6月23日，内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站4号机组完成所有调试试验内容并投产，标志着该电站机组安装调试工作全部结束，呼蓄电站全部投产发电。

　　呼蓄位于呼和浩特市北部，是三峡集团投资为主建设的第一座抽水蓄能电站，也是内蒙古自治区的第一个抽水蓄能电站项目。据三峡集团呼蓄公司总经理毛三军介绍，呼蓄电站2006年8月正式通过国家发改委核准，2014年底1、2号机组投产，2015年6月3、4号机组投产，总装机容量120万千瓦。

　　截至2014年底，我国已建成24座抽水蓄能电站，总装机容量2181万千瓦。在24座抽蓄电站之中，呼蓄显得“孤独”而“另类”。由于历史原因，在运抽水蓄能电站多由电网公司独资或控股投资建设，呼蓄是目前唯一由非电网公司投资开发并已经建成且独立运营的大型抽水蓄能电站。因此，呼蓄不仅为抽水蓄能电站建设管理体制机制多元化提供了借鉴，更重要的是，由于抽蓄之于我国电源结构调整的重要作用，为我国电力市场化改革提供了一个典型样本。

　　呼蓄经验：

　　风光水联合优化比调峰意义大

　　抽水蓄能电站作为电力系统中重要的储能装置，具有削峰填谷、调频调相等功能，可有效减少负荷波动及风电并网对电网运行的冲击，提升电网调峰能力和系统运行的灵活性。在风电等清洁能源大规模发展的同时，配套建设一定比例的抽水蓄能电站已成为行业共识。

　　呼蓄的运行给风电第一大省区内蒙古，特别是蒙西电网区域内的风电消纳带来了较大好处。毛三军告诉《中国能源报》记者，2014年底1、2号机组投运后，根据测算，可调节减少弃风电量12.5亿千瓦时。3、4号机组投运后，效果将进一步显现。

　　利用抽水蓄能调节风电的波动性，内蒙古是最好的试验田。截至2015年6月底，接入蒙西电网运行的风电和光伏电站累计1614万千瓦，占全网装机总容量的30%。其中并网风电1278万千瓦，并网光伏335万千瓦。呼蓄前2台机组投运后效果显著，整个电力系统的相关参与方都“尝到了甜头”。

　　但蒙西电网认为，仅让抽蓄发挥调峰的作用似乎还不够“解渴”，还应进一步挖掘潜力。蒙西电网相关人士告诉记者，从2014年开始，他们针对内蒙古地区当地风电发展的特点和电源特性，根据风电抽蓄联合运行的时间匹配性和空间匹配性，在两者的基础上提出风电-抽蓄最佳容量配比的想法，研发的技术系统在设计中改变了将常规能源机组作为发电基荷的思想，而是将风电、光伏等纳入电网发电基荷，通过合理安排火电机组的开机方式和抽蓄的优化运行，综合统筹，开展满足抽蓄电站与大规模风电联合运行的调度决策分析，提前判断分析和评估电网的运行状态，最终达到最大化接纳新能源的目的。

　　“内蒙古的特点是冬季风电大发，在这种情况下，通过预测和调度技术手段调和风光水优化运行，用抽蓄平抑风电的波动，联合优化后的出力变成基荷，从而减少火电开机，减少化石能源消耗，更多接纳新能源。从这个角度看，比单纯的调峰更主动，技术创新意义更重大。”相关人士说。

　　呼蓄尴尬：

　　没有市场交易，如何体现价值

　　让毛三军感到孤独并困惑的是，抽水蓄能电站有利于调节电网结构，消纳新能源，直接受益对象包括发电企业、电网和用户，但呼蓄电站本身的经济效益却难以精确量化。

　　“产生的效益在某些情况下是明确的，如调峰填谷方面，如果实行峰谷电价，抽水蓄能电站进行调峰填谷时所产生的直接经济效益是明确的，但在大多数情况下是模糊的。调峰填谷、调频、调相，安全备用保障电网安全稳定运行所产生的辅助功能效益是客观存在的，但难以准确计算。而且由于抽蓄服务的是整个电力系统，目前也无法准确识别服务对象。”他说。

　　事实上，我国抽蓄的产业政策一直在调整。2014年，国家能源主管部门出台了一系列有关抽水蓄能建设管理体制和电价机制的相关政策，包括《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》等。其中最重要的是明确，电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价。两部制电价中，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定。电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。

　　呼蓄是该文件下发后投运的，因此按照“两部制”电价执行。电费核定为每年6.6亿元。据了解，呼蓄的相关难题目前已经在推进解决中。容量电价部分，蒙西电网煤电联动的差额和输配分开改革腾出的价格空间，确定用于支付呼蓄抽发损耗3亿元，剩余3.6亿元尚在确定中，相关人士建议通过电量电价，即新能源辅助服务的方式体现。

　　“抽蓄价值体现的前提是必须要有新能源的交易。以此次电改为契机，通过建立市场化的交易平台，回归电力的商品属性，让愿意交易的主体参与到交易之中。”有权威人士表示，“内蒙古可考虑建立可再生能源与抽蓄的市场化交易平台试点，明确合理的交易规则。比方说，目前内蒙古能源局要求风电利用小时数达到2000小时，那么，如果企业愿意在2000小时以上多发，可以参与到交易平台上，届时，抽蓄服务的风电场明确，交易和调节也能有的放矢。这一点在技术上也是完全可行的。”

　　据称，内蒙古区政府也有意下一步开展蒙西风电交易试点，建立交易平台，增加风电与抽蓄以及自备电厂调峰和火电调峰等辅助服务交易。但权威人士指出，交易的规则设置非常重要，所有风电场全部参与平均分摊是一种思路，让有主动性的企业参与部分调节也是一种思路。

　　调峰还是备用？

　　所在电力系统特点决定抽蓄定位

　　国家能源局日前发布的监管报告显示，华北、华东区域抽蓄电站2014年1-9月份发电利用小时数为518.8小时，抽水利用小时数为642.5小时。其中，绝大部分机组实际利用小时数大大低于设计小时数。十三陵抽蓄电站设计利用小时数1500小时，1-9月实际发电635.55小时；天荒坪设计利用小时数1674小时，1-9月实际发电717.72小时。

　　有业内人士认为，呼蓄迎来了改革的探索和契机，但其他抽蓄却受制于各种因素，运行效率不高。销售电价不调整的情况下，电网经营企业付给抽水蓄能电站的运行费用仍然由电网企业自己负担，无法输导给相关受益方，电网企业依旧缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性。

　　“以目前的价格，最好的运行情况也只能是保本微利。算一算账，显然备用更经济。”一位不愿透露姓名的业内人士表示，较差的经济性使得电网调度不愿意选用抽蓄去调峰，因此即使已经建好的抽蓄利用时间也少，静静地在那里做备用。“当然，如果某个电网的电源结构缺少调峰电源，那么即使抽蓄再贵也要用。但在有些电网，可以调用火电作为调峰电源，有便宜的为啥要选贵的？”

　　中国人民大学经济学院教授吴疆告诉《中国能源报》记者：“抽蓄想要较好地实现调峰等功能，要么通过价格政策即政府补贴支持发展，要么通过运行政策即强化监管电网的调度来实现。在调度不独立的情况下，想要电网公司做好此事，必须加强监管，例如明确规定装机比例、运行小时数等具体标准。”

　　在没有明确的运行和调度规程，缺乏监管的情况下，抽蓄的运行处于“相对散漫”的状态，调度的自由裁量权很大，经济性和调峰的急迫性发挥主要作用。但实际上，随着我国能源产业的发展和能源结构的调整，电力系统需要更加安全可靠和绿色环保的电源结构，抽水蓄能电站的功能已经被赋予了新的内涵。水规总院一位资深抽蓄专家表示，由于电源结构、负荷特性、电力供需状况和电力保障需求的实际情况存在差异，不同电网抽水蓄能电站实际发挥的作用应该有所侧重，抽蓄的作用不能一概而论。

　　“华东电网规模大，系统峰谷差较大，系统内火电比重较高，核电和区外来电比重也逐年增加，对电能质量要求高。因此，抽蓄功能以调峰填谷为主，辅以调频调相和备用；湖南、湖北电力系统内小水电比重大，且远离负荷中心，负荷中心缺乏快速反应电源，因此抽蓄以承担调频调相、事故备用功能为主，辅以调峰填谷功能；东北、西北电网新能源发展迅速，电网规模小，消纳能力有限，要保证远距离外送，配置抽蓄更多发挥其储能作用，辅以调峰调频、事故备用等功能。”他说。

　　“电网是抽蓄发挥作用的唯一载体，但抽蓄服务的对象是整个电力系统，因此抽蓄的功能定位要结合所在电网的特点与时俱进、完善发展。在目前的情况下，抽蓄的监管和建设首先要明确其在不同电网中应该发挥什么作用，如何发挥作用，达到何种运行条件和标准，有的放矢、因地制宜。在此基础上加强对电网调度的监管和督促是可行的办法。”一位业内权威人士表示，抽水蓄能电站不是常规电源，而是能源结构调整、构建安全、经济、清洁能源体系的重要措施，在各地目前纷纷上马能源项目的当下，切不可一哄而上。抽蓄项目绝不是越多越好。