在抽蓄發展中發揮作用，原因何在？
陳東平：由于歷史與政策因素，抽蓄電站作為電網調峰的手段曾在政策上獲得了充分肯定，并被賦予獨特的開發體制與模式。政策制定的主要依據是基于電網是真正需要抽蓄電站的企業，因此只能由電網企業開發利用。
這個政策的規定，像有吃菜需求的人就要自己種菜一樣。政策導向使抽蓄電站開發體制在2003年以后，由市場化的有限責任公司模式改為電網獨資模式。這種模式在運行上可以最充分地發揮抽蓄電站在系統中的作用，但在開發模式上卻形成了封閉狀態。
記者：緣何如此？
陳東平：這與我國宏觀經濟運行的大背景密不可分。2002年網廠分開的電力體制改革，極大調動了電力投資主體投資電力產業的積極性。其后15年，是我國電力發展最快的階段，全國電力總裝機由2002年底的3.75億千瓦發展到目前的17.7億千瓦。但缺乏統籌條件下的電力高速發展，必然帶來發展的系統不協調性，電力結構矛盾日益突出。
這種不協調在經濟的周期性發展過程中表現尤為突出。目前，電力的結構性矛盾突出體現在東部火電利用小時的降低，西部的“棄水”，以及全國性“棄風棄光”，已成為經濟新常態下的普遍現象。全國電力體系運行的總體不經濟性已是不爭的事實。現在地方各自為政，GDP、民生、社會等問題阻礙電力系統優化。目前，只能被動采取電力降速方式應對。
抽蓄發展同樣經歷了計劃經濟向市場經濟轉變的復雜歷程，抽蓄發展的理念更是遠低于人們對常規能源的認識。在以電量為主要矛盾的計劃經濟時期，抽蓄獨有的填谷特性不可能與電力系統的經濟性聯系起來。
租賃或可規避
政策壁壘
記者：當前抽蓄電站產業發展的最大掣肘是什么？
陳東平：我國長期以來的政策性電價體系是企業發展抽蓄的最大障礙。目前峰谷電價不到位，兩部制電價未全面落實，政策不利于抽蓄發展。業內寄希望2014年《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》后制定更多實施細則，但政策方面已無法再擬定細化。
例如，受抽蓄電價枷鎖，我國首個由發電企業投資建設的湖南黑麋峰抽蓄電站連年虧損，最終交給了電網企業。
記者：如何破解抽蓄行業發展難題？
陳東平：目前，我國抽蓄電站與電網系統的經濟交換模式主要分為峰谷電價、兩部制電價和租賃模式。前兩種是依托現行電價政策維系的，電價是決定抽蓄與電網系統協調發展的基礎。但目前我國的電價制定體系是市場經濟條件下的政策性電價體系（非市場定價），政策電價機制的偏向性難以避免。
在目前難以逾越的政策壁壘下，要想大力發展抽蓄產業，最有效的路徑是繞過政策性電價壁壘，采取合同收益方式建立抽蓄電站與電網的經濟關系，例如廣州抽水蓄能電站（以下簡稱“廣蓄”）模式，這是目前經濟和社會效益運行的成功案例。
廣蓄租賃模式是通過合同談判方式建立抽蓄企業與電網企業的價值買賣關系，抽蓄企業將電站以租賃模式交付電網企業全權運行管理，電網企業以車間模式運營，這種模式繞開了復雜的政策性電價問題，保障電站開發業主的經濟利益的同時，還能使電網系統以最佳模式運行電站。
記者：在國內推廣租賃模式具備可行性嗎？
陳東平：廣蓄的運營管理、盈利模式值得推廣。目前，我國抽蓄電站主要由電網企業實行自營的計劃管理模式，未來電網企業可在蓄能電站規劃和調度運行方面行駛主導權，放開蓄能電站的開發建設市場，以租賃或收購的方式統一在電網企業中運營，利用市場的力量與協作機制，推動蓄能電站的快速發展。
未來，電網公司成立抽蓄電站運營公司，針對抽蓄電站在電力系統中的經濟性問題組織系統論證，關注蓄能電站對電力系統的交換價值與使用價值的巨大差距，建立租賃或收購的系統盈利模式。在網廠分開的電力體制模式下，會涉及到電網與發電企業之間的利益分配問題，應研究在抽蓄經濟性總量條件下的利益分解關系，建立抽水蓄能-電網與發電企業之間的利益鏈條關系和利益分配機制。統籌協調與研究抽水蓄能在系統的經濟性問題和在現有管理體制模式下相關企業的利益關系問題，調動系統各方積極性，促進抽水蓄能良性發展。
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