近日，兩大電網(wǎng)公司分別發(fā)布關(guān)于電化學(xué)儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見，特別指出：研究電網(wǎng)側(cè)儲能納入電網(wǎng)企業(yè)準(zhǔn)許收入的可行模式，以及儲能產(chǎn)業(yè)參與電力市場的機(jī)制，引導(dǎo)儲能產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。
一個多月前，國家電網(wǎng)有限公司宣布，河北撫寧、吉林蛟河、浙江衢江、山東濰坊、新疆哈密5座抽水蓄能電站工程開工。本次開工建設(shè)的5座電站總裝機(jī)600萬千瓦，計劃全部于2026年竣工投產(chǎn)，被業(yè)界稱為“大手筆”投資。目前，中國抽水蓄能電站裝機(jī)容量已居世界第一。
與電化學(xué)儲能有著“異曲同工”之處的抽水蓄能電站也同樣迎來了密集開工的熱鬧，但在價格機(jī)制上可謂是“身先士卒”的前輩——多年求索，依然未能找到一條皆大歡喜的路徑。
中國長江三峽集團(tuán)已在2019年將呼和浩特抽水蓄能電站控股權(quán)移交給內(nèi)蒙古電力公司。十年間，這座抽蓄電站從蒙西的電網(wǎng)公司手中轉(zhuǎn)讓給發(fā)電企業(yè)，多年扭虧無望后，如今又要重新回到電網(wǎng)公司。
發(fā)電企業(yè)將難以為繼的抽水蓄能項目轉(zhuǎn)手給電網(wǎng)，呼蓄并不是孤例。一旦投資機(jī)制和價格機(jī)制理不順，抽蓄電站往往身世坎坷。
如今抽水蓄能的“光芒”雖不如電化學(xué)儲能那么耀眼，但它仍是目前最為成熟、應(yīng)用最廣泛的儲能技術(shù)，能為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、事故備用、黑啟動等重要的輔助服務(wù)。而抽蓄在全國電力裝機(jī)容量中占比不到2%，在歷次電力體制改革中都不是話題中心，命運跟隨改革大潮起起落落。
隨著間歇性清潔能源比例的不斷上升，電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源顯得越發(fā)必要和珍貴，是時候找到充分發(fā)揮它們價值的機(jī)制了。
多元投資，試水兩部制電價
20世紀(jì)90年代，歐美國家建設(shè)抽水蓄能電站的高峰期已經(jīng)過去，中國規(guī)?；ㄔO(shè)抽水蓄能的步伐才剛剛開始。然而在很長一段時間里，抽水蓄能在中國都有電力行業(yè)“奢侈品”的稱號。
業(yè)內(nèi)人士回憶，這種不是專為發(fā)電而建設(shè)的電廠，用4度電抽水發(fā)3度電，在缺電的年代里遭到不少人誤解。但是，日益擴(kuò)大的電力峰谷差和頻繁的拉閘限電就擺在眼前，抽蓄的作用不容忽視。
在一篇論證天荒坪抽水蓄能電站建設(shè)必要性的文章中，作者指出，根據(jù)華東電管局統(tǒng)計資料，1986年全網(wǎng)拉電28878條次，拉去電量約11億千瓦時。而江蘇無錫市相關(guān)資料顯示，拉電時間均為高峰時間，缺電缺的主要是高峰電量。經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展催趕著各種新電源投建，而這些機(jī)組需要一定的配套電源，加上峰谷差日漸明顯，1994年，南方的廣州抽水蓄能電站投產(chǎn)，華東的天荒坪抽水蓄能電站開工。
據(jù)《中國南方電力工業(yè)志（1888—2002）》（下稱《工業(yè)志》）記載，為確保大亞灣核電站的安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟(jì)運行和廣東電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻的需要，1988年國務(wù)院批準(zhǔn)立項，由國家能源投資公司、廣東核電投資公司和廣東省電力集團(tuán)三家合資興建，三方出資比例分別為23%、23%和54%，組建廣州抽水蓄能電站聯(lián)營公司，負(fù)責(zé)建設(shè)和運營。這是中國首個百萬千瓦級的抽水蓄能電站。
天荒坪抽水蓄能電站則是華東電網(wǎng)第一座大型抽蓄電站，裝機(jī)容量超過了廣州蓄能電站，達(dá)到180萬千瓦，由當(dāng)時的華東電力集團(tuán)公司、上海申能、浙江能源、江蘇國投、安徽皖能共同集資建設(shè)。這項投資利用世界銀行貸款2.46億美元，內(nèi)資貸款45.15億元。
這些“奢侈品”高昂的成本決定了從開工起，就需要一個良好的價格機(jī)制，以保證其投資收益。
當(dāng)時國內(nèi)還處在“一廠一價”的年代，每個電廠的價格都要單獨核定。
廣州抽蓄電站采用了租賃制。1990年12月19日，經(jīng)原國家計劃委員會批準(zhǔn)，廣州抽水蓄能電站聯(lián)營公司與香港中華電力有限公司簽署《有關(guān)購置廣州抽水蓄能電站的使用權(quán)與該有關(guān)的輸電設(shè)施相應(yīng)的使用權(quán)合同》，約定一期工程售賣容量60萬千瓦的使用權(quán)問題。
《工業(yè)志》里評價，這對廣東的經(jīng)濟(jì)效益十分顯著，不僅解決一期工程外資償還本息問題，外匯余額還可以沖抵建設(shè)時期部分內(nèi)資和二期工程的部分資本金，并用于滾動發(fā)展。
1997年建成的十三陵抽水蓄能電站則由電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營，作“車間”管理，投資貸款通過地區(qū)售電的平均加價予以解決。
而天荒坪項目決定嘗試一條新的路徑：兩部制電價。
參與制定方案的當(dāng)事人在一篇題為《兩部制電價在抽水蓄能電站的運用》的文章中做了闡述。當(dāng)時兩部制電價應(yīng)用在國際上已經(jīng)比較常見，國內(nèi)卻幾乎沒有案例，甚至也沒有人有設(shè)計兩部制電價的經(jīng)驗。后來，經(jīng)世界銀行推薦，美國BDR咨詢公司為天荒坪項目提供了電價設(shè)計咨詢服務(wù)。
1998年，國家計委批準(zhǔn)了天荒坪電站兩部制上網(wǎng)電價。公開信息顯示，天荒坪是中國最早運用兩部制電價的抽蓄電站。
兩部制電價由容量電價和電量電價構(gòu)成。不過當(dāng)時容量電價與電量電價的具體設(shè)計與現(xiàn)在不同，對于天荒坪電站來說，容量電價的基礎(chǔ)是固定成本，電量電價則主要由變動成本組成，按實際上網(wǎng)電量計費。
除了發(fā)電，抽蓄機(jī)組還需要用電抽水，當(dāng)時按照電網(wǎng)當(dāng)年計劃燃料成本加500kV線路網(wǎng)損確定。這個抽水電價是在“廠網(wǎng)分開”改革之前確立下的，從1998年一直實施到2005年才取消。此后，抽水電價按照正常上網(wǎng)電價收取。
據(jù)當(dāng)事人撰文回憶，華東電網(wǎng)公司一開始也考慮過參照常規(guī)機(jī)組，實行單一制上網(wǎng)電價。但是，在這種情況下，電站發(fā)電量越多，效益才越高，抽水蓄能電站反而不愿意參與調(diào)峰，不利于發(fā)揮其價值。峰谷電價也是備選項，這種方法可以反映抽水蓄能電廠的高峰電能效用，但體現(xiàn)不出填谷、事故備用等效用，因此也被舍棄了。
在兩部制價格機(jī)制下，天荒坪抽水蓄能電站從投運第四年開始盈利，取得了很好的經(jīng)濟(jì)效益。天荒坪開始盈利的第二年初，也就是2002年，國家計委又準(zhǔn)許湖北天堂抽水蓄能電站采用兩部制電價。
2002年電力體制啟動，隨著電改5號文的發(fā)布，“廠網(wǎng)分開”成為主題。在龐大的電力體系中，裝機(jī)容量僅占個位數(shù)份額的抽水蓄能電站開始隨著變革的潮流沉浮。
劃歸電網(wǎng)，規(guī)劃目標(biāo)提速
“多元投資，一站一價”的模式在2002年以后淡出了視線。
2004年1月12日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》（發(fā)改能源﹝2004﹞71號）（下稱“71號文”）明確：抽水蓄能電站主要服務(wù)于電網(wǎng)，為了充分發(fā)揮其作用和效益，抽水蓄能電站原則上由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)建設(shè)和管理，具體規(guī)模、投資與建設(shè)條件由國務(wù)院投資主管部門嚴(yán)格審批，其建設(shè)和運行成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定。
廣州蓄能電站就留在了電網(wǎng)。
深圳市原副市長張思平2014年接受《中國能源報》采訪時提到，電力系統(tǒng)對廠網(wǎng)分開沒有很大的抵觸情緒，廣東省電網(wǎng)只留下了一個抽水蓄能電站。他當(dāng)時提出，抽水蓄能電站實際上也是可以分離的，晚間用電便宜點，白天用電貴點，通過經(jīng)濟(jì)手段完全可以滿足電力調(diào)度需求。但由于部分業(yè)內(nèi)人士對電網(wǎng)安全、調(diào)度安全的疑慮，尤其是抽水蓄能電站還保障著核電運營的安全，就將其留在了電網(wǎng)。
中國華能集團(tuán)的一位業(yè)內(nèi)人士曾發(fā)表論文認(rèn)為，抽蓄在電力體制改革的機(jī)構(gòu)劃分中，被行政性地劃給了電網(wǎng)系統(tǒng)。改革對抽蓄進(jìn)行定位，總體上看，會對抽蓄的發(fā)展產(chǎn)生積極作用，促進(jìn)了抽蓄與電網(wǎng)的內(nèi)在利益機(jī)制聯(lián)系，這種內(nèi)在的利益關(guān)系用完全的市場方法難于準(zhǔn)確、客觀定位和定量評價，因而起碼在機(jī)制上保證了網(wǎng)內(nèi)抽蓄作用的發(fā)揮。
71號文下發(fā)之后，抽蓄電站的投資方紛紛退股，電網(wǎng)公司漸漸將建設(shè)、運營權(quán)統(tǒng)一起來。
2005年3月，國家電網(wǎng)成立了國網(wǎng)新源公司，由國家電網(wǎng)全資控股，以調(diào)峰調(diào)頻電源建設(shè)運營為主營業(yè)務(wù)。相關(guān)資料記載，2007年11月20日，國家電網(wǎng)公司召開加強(qiáng)火電、抽水蓄能機(jī)組管理工作會議，決定將原為各省公司所屬抽蓄電廠全部劃入國網(wǎng)新源控股有限公司實施集中管理，其中包括8家原來就由國網(wǎng)系統(tǒng)投資運營的電廠。
在2007年企業(yè)劃轉(zhuǎn)之前，抽蓄電廠多屬于某區(qū)域或省級電網(wǎng)公司全資下屬企業(yè)，執(zhí)行“車間式”管理，企業(yè)運營成本和創(chuàng)造的效益均納入整個電網(wǎng)中考慮，但在劃轉(zhuǎn)之后，需要明確它們的運營成本及收益。
南方區(qū)域抽蓄電站也在陸續(xù)劃歸電網(wǎng)。
2009年，深圳能源集團(tuán)旗下上市公司深圳能源發(fā)布公告：掛牌轉(zhuǎn)讓正在籌建的深圳抽水蓄能電站。深蓄電站項目位于深圳市東部鹽田區(qū)和龍崗區(qū)交界，總裝機(jī)規(guī)模120萬千瓦，是廣東省和深圳市電力系統(tǒng)調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相以及緊急事故備用電站。2001年，經(jīng)深圳市規(guī)劃局同意，深能集團(tuán)正式開展電站的前期工作。
在2009年轉(zhuǎn)讓深圳抽水蓄能電站的公告中，深圳能源表示：受71號文影響，“公司建設(shè)經(jīng)營深蓄電站的效益將由此受經(jīng)營管理模式與國家電價政策的制約，獨立建設(shè)經(jīng)營深蓄電站效益將存在較大的不確定性。為規(guī)避項目長期效益的風(fēng)險，公司以公開掛牌方式轉(zhuǎn)讓深蓄電站項目?！?
深圳能源2009年年報顯示，截至 2009 年 12 月 31 日止，公司對深圳抽水蓄能電站已投入的資金約為人民幣 2億元。最終，深圳能源以2.71億元將電站轉(zhuǎn)讓給南方電網(wǎng)公司。
上述業(yè)內(nèi)人士指出，國內(nèi)抽水蓄能的建設(shè)運營體制和常規(guī)水電一樣，基本為有限責(zé)任公司模式，電站建成后要與電網(wǎng)建立經(jīng)濟(jì)關(guān)系，這和以往的車間運行模式有本質(zhì)差異。計劃經(jīng)濟(jì)時期，抽蓄的建設(shè)是建立在單純系統(tǒng)安全穩(wěn)定的條件下考慮；市場經(jīng)濟(jì)時期，對抽蓄綜合經(jīng)濟(jì)性的認(rèn)識成為促進(jìn)發(fā)展的根本性問題，但由于電力商品的特殊性，其價格不能完全由市場調(diào)控，政策性電價體系就起著實質(zhì)性的主導(dǎo)作用。
在劃歸電網(wǎng)后，抽蓄迎來了集中投資建設(shè)期。
河北張家灣、山東泰安、山西西龍池、浙江桐柏、江蘇宜興、湖南黑麋峰等多個百萬千瓦級別的大型抽水蓄能電站在這一時期投產(chǎn)。廣東清遠(yuǎn)、江西洪屏、江蘇溧陽、浙江仙居、福建仙游、安徽響水澗、內(nèi)蒙古呼和浩特等抽水蓄能電站相繼開工。
不過，根據(jù)《可再生能源發(fā)展“十一五”規(guī)劃》，抽水蓄能的發(fā)展目標(biāo)是2000萬千瓦，到2010年規(guī)劃目標(biāo)并沒有完成。根據(jù)《水電發(fā)展“十二五”規(guī)劃》披露的數(shù)據(jù)，“十一五”期間，全國新增抽水蓄能電站994.5萬千瓦，截至2010年底，中國抽水蓄能裝機(jī)容量達(dá)到1694.5萬千瓦。
“十二五”時期，國家又為抽水蓄能定下裝機(jī)容量達(dá)到3000萬千瓦，以及開工4000萬千瓦的目標(biāo)。這一次目標(biāo)還是沒有完成。到2015年底，抽水蓄能電站裝機(jī)容量數(shù)據(jù)為2303萬千瓦，開工規(guī)模也只達(dá)到規(guī)劃目標(biāo)一半左右。
由于難以完成規(guī)劃目標(biāo)，抽水蓄能給外界留下了建設(shè)緩慢的印象。
水電水利規(guī)劃設(shè)計總院副總工程師王化中告訴eo，造成這一現(xiàn)象的因素是多方面的，包括開發(fā)市場主體單一，抽水蓄能電站電價機(jī)制不健全，部分項目前期工作推進(jìn)困難等等。而電價機(jī)制是其中最主要的因素。
單一制電價憂慮
在確定電網(wǎng)為抽蓄電站投資主體后，幾乎沒有新的抽水蓄能電站再執(zhí)行兩部制電價。
天荒坪兩部制方案設(shè)計參與者撰文回憶，兩部制的優(yōu)點在于既有利于吸引投資，也有利于電網(wǎng)靈活調(diào)度。但兩部制的缺點也十分明顯：“電網(wǎng)承擔(dān)了市場預(yù)測風(fēng)險且計量計費系統(tǒng)比較復(fù)雜”。
南方區(qū)域一座抽水蓄能電站相關(guān)負(fù)責(zé)人也曾撰文寫道：“由于我國電力市場剛剛起步，容量價格體系尚未建立?？陀^、公正準(zhǔn)確地確定蓄能電站的容量價格是十分困難的?！?
2007年 7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》(發(fā)改價格﹝2007﹞1517號)，明確了新的抽水蓄能電站電價思路。
文件指出，71號文后審批的抽水蓄能電站，由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)全資建設(shè)，不再核定電價，其成本納入當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定；71號文前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網(wǎng)企業(yè)租賃經(jīng)營，租賃費原則上由電網(wǎng)企業(yè)消化50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%。發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的部分通過電網(wǎng)企業(yè)在用電低谷招標(biāo)采購抽水電量解決；用戶承擔(dān)的部分納入銷售電價調(diào)整方案統(tǒng)籌解決。
在為桐柏、泰安抽蓄電站核定租賃費后，2008年，國家發(fā)改委又分兩批，為河南寶泉、河北張河灣、山西西龍池、廣東惠州、江蘇宜興、安徽瑯琊山抽水蓄能電站等六座電站核定了租賃費。同年，“租賃費”改名為“容量電費”。
湖南黑麋峰電站就經(jīng)歷了這種單一容量電費分?jǐn)偰Ｊ健?
2009年，由五凌公司（廠網(wǎng)分離后被劃歸當(dāng)時的中國電力投資集團(tuán)公司旗下）承建的湖南黑麋峰抽水蓄能電站投運。和同年轉(zhuǎn)讓的深蓄電站比起來，黑麋峰的命運要坎坷許多。
eo記者早前報道，出于為當(dāng)時集團(tuán)擬建的小墨山核電站調(diào)峰考慮，中電投并未將這個未建成的項目移交給國網(wǎng)公司，而是成為了“廠網(wǎng)分開”后第一個發(fā)電企業(yè)獨資的抽蓄電站。只是投運后的三年間，黑麋峰都處境尷尬。
71號文并沒有禁止電網(wǎng)企業(yè)以外的主體投資抽蓄電站。文件指出，發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)的抽水蓄能電站，要服從于電力發(fā)展規(guī)劃，作為獨立電廠參與電力市場競爭。但由于缺乏適合的市場環(huán)境和價格機(jī)制，落地項目極少。
2012年，國家發(fā)展改革委下發(fā)《關(guān)于黑麋峰抽水蓄能電站電價問題的通知》，最終拍板黑麋峰電站的電費解決方法：執(zhí)行容量電費政策，每年的容量電費總計為4.84億元。這筆4.84億的費用，由電網(wǎng)公司承擔(dān)50%，發(fā)電企業(yè)承擔(dān)25%，用戶承擔(dān)剩下的25%。
但多年以來，發(fā)電企業(yè)一直沒有支付這25%，也暫無打算支付。在多次協(xié)調(diào)會上，發(fā)電企業(yè)認(rèn)為，一是企業(yè)本身經(jīng)營存在困難，二是火電廠具有一定的調(diào)峰能力，并不一定需要抽水蓄能電站。當(dāng)然，影響最大的原因還是2012年湖南省取消了峰谷電價的政策。2011年全國遭遇“電荒”，在發(fā)電企業(yè)看來，不管是發(fā)高峰電還是低谷電，經(jīng)營成本都是一樣的，在他們的集體訴求下，湖南省取消了峰谷分時電價的政策。這使得抽蓄電站再也無法實現(xiàn)低買高賣了。
一位江蘇抽水蓄能電站相關(guān)負(fù)責(zé)人曾直言，不管是電網(wǎng)自己建設(shè)的抽水蓄能電站還是歷史遺留下的發(fā)電企業(yè)蓄能機(jī)組，如果沒有明確的峰谷電價，沒有競價上網(wǎng)，體現(xiàn)抽水蓄能經(jīng)濟(jì)效益將是空談。
2013年，國網(wǎng)新源公司最終全資收購了湖南黑麋峰抽水蓄能電站。在“回歸”電網(wǎng)之后，黑麋峰電站基本僅服務(wù)于電網(wǎng)穩(wěn)定性，抽水電價與發(fā)電電價都可以不與電網(wǎng)結(jié)算。但虧損還在繼續(xù)。
河南回龍、北京十三陵和安徽響洪甸抽水蓄能電站則執(zhí)行單一電量電價。這類電站擁有比常規(guī)水電高的上網(wǎng)電價，有一個相對較低的抽水電價或者沒有抽水電價。比如河南回龍抽水蓄能電站，當(dāng)時的上網(wǎng)電價為0.65元/千瓦時，抽水電價為0.213元/千瓦時。
2015年國家能源局發(fā)布的《華北華東區(qū)域抽水蓄能電站運營情況監(jiān)管報告》（下稱《報告》）對這種單一制電價機(jī)制做出了評價：執(zhí)行單一容量電價的抽蓄電站收入來自固定容量電費，電站收益與機(jī)組利用率基本無關(guān)，機(jī)組運行時間增加反而會提高運營成本，抽蓄電站缺乏發(fā)電積極性。
這份報告披露，當(dāng)時華北、華東區(qū)域共9家抽蓄電站執(zhí)行單一容量電價，2014年1-9月平均發(fā)電利用小時僅為439小時，與執(zhí)行單一電量電價和兩部制電價的抽蓄電站差距明顯。其中，山西西龍池電站、河北張河灣電站發(fā)電利用小時數(shù)甚至低于300小時。
單一電量電價的效果則正相反：單一電量電價造成抽蓄電站效益過度依賴抽發(fā)電量，導(dǎo)致抽蓄電站調(diào)用頻繁、多發(fā)超發(fā)。此類抽蓄電站沒有固定容量電費收入，只能通過抽發(fā)電量盈利，個別電站利用小時數(shù)明顯偏高。
報告顯示，當(dāng)時全國實行單一電量電價的抽蓄電站共有4家，年平均發(fā)電利用小時數(shù)為1600小時左右，遠(yuǎn)高于國內(nèi)抽蓄電站平均水平，個別電站甚至違背了抽蓄電站調(diào)度運行導(dǎo)則規(guī)定的年度發(fā)電利用小時不超過設(shè)計值的原則。
要么不愿用，要么過度用，單一制電價下抽蓄電站顯得有些尷尬。
