近日，國家能源局《關于進一步做好抽水蓄能電站建設的通知》（下稱“通知”）面世以來，在行業內引發了討論。

這個文件區別于2004年的71號文和2007年的1517號文，在二者的基礎上，特別強調了適度加快抽水蓄能建設的五個原則：為系統服務、廠網分開、技術可行經濟合理、設備自主化、科學調度。

“如果沒有峰谷電價、沒有競價上網，抽水蓄能積極發展將是空談。”一位業內人士對本報記者說。

人人都知道，抽水蓄能是個寶，但如今吆喝的多，落實的少，基本上陷入了僵持狀態。究竟是何原因？

認識夠不夠？

記者從中國機械工業聯合會獲悉，截至2010年底，我國抽水蓄能裝機達到1454.5萬千瓦，占全國電力裝機的1.66%。而國際上，抽水蓄能作為專用的調峰調頻、事故備用和大型儲能系統，占全部電力裝機的比重在3%—10%左右。

知情人士透露，根據最新的電力工業“十二五”規劃，到2015年，抽水蓄能已經從原來的1800萬千瓦提高到4100萬千瓦。這就意味著，接下來的4年間，要建設2600萬千瓦的抽水蓄能電站，而目前在建的電站總裝機只有1618萬千瓦左右。

中國機械工業聯合會重大裝備辦孫鳳鳴教授在接受本報記者采訪時表示，如今對于抽水蓄能的認識，各方意見還不統一。這一點，記者在采訪有關部門時得到了證實。

意見分歧主要在于，抽水蓄能電站建設的成本，相比建設一座調峰電站，究竟哪個辦法更具經濟性。

孫鳳鳴認為，抽水蓄能作為國際上公認的調峰調頻專用電源，其單位千瓦3000—4000元的造價，使得它成為優先發展的大型儲能裝置。

中國水力發電工程學會電網調峰與抽水蓄能委員會秘書長郝榮國也表示，業界對于抽水蓄能作為儲能裝置的作用認識還不充分，目前與大規模風電和太陽能發電基地聯合運行的研究還不多，這些都將影響抽水蓄能技術的發展。

電價博弈，各有各招

《通知》再一次明確：堅持“廠網分開”的原則，原則上由電網經營企業有序開發、全資建設抽水蓄能電站，建設運行成本納入電網運行費用。

然而記者調查發現，發電企業建設抽水蓄能是吃力不討好。中電投湖南黒麋峰抽水蓄能電站，是我國第一座由發電企業投資建設的抽水蓄能電站。據了解，黒麋峰抽水蓄能是中電投為配合小墨山核電安全穩定運行而建，建成后以租賃的方式租給國家電網。今年兩會期間，本報記者向中電投黨組書記、總經理陸啟洲問及黒麋峰電站的算賬機制時，陸啟洲表示，價格非常低，基本上是賠錢。

孫鳳鳴說：“抽四發三，電能要損失一部分不說，電價也不對。用電的時候是火電4毛一度，水電賣給電網只有2毛錢，這下虧大了。怎么解決電價的問題？”

中投顧問能源行業研究員周修杰告訴記者，盡管抽水蓄能電站在抽四發三的過程中會有25%的電力損耗，但是也要看到抽水蓄能時一般處于用電低谷，電價相對便宜；放水發電時多為用電高峰，電價相對較高。這兩者之間的價差可以在一定程度上彌補抽四發三帶來的損耗。

“但如果有峰谷電價，抽水蓄能在抽水時用的是低谷棄電，發電時發的是高峰緊缺電，但這經濟價值轉化并不為現在的電價政策所認可。”郝榮國說。

目前，峰谷電價只在少數幾個地區開展試點，并沒有形成規范的政策。

《通知》明確要求：“在現行銷售電價水平下，不得因建設抽水蓄能電站給電力消費者增加經濟負擔或推動全社會電價上漲。”

見招拆招，國家電網公司近年來已經多次以考慮建設抽水蓄能成本、抽四發三經濟性差為由，向國家發改委要補貼，建設抽水蓄能的態度并不積極。

根據2007年國家發改委1517號文，抽水蓄能租賃費原則上由電網公司承擔50%，發電企業和用戶各承擔25%。但記者從電監會發布的《2010年全國電力交易與市場秩序監管報告》中發現，山西西龍池抽水蓄能機組租賃費由山西省發電企業按照自愿認購的原則負擔25%，即年度租賃費6645.875萬元，結算電價270元/千千瓦時。2010年，直調58家發電企業3117.77萬千瓦容量中，僅有19家861萬千瓦容量（占總容量的27.3 %）的發電企業認購了租賃費，其中7家企業（裝機容量463.5萬千瓦）連續兩年負擔比例超過65%，發電企業之間負擔不公平。

另外，上海市有關部門在安排浙江桐柏、安徽瑯琊山抽水蓄能電站租賃費時，沒有按照規定由發電企業自愿認購，而是進行指定分配。

改變調度方式可不可以？

《通知》還明確了一個科學合理調度的原則，業內人士分析，電網公司態度不積極的直接原因就是調度。

“試想一下，如今全國的發電廠除了三峽和葛洲壩是特例以外，其它的電廠，完全由電網公司調度，直接具體到某一臺機組，說讓你停機就停機，反正損失的又不是電網公司的效益。實在頂不住了，還可以拉閘限電，遭殃的是用電客戶。”一位業內人士說。“但抽水蓄能就不一樣，自己建了，里面的成本要自己消化，當然不情愿了。”

郝榮國也認為，由于廠網分開，電網建設的抽水蓄能電站在調度過程中對火電和核電等發電企業所產生的經濟效益（平穩經濟運行）不能在電網企業中被充分體現。另外，國家現在還沒有明確的保證供電質量的法律條文，電網可以通過拉閘限電來解決調峰壓力。

周修杰認為，從國家能源局發布的通知來看，主要內容是規范抽水蓄能電站建設，并無具體而有效的鼓勵措施，僅從這一點來看，該通知對提高各方建設抽水蓄能電站積極性的作用是有限的。

孫鳳鳴認為，為今之計，國家應當出臺與電網容量建設相匹配的抽水蓄能容量的約束性指標。在此基礎上，要從技術法規上對電網的調度權限作出規定，不能像以往一樣隨便指揮。第三，要給電網安全穩定運行約束性指標，倒逼國網公司去改善電力輸送服務質量，建設抽水蓄能電站。

成套自主還有待證明

根據《通知》要求，要繼續堅持機組設備國產化原則。

但記者在采訪中發現了貓膩。原來，在抽水蓄能機組招標和投標過程中，電網公司仍然傾向于用國外的機組，也傾向于零部件招標，而不是主機和附屬設備成套。

截至2010年底，我國已經相繼建成22座抽水蓄能電站，除河南回龍（單機6萬千瓦）、吉林白山（單機15萬千瓦）以及安徽響洪甸（單機4萬千瓦）的機組有哈電和東電生產外，其它電站的機組無一例外全部來自海外，包括阿爾斯通、西門子伏伊特、ABB、GE、東芝、日立三菱等國際大牌供應商。

根據國家發改委2003年實施的“引進技術、合作生產”三步走政策，第一步河南寶泉、廣東惠州、湖北白蓮河三個電站，經過招標，法國阿爾斯通中標，哈電和東電作為技術轉讓的受讓方分包其中一臺30萬千瓦機組。第二步，遼寧蒲石河、湖南黒麋峰、內蒙古呼和浩特三個電站，堅持“國內負責，‘必要時’國外支持”的國產化原則，實際上全是阿爾斯通的技術。第三步，以安徽響水澗、福建仙游、江蘇溧陽作為國產化依托工程，由哈電和東電作為承包單位提供25萬和30萬千瓦的機組。

這就意味著，目前還沒有一座由我國設備供應商提供成套設備的抽水蓄能電站投產，因此，成套自主能否成功還有待實踐證明。

郝榮國還表示，我國抽水蓄能電站的整機、監控、勵磁、調速和啟動裝置的設計制造技術，特別是核心技術和重要部件的制造技術與國外公司存在差距。雖然通過技術引進，我國蓄能電站設備的制造能力有了較大發展，但在高水頭(600-800m)、大容量(>300MW)機組的水力設計和結構設計等方面與國外公司還有差距；可變速蓄能機組的研究國內廠商相對較少；電站各系統之間的連接與設備整組調試經驗還需加強。（記者 胡學萃 記者安耕對本文亦有貢獻）