余 健，白 威，劉 蕊

(1.中國(guó)電建集團(tuán)北京勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限公司，北京 100024；2.內(nèi)蒙古呼和浩特抽水蓄能發(fā)電有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010051)

呼和浩特抽水蓄能電站(以下簡(jiǎn)稱呼蓄電站)位于內(nèi)蒙古自治區(qū)呼和浩特市東北部的大青山區(qū)，是內(nèi)蒙古自治區(qū)第一座抽水蓄能電站，依據(jù)投資測(cè)算報(bào)告，工程靜態(tài)總投資53.26億元，動(dòng)態(tài)總投資65.92億元，對(duì)蒙西電網(wǎng)具有調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相、事故備用和黑啟動(dòng)等多種功能，主要是保障蒙西電網(wǎng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，并可提高蒙西電網(wǎng)新能源消納。呼蓄電站樞紐主要由上水庫、水道系統(tǒng)、地下廠房系統(tǒng)、下水庫工程組成，電站安裝4臺(tái)300 MW水泵/水輪發(fā)電電動(dòng)機(jī)組，總裝機(jī)容量1 200 MW。以500 kV一回出線接入蒙西電網(wǎng)，電站額定水頭為521 m，設(shè)計(jì)年發(fā)電量20.075億kW·h，年抽水電量26.767億kW·h，年發(fā)電利用小時(shí)數(shù)1 673 h、年抽水利用小時(shí)數(shù)2 174 h[1]。呼蓄電站于2006年8月由國(guó)家發(fā)改委核準(zhǔn)，工程建設(shè)歷經(jīng)10年，投產(chǎn)運(yùn)行近5年，工程竣工財(cái)務(wù)決算控制在審定概算范圍65.85億元以內(nèi)，電站樞紐建筑物運(yùn)行性態(tài)良好，機(jī)組設(shè)備性能優(yōu)良，各項(xiàng)運(yùn)行特征指標(biāo)均滿足設(shè)計(jì)、規(guī)程規(guī)范和考核目標(biāo)要求。

1 現(xiàn)行電價(jià)模式分析

1)單一電量電價(jià)模式。2004年以前投產(chǎn)的抽水蓄能電站大部分采取了單一電量電價(jià)經(jīng)營(yíng)模式，國(guó)家發(fā)改委核定抽水蓄能電站的上網(wǎng)電價(jià)(相對(duì)較高)和抽水電價(jià)(相對(duì)較低)，電站按電網(wǎng)調(diào)度要求運(yùn)行，電站經(jīng)營(yíng)收益通過電量電費(fèi)實(shí)現(xiàn)[2]。如北京十三陵、安徽響洪甸、浙江溪口、河南回龍抽水蓄能電站均采用了單一電量電價(jià)模式。

2)兩部制電價(jià)模式。所謂“兩部制電價(jià)”是按照發(fā)電廠機(jī)組的可用容量及上網(wǎng)的發(fā)電量分別計(jì)付電費(fèi)的電價(jià)制度，包括容量電價(jià)和電量電價(jià)。其中容量電價(jià)主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)價(jià)值，按照彌補(bǔ)抽水蓄能電站的固定成本及準(zhǔn)許收益原則核定；電量電價(jià)主要體現(xiàn)抽水蓄能電站通過抽發(fā)電量實(shí)現(xiàn)的調(diào)峰填谷效益，主要彌補(bǔ)抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動(dòng)成本[3]。華東地區(qū)天荒坪抽水蓄能電站采用了兩部制電價(jià)模式，其容量電價(jià)為470元/kW·a，上網(wǎng)電價(jià)0.264元/kW·h，抽水電價(jià)0.182 9元/kW·h。此外，湖北天堂、江蘇沙河抽水蓄能電站也采用了兩部制電價(jià)模式。

3)租賃模式。由電網(wǎng)公司和發(fā)電企業(yè)聯(lián)合租賃，租賃費(fèi)由抽水蓄能電站和電網(wǎng)公司、發(fā)電企業(yè)協(xié)商確定。電站的成本、經(jīng)濟(jì)收益完全通過租賃費(fèi)回收，如廣州抽水蓄能電站采用租賃經(jīng)營(yíng)模式。

4)國(guó)家核定租賃費(fèi)模式。國(guó)務(wù)院價(jià)格主管部門按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則，核定抽水蓄能電站的年租賃費(fèi)，不再核定電價(jià)。根據(jù)《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價(jià)問題的通知》(發(fā)改價(jià)格[2007]1517號(hào))等租賃費(fèi)核定文件，租賃費(fèi)一般由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%。根據(jù)發(fā)電企業(yè)應(yīng)承擔(dān)的年租賃費(fèi)、國(guó)家批準(zhǔn)的抽水電價(jià)與中標(biāo)企業(yè)標(biāo)桿電價(jià)形成的價(jià)差確定招標(biāo)抽水電量，電網(wǎng)企業(yè)通過招標(biāo)抽水電量電費(fèi)之差收取發(fā)電企業(yè)應(yīng)承擔(dān)部分，用戶承擔(dān)部分納入銷售電價(jià)調(diào)整方案統(tǒng)籌解決[4]。目前，浙江桐柏、山東泰山、河南寶泉、河北張河灣、山西西龍池、廣東惠州、江蘇宜興、安徽瑯琊山等相當(dāng)數(shù)量的抽水蓄能電站采取了國(guó)家核定租賃費(fèi)的經(jīng)營(yíng)模式。

2 呼蓄電站電價(jià)機(jī)制的研究

2010年9月，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委組織對(duì)呼蓄電站的電價(jià)機(jī)制進(jìn)行深入的調(diào)查研究、反復(fù)測(cè)算和論證，首先重點(diǎn)分析了呼蓄電站在蒙西電網(wǎng)中的作用及面臨的問題，呼蓄電站運(yùn)行可有效提高蒙西電網(wǎng)調(diào)峰能力和接納風(fēng)電能力，可減小風(fēng)電棄風(fēng)，改善常規(guī)火電機(jī)組運(yùn)行狀況，提高電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相能力，無論靜態(tài)效益還是動(dòng)態(tài)效益都非常顯著。但是，運(yùn)營(yíng)模式不明確是呼蓄電站面臨的主要風(fēng)險(xiǎn)。結(jié)合國(guó)內(nèi)抽水蓄能電站電價(jià)機(jī)制及相關(guān)的政策法規(guī)對(duì)比分析，提出了三種運(yùn)營(yíng)模式的建議。

2.1 電網(wǎng)企業(yè)租賃模式

該模式為我國(guó)目前抽水蓄能電站運(yùn)營(yíng)模式的普遍情況。假設(shè)呼蓄電站機(jī)組由電網(wǎng)公司租賃運(yùn)營(yíng)，電網(wǎng)公司支付租賃費(fèi)。按照彌補(bǔ)固定成本和合理收益的原則，年租賃費(fèi)為7.56億元。本著不調(diào)整銷售電價(jià)的原則，租賃費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偂⒖紘?guó)家發(fā)改委的有關(guān)規(guī)定，確定電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)承擔(dān)的比例各為50%，即3.78億元。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(gòu)抽水電量解決。當(dāng)呼蓄電站運(yùn)行費(fèi)用由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)時(shí)，采購(gòu)抽水電量的指導(dǎo)價(jià)格為0.143 7元/kW·h；當(dāng)呼蓄電站運(yùn)行費(fèi)用由發(fā)電企業(yè)承擔(dān)時(shí)，采購(gòu)抽水電量的指導(dǎo)價(jià)格為0.072 5元/kW·h，同時(shí)對(duì)抽水電量的認(rèn)購(gòu)工作進(jìn)行了詳細(xì)分析。由于電價(jià)較低，火電企業(yè)認(rèn)購(gòu)抽水電量的積極性較低，抽水電量將主要由風(fēng)電企業(yè)認(rèn)購(gòu)。供熱期存在棄風(fēng)時(shí)，抽水電量的認(rèn)購(gòu)工作很好開展，并給出了具體的操作方式。為了解決非供熱期抽水電量的認(rèn)購(gòu)問題，提出了一種新的認(rèn)購(gòu)方式，將抽水電量的認(rèn)購(gòu)分為非供熱期和供熱期，兩個(gè)時(shí)期內(nèi)的認(rèn)購(gòu)電量按照1∶1(或者1∶1.2，該比例可以適當(dāng)調(diào)整)進(jìn)行配比，即非供熱期認(rèn)購(gòu)1 kW·h抽水電量，供熱期才能認(rèn)購(gòu)1 kW·h電量。在這種認(rèn)購(gòu)方式下，風(fēng)電企業(yè)仍然可以通過認(rèn)購(gòu)抽水電量獲得收益，同時(shí)也解決了非供熱期抽水電量的認(rèn)購(gòu)問題，使得呼蓄電站的效益能夠得到充分發(fā)揮。

2.2 充分利用棄風(fēng)電量的租賃模式

該模式以租賃制為主，符合我國(guó)目前抽水蓄能電站運(yùn)營(yíng)模式的情況，合理衡量呼蓄電站的動(dòng)態(tài)效益，但又充分利用風(fēng)電的棄風(fēng)電量實(shí)現(xiàn)呼蓄電站的收益，體現(xiàn)了誰獲益誰補(bǔ)償?shù)脑瓌t。當(dāng)存在棄風(fēng)時(shí)，充分利用棄風(fēng)電量抽水發(fā)電。由于風(fēng)能是一種成本幾乎為零的一次能源，在出現(xiàn)棄風(fēng)的情況下，風(fēng)電場(chǎng)能夠接受較低的電價(jià)。風(fēng)電企業(yè)利用棄風(fēng)電量認(rèn)購(gòu)呼蓄電站的抽水電量，抽水電價(jià)為零，但風(fēng)電企業(yè)仍然可以通過國(guó)家可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼獲得額外收益。白天呼蓄電站以脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)發(fā)電，利用電價(jià)差獲取一部分收益。考慮供熱期每日棄風(fēng)時(shí)，呼蓄電站的這部分收益為3.29億元。呼蓄電站的動(dòng)態(tài)效益同樣顯著，但不易衡量，因此，采用租賃制予以體現(xiàn)。按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則確定呼蓄電站的年租賃費(fèi)，減去呼蓄電站利用棄風(fēng)電量抽水發(fā)電獲得的收益，就是電網(wǎng)公司支付給呼蓄電站的租賃費(fèi)，在動(dòng)態(tài)總投資為70億元時(shí)租賃費(fèi)約為4.27億元。租賃費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)分?jǐn)?，分?jǐn)偙壤凑諊?guó)家發(fā)改委的有關(guān)規(guī)定，可確定為電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)各承擔(dān)50%，均為2.14億元。由發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偟淖赓U費(fèi)采取有償輔助服務(wù)的方式，由并網(wǎng)發(fā)電廠按照上網(wǎng)電量分?jǐn)?，但不同的發(fā)電廠根據(jù)提供輔助服務(wù)情況的不同設(shè)定不同的分?jǐn)倷?quán)重系數(shù)，發(fā)電廠提供的輔助服務(wù)越多，權(quán)重系數(shù)越小，分?jǐn)傇缴佟?/p>

2.3 風(fēng)電企業(yè)租賃模式

在這種模式下，呼蓄電站由多家風(fēng)電企業(yè)聯(lián)合租賃運(yùn)營(yíng)，風(fēng)電企業(yè)承擔(dān)呼蓄電站的年租賃費(fèi)。電網(wǎng)企業(yè)負(fù)責(zé)風(fēng)電和呼蓄電站的聯(lián)合運(yùn)行。在現(xiàn)有電網(wǎng)接納風(fēng)電能力的基礎(chǔ)上，租賃呼蓄電站的風(fēng)電企業(yè)獲得額外的發(fā)電量，這部分電量由呼蓄電站抽水消納，風(fēng)電企業(yè)由于呼蓄電站的運(yùn)行獲得收益。每年結(jié)算時(shí)，各風(fēng)電企業(yè)按照所增加的發(fā)電量，承擔(dān)呼蓄電站的租賃費(fèi)用。對(duì)這種模式進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)性分析，當(dāng)呼蓄電站所吸收的棄風(fēng)電量大于14.824億kW·h時(shí)，租賃呼蓄電站的風(fēng)電企業(yè)就能夠獲得收益。

3 呼蓄電站電價(jià)的探索與分析

2009年10月～2018年12月，呼蓄電站由中國(guó)長(zhǎng)江三峽集團(tuán)有限公司(以下簡(jiǎn)稱三峽公司)建設(shè)、運(yùn)營(yíng)和管理。期間，在三峽公司和內(nèi)蒙古自治區(qū)政府的多次商談下，呼蓄電站的電價(jià)機(jī)制初步形成。內(nèi)蒙古自治區(qū)政府、內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委、三峽公司多次向國(guó)家發(fā)改委匯報(bào)情況，國(guó)家發(fā)改委于2013年組織專家組就抽水蓄能電站的電價(jià)問題進(jìn)行了專題研究，根據(jù)全國(guó)抽水蓄能電站的實(shí)際情況，在2014年發(fā)布了《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》([2014]1763號(hào))文件，抽水蓄能電站電價(jià)機(jī)制的確定有了政策依據(jù)。

2014年9月，呼蓄公司根據(jù)國(guó)家有關(guān)文件精神向內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委報(bào)送了《關(guān)于核定呼蓄電站電價(jià)有關(guān)問題的請(qǐng)示》，文件中提出呼蓄電站每年的容量電價(jià)約為816元/kW(比可研報(bào)告中預(yù)測(cè)的1 090.668元/kW低)，每年約9.61億元；電量電價(jià)按蒙西電網(wǎng)燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.300 4元/度執(zhí)行，抽水電價(jià)按蒙西電網(wǎng)燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的75%執(zhí)行，為0.225 3元/kW·h；每年抽發(fā)損耗電費(fèi)約為2.01億元。根據(jù)國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)的有關(guān)文件精神，呼蓄電站實(shí)行兩部制電價(jià)。

3.1 容量電價(jià)

根據(jù)內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委的意見，考慮各方面的實(shí)際情況，采取合理分擔(dān)，分部落實(shí)的政策解決，具體如下：①通過內(nèi)蒙古自治區(qū)煤電聯(lián)動(dòng)騰出的空間疏導(dǎo)3億元容量電費(fèi)；②按照內(nèi)蒙古自治區(qū)政府《關(guān)于建立可再生能源保障性收購(gòu)長(zhǎng)效機(jī)制的指導(dǎo)意見》(內(nèi)政辦法[2015]25號(hào))中“可再生能源發(fā)電量執(zhí)行年度計(jì)劃管理”，通過蒙西電網(wǎng)風(fēng)電企業(yè)年平均利用小時(shí)超出2 000 h的部分視為超發(fā)電量，從超發(fā)中拿出部分收益彌補(bǔ)呼蓄電站剩余容量電費(fèi)。

3.2 電量電價(jià)

按照《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》(發(fā)改價(jià)格[2014]1763號(hào))要求，呼蓄電站發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)執(zhí)行，抽水電價(jià)按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的75%執(zhí)行。

3.3 容量電價(jià)分部落實(shí)情況

經(jīng)過呼蓄公司堅(jiān)持不懈與內(nèi)蒙古自治區(qū)政府、內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委的溝通協(xié)調(diào)，不斷加強(qiáng)與內(nèi)蒙古自治區(qū)政府的協(xié)商，爭(zhēng)取內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委多次召集蒙西地區(qū)大部分風(fēng)電企業(yè)、內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限責(zé)任公司等相關(guān)單位組織召開專題會(huì)議，研究協(xié)調(diào)呼蓄電站電價(jià)有關(guān)問題。內(nèi)蒙古自治區(qū)政府和內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委聽取了呼蓄公司有關(guān)人員的匯報(bào)和建議，并就這些問題達(dá)成了共識(shí)。

2015年4月，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于降低我區(qū)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)和工商業(yè)用電價(jià)格的通知》(內(nèi)發(fā)改價(jià)字[2015]431號(hào))文件，文件規(guī)定“利用下調(diào)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)形成的降價(jià)空間，在內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)疏導(dǎo)內(nèi)蒙古呼和浩特抽水蓄能電站部分容量電費(fèi)3億元”。

2015年11月，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于蒙西地區(qū)可再生能源發(fā)電企業(yè)分?jǐn)偤艉秃铺爻樗钅茈娬倦妰r(jià)有關(guān)事宜的通知》(內(nèi)發(fā)改價(jià)字[2015]1500號(hào))文件，文件規(guī)定呼蓄電站容量電價(jià)按照彌補(bǔ)固定成本和準(zhǔn)許收益的原則確定，在成本監(jiān)審?fù)瓿汕?，暫定為每?億元，抽發(fā)損耗暫定為每年1億元。其中，容量電價(jià)已通過2015年煤電聯(lián)動(dòng)機(jī)制疏導(dǎo)3億元，抽發(fā)損耗已通過輸配電價(jià)改革進(jìn)行了疏導(dǎo)。未疏導(dǎo)容量電價(jià)和抽發(fā)損耗部分，一并通過蒙西地區(qū)可再生能源發(fā)電企業(yè)超發(fā)收益承擔(dān)。

2016年4月，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于2015年蒙西電網(wǎng)風(fēng)電企業(yè)分?jǐn)偤粜铍娬救萘侩妰r(jià)有關(guān)問題的通知》(內(nèi)發(fā)改價(jià)字[2016]478號(hào))對(duì)蒙西電網(wǎng)風(fēng)電企業(yè)承擔(dān)呼蓄電站容量電價(jià)的具體執(zhí)行做了規(guī)定，此次解決1.46億元。

2017年5月10日，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于結(jié)算內(nèi)蒙古呼和浩特抽水蓄能電站2015年剩余容量電費(fèi)的函》(內(nèi)發(fā)改價(jià)函[2017]285號(hào))文件，文件規(guī)定2015年應(yīng)結(jié)算容量電費(fèi)4.65億元，已結(jié)算容量電費(fèi)3.38億元(其中包含煤電聯(lián)動(dòng)收入2.10億元，風(fēng)電企業(yè)收入1.28億元)，未結(jié)算容量電費(fèi)1.27億元，文件要求內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限責(zé)任公司向呼蓄公司結(jié)算容量電費(fèi)1.27億元。

2018年1月，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于結(jié)算內(nèi)蒙古呼和浩特抽水蓄能電站2016年剩余容量電費(fèi)》的文件，1～3月分3次與內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限責(zé)任公司向呼蓄公司結(jié)算3億元容量電費(fèi)。至此2015年4.65億元容量電費(fèi)全部收回，2016年6億元容量電費(fèi)全部收回。自2014年10月首臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電至2018年4月底，容量電費(fèi)應(yīng)收18.65億元，已累計(jì)回收14.65億元，總電費(fèi)回收率達(dá)到78.55%，在和同等裝機(jī)容量、同類抽水蓄能電站相比較，電費(fèi)回收率達(dá)到了較高水平，但剩余4億元容量電費(fèi)未能落實(shí)資金來源。

4 電價(jià)機(jī)制弊端探討

單一容量電價(jià)運(yùn)營(yíng)模式對(duì)抽水蓄能電站的調(diào)用缺乏激勵(lì)作用，導(dǎo)致機(jī)組利用率不高。此類抽水蓄能電站收入來自固定容量電費(fèi)，電站收益與機(jī)組利用率基本無關(guān)，機(jī)組運(yùn)行時(shí)間增加反而會(huì)提高運(yùn)營(yíng)成本，抽水蓄能電站缺乏發(fā)電的積極性。例如，華北、華東區(qū)域共有9家抽水蓄能電站執(zhí)行單一容量電價(jià)，2014年1～9月平均發(fā)電利用小時(shí)僅為439 h，與執(zhí)行其他兩種電價(jià)機(jī)制的抽水蓄能電站差距明顯。其中，山西西龍池電站、河北張河灣電站發(fā)電利用小時(shí)數(shù)甚至低于300 h。

單一電量電價(jià)造成抽水蓄能電站效益過度依賴抽發(fā)電量，導(dǎo)致抽水蓄能電站調(diào)用頻繁、多發(fā)超發(fā)。此類抽水蓄能電站沒有固定容量電費(fèi)收入，只能通過抽發(fā)電量盈利，個(gè)別電站利用小時(shí)數(shù)明顯偏高[5]。例如，全國(guó)實(shí)行單一電量電價(jià)的抽水蓄能電站共有4家，年平均發(fā)電利用小時(shí)數(shù)為1 600 h左右，遠(yuǎn)高于國(guó)內(nèi)抽蓄電站平均水平，個(gè)別電站甚至違背了抽水蓄能電站調(diào)度運(yùn)行導(dǎo)則規(guī)定的年度發(fā)電利用小時(shí)不超過設(shè)計(jì)值的原則。

兩部制電價(jià)機(jī)制等措施仍需細(xì)化落實(shí)，在具備條件的地區(qū)，鼓勵(lì)采用招標(biāo)、市場(chǎng)競(jìng)價(jià)等方式確定抽水蓄能電站項(xiàng)目業(yè)主、電量、容量電價(jià)、抽水電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)，同時(shí)已核定電價(jià)的抽水蓄能電站應(yīng)逐步實(shí)行兩部制上網(wǎng)電價(jià)。但相關(guān)招標(biāo)競(jìng)價(jià)方式、電價(jià)測(cè)算方法、工作時(shí)間節(jié)點(diǎn)、各方職責(zé)等尚未明確，兩部制電價(jià)推進(jìn)工作無實(shí)質(zhì)性進(jìn)展，現(xiàn)有的抽水蓄能電站未能完全充分發(fā)揮作用[6]。

部分地區(qū)由于電力系統(tǒng)網(wǎng)源情況變化較大，以及電網(wǎng)與抽水蓄能電站發(fā)展不協(xié)調(diào)、建設(shè)不配套等原因，導(dǎo)致抽水蓄能電站投運(yùn)后，運(yùn)行需求不足，未能充分發(fā)揮調(diào)峰填谷等作用。例如，山西西龍池抽水蓄能電站所在的晉北地區(qū)由于風(fēng)電快速增長(zhǎng)、網(wǎng)源發(fā)展不協(xié)調(diào)，存在窩電問題，4臺(tái)機(jī)組中有2臺(tái)在用電高峰時(shí)段不能全啟發(fā)電，用電低谷時(shí)段不能全啟抽水，抽水蓄能電站難以充分發(fā)揮作用。

5 結(jié) 語

呼蓄電站電價(jià)機(jī)制雖然已經(jīng)落地，在成本監(jiān)審?fù)瓿汕皶憾?億元/年，其中煤電聯(lián)動(dòng)政策疏導(dǎo)3億元，剩余容量電費(fèi)由蒙西風(fēng)電企業(yè)通過超發(fā)電量，拿出部分收益承擔(dān)。由于對(duì)抽水蓄能電站的特殊性認(rèn)識(shí)不同，加之制定的電價(jià)政策較為宏觀，電力市場(chǎng)化前，抽水蓄能電站容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗納入當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)(或區(qū)域電網(wǎng))運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價(jià)調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。對(duì)于確立抽水蓄能電站的運(yùn)行機(jī)制起到了積極作用。由于電力體制、輸配電價(jià)改革的逐步推進(jìn)，特別是對(duì)于“抽水蓄能電站的容量電費(fèi)和抽發(fā)損耗作為銷售電價(jià)調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮”還沒有可操作的具體辦法，而是由國(guó)家價(jià)格主管部門去掌握實(shí)施，由于各種因素還難于到位，所以電價(jià)政策更加難以完全落實(shí)，電費(fèi)不能全額回收。

電價(jià)機(jī)制是抽水蓄能電站運(yùn)營(yíng)的核心，離開電網(wǎng)由發(fā)電企業(yè)運(yùn)營(yíng)抽水蓄能電站容量電費(fèi)回收異常艱難。呼蓄電站容量電價(jià)問題最好的解決方式是將剩余容量電費(fèi)納入內(nèi)蒙古電網(wǎng)輸配電價(jià)改革成本費(fèi)用中統(tǒng)一核算，形成解決容量電費(fèi)資金來源的長(zhǎng)效機(jī)制。呼蓄電站2015年～2018年的容量電費(fèi)已全部回收完成，暫定為每年6億元的容量電費(fèi)，每月能足額回收，2019年根據(jù)《內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān)于呼和浩特抽水蓄能發(fā)電有限責(zé)任公司容量電價(jià)的批復(fù)》(內(nèi)發(fā)改價(jià)字〔2019〕899號(hào))，核定呼蓄電站容量電價(jià)每年7.5億元。呼蓄公司由內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限公司經(jīng)營(yíng)和管理，是符合國(guó)家政策要求的，是有利于呼蓄公司良性發(fā)展的，也有利于電價(jià)機(jī)制的落實(shí)和剩余容量電費(fèi)的回收，會(huì)更大的發(fā)揮其作用。