据了解，“十二五”期间我国抽水蓄能新增732千瓦，截至2015年底，总装机容量2306万千瓦。

然而，根据国家发改委《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，到2025年，全国抽蓄电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机比重4%左右。目前抽水蓄能占全国电力总装机比重不到2%，离发展目标还有较大差距。

建设速度放缓

“十二五”我国规划抽水蓄能装机目标为3000万千瓦，目前只完成了76.8%。此外，在“十二五”期间开工建设4000万千瓦抽水蓄能的目标，也只完成了不到70%。更多最新抽水蓄能电站市场分析信息请咨询中国报告大厅网站发布的《2016-2021年中国抽水蓄能电站建设行业发展分析及投资潜力研究报告》。

抽水蓄能电站在中国已经发展了20年，具有较为成熟的建设技术和开发经验。而且，社会各界对于抽水蓄能电站在电力调度方面的作用和意义都有统一的认识，国家对抽水蓄能建设的支持力度也在不断加大，但为何建设速度持续放缓？

在中国水力发电工程学会副秘书长张博庭看来，归根结底还是因为当前全国电力产能严重过剩造成的。“抽水蓄能电站最主要的作用就是参与可再生能源调峰，目前电力产能过剩，普遍存在弃风、弃光现象。可再生能源规模上不去，抽水蓄能自然也就跟着受影响。”张博庭告诉记者，“我们不是没有能力建，而是没有市场。”

同时，部分调峰任务被大量过剩火电机组所替代，抽水蓄能电站的经济效益无法保证，大大降低了企业投资建设的积极性。“建设抽水蓄能是调整能源结构的重要环节。要解决抽水蓄能市场的问题，就必须跟能源革命连在一起。”张博庭说。

业内认为，虽然目前抽水蓄能建设受阻，但仍需重视研究和分析其调峰作用，强化合理布局，让其效益得到充分发挥。

清洁能源的特性和建设灵活的特点，决定了抽水蓄能电站更适合建设在电网负荷的中心。“大负荷中心建设高容量、大水头的抽水蓄能电站，小负荷或者距负荷中心远的地区，又可以建设低水头、小容量的抽水蓄能电站，因地制宜，大小结合。” 中国水力发电工程学会秘书长李菊根认为。这种大中小型电站相结合的布局，可以使电力输送距离短，运营损耗小，使电网调节更有效，抽水蓄能电站自身运行更具经济性。

探索疏导电价机制

除电力产能过剩以外，不合理的电价机制也是制约抽蓄电站发展和功能发挥的重要原因。

过去受相关政策限制，只有电网企业有资格开发抽水蓄能电站。电网企业通过自建抽水蓄能电站，实现电网调峰，抽蓄电站的盈利与整个电网运营利润进行捆绑式计算，因此其他企业建设的积极性并不高。

与此同时，抽水蓄能发出的电上网竞争能力不强。李菊根解释：“不给抽水蓄能电站吸纳电量电价的优惠政策，抽水蓄能发出的电上网时，价格会高于火电、水电等的上网价格。而若抽水蓄能电站给新能源调峰，由于新能源上网电价本身就高，抽水蓄能发出电力的电价会更高。”

目前，我国抽水蓄能电站主要实行三种价格机制——单一容量电价、单一电量电价、两部制电价。“容量电价是根据电站建设投资成本制定的，电站的收入相对固定，单一的容量电价失去了激励作用。而电量电价则根据发电量制定，但目前抽水蓄能电站的用电量和发电量基本持平，所以单一电量电价基本不挣钱。”张博庭说。

据了解，现在新建的抽水蓄能电站大都采用两部制电价，综合了容量电价和电量电价的优势，经济效益比较明显。但值得注意的是，落实两部制电价的抽水蓄能电站数量十分有限。由于相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，更加合理的两部制电价在全国范围内推广难度不小。

中国水利水电科学研究院水资源所所长王建华认为，下一步应该就电价机制投资主体展开试点，探索疏导抽水蓄能电站电价的新路子。

“目前抽水蓄能通过两部制电价，并没有解决投资方的问题，实际上所有的责任还在由电网企业承担。电价机制必须明确，谁受益就应该谁担责。”王建华表示，“目前所有的责任由电网企业承担，很大程度上制约了电网企业建设抽水蓄能电站的积极性。如果电价机制不能解决这个问题，势必会影响建设规模，另外抽水蓄能建成以后，其发电利用小时数也不会提高。”