繼7月31日發(fā)出《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》(簡稱《通知》)后，11月1日，國家發(fā)展改革委再次發(fā)出《關(guān)于促進抽水蓄能電站健康有序發(fā)展有關(guān)問題的意見》(以下簡稱《意見》)，幾個月內(nèi)兩次出臺規(guī)范抽水蓄能電站運行及建設(shè)的文件非常引人注目。我國抽水蓄能電站現(xiàn)狀如何?《通知》和《意見》對抽水蓄能電站將起哪些作用?
　　
　　適度加快抽水蓄能電站建設(shè)
　　
　　早在1968年，我國第一臺1.1萬千瓦容量的抽水蓄能機組就已投產(chǎn)。由于技術(shù)不過關(guān)，在此后20多年的時間里，我國抽水蓄能電站的發(fā)展幾乎停滯。到了上世紀90年代，抽水蓄能電站技術(shù)日益成熟，我國開始進入大規(guī)模發(fā)展階段。2013年，我國建成抽水蓄能電站總?cè)萘?151萬千瓦，機組利用小時為1281.9小時，等效可用系數(shù)為97.41%。
　　
　　已投運的抽水蓄能機組分別屬于23家抽水蓄能電站。這23家電站中，國網(wǎng)的天荒坪與南網(wǎng)的廣州抽水蓄能電站機組單機容量30萬千瓦，已達到單級可逆式水泵水輪機世界先進水平。在已投入運行的86臺機組中，30萬千瓦容量機組占機組總臺數(shù)的53.49%、總?cè)萘康?8.36%，是目前主要的抽水蓄能機組。盡管如此，在我國可供調(diào)峰的燃氣機組比例很低的情況下，抽水蓄能機組容量占總裝機容量仍只有1.76%，比美國、日本和歐盟等少得多。
　　
　　目前，我國在建抽水蓄能機組約890萬千瓦，開展可研項目容量超過3000萬千瓦。2013年5月29日，國家能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃建設(shè)重點項目———河北豐寧抽水蓄能電站開工建設(shè)，該項目建成后將成為世界裝機容量最大的抽水蓄能電站。
　　
　　發(fā)展改革委《意見》提到，抽水蓄能電站是目前最具經(jīng)濟性的大規(guī)模儲能設(shè)施，促進抽水蓄能電站持續(xù)健康有序發(fā)展是為了適應(yīng)新能源發(fā)展需要。把抽水蓄能電站作為優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、促進新能源開發(fā)利用和保護生態(tài)環(huán)境的重要手段。著力完善火電為主和大規(guī)模電力受入地區(qū)電網(wǎng)抽水蓄能電站布局，適度加快新能源開發(fā)基地所在電網(wǎng)抽水蓄能電站建設(shè)，使抽水蓄能電站建設(shè)滿足電力發(fā)展需要。到2025年，全國抽水蓄能電站總裝機容量達到約1億千瓦，占全國電力總裝機的比重達到4%左右。
　　
　　核準權(quán)限下放
　　
　　我國上世紀90年代建設(shè)的抽水蓄能機組都是從國外進口的，本世紀以來，在國家的大力支持下，通過項目打捆招標等方式，哈爾濱電機廠和東方電機廠分別引進抽水蓄能機組的部分關(guān)鍵技術(shù)，在此基礎(chǔ)上開始自主設(shè)計制造抽水蓄能機組。通過消化、吸收引進技術(shù)和國產(chǎn)化依托工程，我國已經(jīng)積累了大容量、高水頭、高揚程抽水蓄能機組設(shè)計、制造、調(diào)試及運行方面的經(jīng)驗，形成了一定的規(guī)模和后發(fā)優(yōu)勢。2008~2012年，全進口機組總臺數(shù)占全部機組臺數(shù)的比例由56.86%逐步下降到 38.75%，進口機組總?cè)萘空既�部機組總?cè)萘康谋壤��?4.46%逐步下降到38.29%。抽水蓄能電站技術(shù)已完全成熟。
　　
　　11月18日，國家發(fā)展改革委召開《政府核準的投資項目目錄 (2014年本)》新聞發(fā)布會。此次修訂項目目錄共取消、下放38項核準權(quán)限，抽水蓄能電站項目核準權(quán)限也屬于下放到省級政府核準之列的項目。盡管此次對核準權(quán)限下放設(shè)置了前提條件：“在國家依據(jù)總量控制制定的建設(shè)規(guī)劃內(nèi)核準。”考慮到電力系統(tǒng)中峰谷差不斷加大、電源結(jié)構(gòu)性矛盾日益突出、裝機比例仍很低等因素，對抽水蓄能電站項目核準也會比此前簡便很多。
　　
　　逐步實行標桿容量電價
　　
　　據(jù)了解，抽水蓄能電站此前的電價模式主要有政府核定電價(單一電量電價、兩部制電價)、租賃費“包干”以及電網(wǎng)全資建設(shè)經(jīng)營三大類。各種電價模式在運行中均暴露出問題。比如采用租賃費“包干”模式，該模式最大的問題是沒有明確抽水蓄能電站運行損耗的分攤原則。因為抽水蓄能電站能量轉(zhuǎn)換過程中存在25%左右的能量損耗，租賃費“包干”模式?jīng)]有明確這一損耗如何分攤。
　　
　　對于此類問題，《通知》明確，在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率(長期國債利率)加1~3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發(fā)電損耗等變動成本;逐步對新投產(chǎn)抽水蓄能電站實行標桿容量電價;電站容量電價和損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。上述政策下發(fā)后，將有利于抽水蓄能電站建設(shè)引入社會資本投資，并對提高電站利用效率發(fā)揮積極作用。
　　
　　《意見》則著重強調(diào)完善發(fā)展政策，包括明確建設(shè)管理體制、完善電站運營機制、研究與新能源協(xié)調(diào)發(fā)展政策、開展體制機制改革試點。《意見》說明，抽水蓄能電站目前以電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)全資建設(shè)和管理為主，而將來則“逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制”。