(一)抽水蓄能电站缺乏统一规划、统一管理，不利于社会资源的优化配置抽水蓄能电站投资巨大，百万千瓦级的抽水蓄能电站投资在40亿元左右。由于建设抽水蓄能电站对地方经济的拉动和对GDP增长的推动，加之现行电价机制的影响，使得各地上马抽水蓄能电站项目的积极性极高。据初步调查，目前全国绝大多数省区都有一定的抽水蓄能电站资源储备,可建抽水蓄能电站站址247处，规模约3．1亿千瓦，个别省仅选点就达三十几个，这些项目的前期开发投入，少则上百万元，多则上千万元甚至上亿元，造成资源的极大浪费。

 

　　(二)部分政策不到位、不明晰，影响了抽水蓄能电站综合效益的发挥。通过近期对国内数座百万千瓦级的抽水蓄能电站的调研发现，采取“国家核定租赁费模式”的抽水蓄能电站在实际运营过程中还存在一定的问题，这些问题甚至已经影响到抽水蓄能电站综合效益的发挥。这一点从各抽水蓄能电站的年利用小时数上可见一斑。在已经转入商业运营的抽水蓄能电站中，执行“国家核定租赁费模式”的部分抽水蓄能电站年利用小时数较低，大多在100—200小时左右，最低的仅28小时，其主要作用体现在迎峰度夏、特殊时期保电和紧急备用上。在调研过程中发现，执行“国家核定租赁费模式”的抽水蓄能电站问题主要有：

 

　　一是抽水蓄能电站运行费用分摊原则不明。由于抽水蓄能电站的能量转换过程中存在25％的能量损失，而且抽水蓄能电站启停次数越多，利用小时数越高，发挥的作用越大，产生的损耗自然也就越多。“国家核定租赁费模式”保证了抽水蓄能电站的还本付息和合理收益，但没有明确规定抽水蓄能电站运行费用(主要为运行过程中产生的电能损耗)如何分摊，这个问题目前已经成为影响抽水蓄能电站发挥综合效益的一个重要因素。目前，抽水蓄能电站运行费用有由发电企业承担和由电网企业承担两种方式。发电企业认为按照国家有关规定承担租赁费外，额外承担运行费用违反国家有关规定，利益受损；由电网企业承担运行费用无形中增加了网损，影响调度使用抽水蓄能电站的积极性，由于目前电力调度机构归属电网公司，从经济利益出发，电力调度机构对抽水蓄能电站自然采用了“能不用就不用”的调用方式。

 

　　二是发电侧抽水电量价格较低。由于核定的发电企业抽水电价较低，发电企业认购抽水电量积极性不高。国家在核定文件中均明确了发电企业的抽水电量指导价，如山西0．260元／千瓦时，山东0.296元／千瓦时等，并强调由发电企业自行决定是否参加投标发电。但近年来电煤价格大幅上涨和煤质的下降大大增加了发电企业的发电成本。在这种情况下，原国家核准的发电企业抽水电价甚至无法弥补发电企业的变动成本，自然导致部分省份发电企业认购抽水电量积极性不高，抽水电量招标认购工作难以开展，个别地区只能由电网企业按照各发电企业年度发电量计划或装机容量等比例分配。

 

　　三是抽水电费测算基准不明确。国家有关核定抽水蓄能电站租赁费的文件虽然明确了发电企业抽水电价，但没有明确究竟应该以哪个电价为标准来测算价差，进而计算发电企业应承担的抽水电费。目前，各地执行情况存在较大差异，或以平均上网电价为基准，或以燃煤机组标杆电价为基准，或以中标发电企业的上网电价为基准，这三个价差计算方式存在差异，不同的测算基准得出的应招标抽水电量数额自然差别较大。如2009年山东省平均上网电价为0．419元／千瓦时，燃煤机组标杆电价为0．3974元／千瓦时，前者需要发电企业认购抽水电量9．329亿千瓦时，后者则需要认购11．317亿千瓦时。

 

　　(三)部分经营模式通过上网电价和抽水电价之间差价保证抽水蓄能电站运行成本的回收，造成能源浪费。“单一电量电价模式”，  “两部制电价模式”下，抽水蓄能电站运行成本的回收是通过上网电价高于抽水电价实现的，考虑到抽水蓄能电站“抽四发三”的能量转换比率，上网电价一般需要比抽水电价高出33％以上，此时电站抽水越多，发电越多，收益就越高。因此，这种经营模式下的电价机制就驱使抽水蓄能电站投资运营者争取多抽水、多发电，通过两者差价赚取更多利润，而不是考虑按电网实际需求提供抽水发电服务，导致不必要的能源浪费。

 

　　（彭文程供职于山东济南电监办、陈大宇供职于国家电监会）