亿t，其中水能资源占40%以上(按发电100年，；2-2我国新能源的种类和储藏量有多少？；区别于常规能源煤炭、石油、天然气、水能和核能(裂；这类能源的共同点是能量密度低并且高度分散，有的还；可再生能源是存在于自然界的能源，有三个初始来源，；2-3我国现在主要使用哪几种能源发电？各占多大比；我国主要使用煤炭、水能、核能等能源发电；2-4当前电力系统的主要矛盾是
亿t，其中水能资源占40%以上(按发电100年，每千瓦?时抵火电煤耗350g计)。
2-2 我国新能源的种类和储藏量有多少？
区别于常规能源煤炭、石油、天然气、水能和核能(裂变能)而设定的人类尚未利用或未大规模利用的能源，称之为新能源。我国目前设定的新能源包括太阳能、风能、生物质能、海洋能和地热能等5种可再生能源。
这类能源的共同点是能量密度低并且高度分散，有的还有间歇性、随机性及开发成本高的问题，因而开发和利用受到一定的限制，在技术上也存在着一定的难度。新能源是清洁的能源，它们的开发和利用不会污染环境或对环境污染小。新能源开发利用技术涉及工程热物理、电子学、气象学、地质学、空气动力学、海洋学、微生物学和材料学等多学科，是综合性的高新技术。
可再生能源是存在于自然界的能源，有三个初始来源，即阳光、地热、潮汐和海浪。通过遍布中国的近700个气象观测站的实测资料分析，我国对新能源资源量已有基本的了解。全国各地太阳能年总辐射量大约在(3.36～8.40)×103MJ/m2之间，中值为5.88×103MJ/m2。全年日照时间，西北和西南部分地区高达h，东南地区一般也有2000h以上。中国风能资源约16亿kW，可开发利用的约为1.6亿kW，风能密度大于200W/m2的丰富区为内蒙、新疆、东南沿海以及华北、东北、西北北部的部分地区。中国可开发的潮汐能资源为2098万kW，年发电量580亿kW?h，集中于福建和浙江两省沿海区域。中国地热资源主要是以传导型为主的中低温地热水，总量约为26亿kW，占地热资源总量的81.3%。高温地 热分布于西藏、云南。
2-3 我国现在主要使用哪几种能源发电？各占多大比例？
我国主要使用煤炭、水能、核能等能源发电。至2000年12月为止，全国电力总装机容量为31932.09万kW(319.32GW)，其中火电23754.02万kW(237.54GW)，占全国电力总装机容量的74.39%；水电7935.22万kW(79.35GW)，占24.85%；核电210万kW(2100MW)，占0.66%；风电和其它新能源发电为32.85万kW(328.5MW)，占0.1%。2000年全国发电量为13684.82亿kW?h，其中火电发电量为11079.36亿kW?h，占全国发电量的80.96%；水电发电量为2431.34亿kW?h，占17.77%；核电发电量为167.37亿kW?h，占1.22%；风电和其它新能源发电量为6.75亿kW?h，占0.05%。
2-4 当前电力系统的主要矛盾是什么？
从70年代初开始的全国性严重缺电局面，经过20多年的改革与发展，“九五”期间发生了根本性变化。目前电力供需紧张的矛盾得到基本缓解，在低用电水平下实现了电力供需的基本平衡。“九五”期间全国发电装机以年均7.8%速度增长，发电量以年均6.0%的速度增长，这是电力供需得以缓和的主要原因。在这个基础上，对于电力工业进行了结构调整，国家加大了对电网的投资和建设力度，电网主网架建设得到加强，城乡电网改造取得成效。我国电源结构调整刚刚开始，通过建设，初步建立起以煤电为主、水电为辅，核电和其它新能源发电为补充的电源体系。
从目前情况看，除个别地区外，全国的电力供应可保持基本平衡的格局，但这种基本平衡只是初步的、暂时的、低用电水平下的平衡，电力供需的主要矛盾将由缺电转变为高峰时段部分地区缺电。亦即各电网的峰谷差不断加大，调峰成为运行中的主要问题，部分电网已出现拉闸限电的局面，因此如何解决电网调峰问题成为当前的主要矛盾。为此，针对电网峰谷差加大的原因、变化规律和变化趋势等，需要研究和解决如何配置电网的调峰电源，需要什么样的经济政策，如何加强需求侧的管理等重要问题。
2-5 电力系统调峰主要有哪几种手段？
电力系统调峰主要有常规水电调峰、燃煤火电机组调峰、燃汽轮机调峰和抽水蓄能电站调峰等几种手段。
1) 常规水电：凡具有日调节性能以上的水电站均可用作调峰，特点是运行成本低又无空气污染，是一种灵活可靠的调峰电源。若常规水电站仅具有日、周调节性能，上游又无调节性能好的龙头水库，则水电站往往在汛期失去调峰能力。因而具有年调节性能以上的水电站或具有龙头水库(年调节性能以上)的梯级水电站，才具备较好的调峰能力。常规水电的调峰能力为0～100%。
2) 燃煤火电：燃煤火电机组调峰可采用开停机、增减负荷、空转等方式进行调峰运行，是目前火主电网解决调峰的主要措施。但是燃煤火电机组调峰满足不了系统负荷急剧变化的要求，与水电相比，设备事故较多，影响电网安全运行，发电煤耗上升，厂用电率高，设备损伤严重，检修费用增加，发电成本高。
3) 燃汽轮机：燃汽轮机效率高、启动迅速、调峰性能好。单循环的燃汽轮机调峰运行范围一般在尖峰运行，年利用小时在800h以下较为合理。联合循环的燃汽轮机在腰荷运行较为合适，年利用小时在h较为合理。
4) 抽水蓄能电站：抽水蓄能电站是世界公认的可靠调峰电源，启动迅速、爬坡卸荷速度快、运行灵活可靠，既能削峰又可填谷。抽水蓄能电站并能很好地适应电力系统负荷变化，改善火电和核电机组运行条件，提高电网经济效益，同时亦可作为调频、调相、紧急事故备用电源，提高供电可靠性。
2-6 “西电东送”的作用是什么？
中国地域辽阔，资源丰富，但资源分布与地区经济发展极不平衡，能源的两大支柱－煤炭集中在华北西部和西北陕西、宁夏、新疆等省(区)；而水能集中在西部地区。其中水能资源，在西部10省区(自治区、直辖市)加上广西和内蒙古自治区西部(黄河水系)理论蕴藏量约为5.7679亿kW，占全国的85.3%；技术可开发量为2.8918亿kW，占全国的76.4%。而在开发程度上，西部不足10%，东部已超过50%。在我国东部煤炭储量也只占全国的11%左右，且人口众多，工农业发达，经济发展水平远高于西部。为了优化资源配置，协调地区之间的经济关系，让东部的技术经济资源和西部的能源资源进行区位交换，促进全国经济发展，“西电东送”势在必行。实施“西电东送”，不仅可以解决东部地区的电力需求，发展西部地区经济；而且有利于改善东部地区的生态环境，促进西部地区的生态建设。
在以前的计划经济条件下，仅从资源情况出发，通过能源的概略平衡，提出了“西电东送”的方向、目标和实施步骤，但由于资金短缺，步伐十分缓慢。今天，站在发展社会主义市场经济的立场上，要将仅仅把西部地区作为国家能源、材料基地的观念，转变为把开发西部能源资源作为西部大开发新的经济增长点的宏观思路。使“西电东送”，尤其是西部水电的发展，为其它产业在西部的发展提供基础性支持，为改善西部投资环境提供条件，为西部的城乡建设和地区经济发展服务。
2-7 建设“西电东送”工程的困难是什么？如何解决？
西部多数电源点，尤其是具有良好调节性能的大型水电工程，一般肩负综合利用任务，前期工作要超前安排，投资相对较大，工期相对较长，水库移民难度大，但建成以后具有显著的发电效益和综合利用效益。另外，西部大型水电基地和坑口电站离东部负荷中心(受电区)距离较远，除需安装大型机组外，还需架设远距离超(特)高压输电线路，才能实现“西电东送”，而大型机组和超(特)高压输变电工程造价高，技术难度大，有些设备还需从国外进口。为了解决这一系列问题，国家有关部门、科研单位和大型企业正在尽最大努力推进大型机组和输变电设备国产化的进程。
基于上述原因，要大力开发西部电源，有一定难度。为实现“西电东送”，首先国家应加大政策支持力度，延长贷款期，降低贷款利率，尤其是要降低水电项目从建设到生产、运行各阶段的税赋，合理补偿其综合利用效益和环境效益；其次应健全水库移民法制和补偿政策，减轻水库移民对水电开发造成的压力；三是应开展技术创新、加强管理，逐步实现机组和输变电设备的国产化，努力降低电源工程和输变
电工程的造价；四是开拓电力市场，冲破小网封闭状态，实现大网整体效益。
2-8 核电现在在我国电力系统中的作用是什么？
核电站在我国处于起步阶段，核电站与抽水蓄能电站有互补性，需要不断提高技术和积累经验。目前我国的电力发展政策是适当发展核电，在南部和东部沿海地区，建设一些核电站，缓解能源和电力不足的状况。
我国目前已建成的有广东大亚湾核电站(2×900MW)、浙江秦山一期核电站(1×300MW)；正在建设中的有江苏连云港核电站(2×1000MW)、广东岭澳核电站(2×1000MW)、浙江秦山二期核电站(2×600MW)和三期核电站(2×700MW)；此外山东胶东核电站(2×1000MW)和广东阳江核电站(2×1000MW)正在积极筹建，将于“十五”期间开工。
核电是一种安全、可靠和清洁的能源，其原理是利用核粒子重新组合和排列(放射性衰变、裂变和聚变过程)时释放出核能，能量由冷却剂带出，经热交换器产生蒸汽，推动汽轮发电机组发电。核燃料的能量密度极高，释放出的热能相当于同等重量标准煤燃烧产生热能的280万倍，因而按标准煤计算的核燃料价格相对较低。
我国有丰富的核能资源，天然铀及其加工能力已初具规模，核燃料循环工业的各个环节相互配套，核电发展前途良好。根据有关方面的投资估算和经济分析，在不考虑环保、社会等因素的条件下，核电虽然运行费低，但投资相对较大，建设周期较长，现阶段核电的经济性比不上煤电。而从长远的、全局的观点出发，国家还是需要发展核电的，随着科学技术的发展，核电设备国产化的推进，投资具有下降趋势。在国家对环保提出更高要求的条件下，不久的将来，核电在经济上也会有一定的竞争力。
从技术上讲，核电在其燃料周期的前80%时间内可以调峰，在最后的20%宜作基荷运行。国外核电常用来调峰，其最小出力可达额定出力的50%；但国内为了确保核电的安全运行，目前不允许核电调峰而只作为基荷平稳运行。
2-9 小水电现在在我国电力系统中占什么地位？
我国地域辽阔，河流众多，径流丰沛，蕴藏着非常丰富的水能资源。据1980年普查并经1988年核实修正，小水电能源蕴藏量为1.8亿kW(180GW)，可能开发的小水电资源的装机容量为0.75亿kW(75GW)，年发电量为亿kW?h。
在全国2300多个县中，有1119个县的小水电可开发容量超过1万kW，其中459个县有1～3万kW；473个县有3～10万kW；187个县超过10万kW；有近1000个县人均可开发小水电资源超过0.1kW。这些地区依靠开发当地小水电资源，辅以其它能源和国家电网必要的扶持，可解决当地初步电气化问题。至2000年底为止，已开发的小水电资源仅占可能开发资源的28.6%，因而小水电在我国还具有较大的发展潜力。
建国以来，随着我国社会主义建设事业的发展，小水电建设发展很快；改革开放以后，小水电的发展进入了新的时期。为在水电资源丰富的地区积极开发小水电，建设有中国特色的农村电气化，在“七五”、“八五”、“九五”期间组织了第一批100个、第二批200个、第三批300个共600个农村水电初级电气化县建设。由于各级领导重视，充分依靠地方、群众的力量，“七五”、“八五”、“九五”期间分别建成109、209、335个农村水电初级电气化县，至2000年底为止，全国共建成农村水电初级电气化县653个。
新中国成立50多年来，小水电从小到大，从为农业生产和农村生活供电到为工业和城镇供电，从夜明珠到电气化，各个时期之所以发生很大变化，主要是及时制定了适应小水电及农村电气化发展的方针政策。由于小水电调节性能差，不易进入大电网，宜按自发自供的原则运用，但也要统一规划。
小水电资源主要分布在一些偏僻山区、老革命根据地、少数民族地区、边境地区和贫困地区，大多数集中在国家电网以外地区。这种资源分布的格局，对发挥国家和地方两个积极性，加速农村电气化建设十分有利。因此，根据我国小水电资源分布的特点，结合各地电力发展的实际状况，在我国农村电源和电气化建设中，小水电有十分重要的地位，是国家电源的有力补充力量，有着广阔的发展前景。新世纪的到来对农村电气化提出了新的任务和要求，最近国务院批准“十五”期间全国建设400个农村电气化县，各地应抓住机遇，深化改革，加快发展，使小水电的建设和农村电气化水平再上一个新的台阶。
2-10 风力发电现在我国电力系统中占什么地位？
风是空气流动的现象，又是一种天然的用之不尽的清洁再生能源。利用风能发电在国外起源于20世纪70年代，其技术成熟于80年代。90年代以来，风电进入到大发展阶段，单机容量兆瓦级风电设备已投入商业化运行，投资主体发生了较大的变化，国家、地区、电力部门、金融机构、国际财团和企业集团等也纷纷筹资用于风电的开发建设，使全世界的风电每年以约10%的速度增长。统计到1999年为止，全世界风电装机容量达到1345.5万kW(13.455GW)。
在我国，可开发利用的风能资源总量约为1.6亿kW(160GW)。主要分布在两大风带：一是东南沿海、山东、辽宁沿海及其岛屿的沿海风带；另一是内蒙古北部、甘肃、新疆北部以及松花江下游的内陆风带。另外，我国有1.8万多km的海岸线，沿海岸的滩涂也可以开发建设风电；海上的风速比陆地上大20%左右，发电量可增加70%左右；因此沿海的海上风能资源可开发储量不会低于内陆地区。在沿海结合海岛与滩涂开发建设大型风电场，将成为风电发展的新热点。
自20世纪70年代起，我国为了解决西部草原牧区、东部海岛及边远山区的用电问题，国家鼓励开发非并网型风电机。目前国内拥有这类风电机组达16万台，为电网不能通达地区约60万居民基本解决了用电问题，电灯、电视进入千家万户，提高了人民群众生活水平。
中国的风电经历了两个发展阶段，头一个阶段是试验示范阶段，通过小规模的风电场建设和示范运行，为规模发展做好了准备。从1993年汕头会议以来到现在可以看作是我国风电发展的第二阶段，明确提出了要将风电作为一个产业来抓，风电场的建设数量和规模逐步扩大，在建设、运行、管理等方面都取得了许多成功的经验，初步具备了规模性开发建设风电的能力和条件。截止到1999年底，全国并网型风电总装机容量达26.79万kW(267.9MW)，分布在新疆、内蒙古、广东、浙江等15个省(区)，占全国总装机容量的0.092%，发电量约6亿kW?h，占全国发电量的0.05%。
我国具有丰富的风能资源，国家和一部分风能资源丰富地区的地方政府出台了鼓励风电发展的政策，风电机组设备制造技术日臻成熟，经济竞争力有所提高，使风电得到了一定程度的发展。由于风电与常规能源相比仍处于十分不利的地位，因此需要人们的认识和接受，也需要国家政策的支持与保护。为了进一步开发利用风能资源，应按照产业化、商业化发展的一般规律逐步加大建设规模，开展规模经营；进一步加快风机国产化步伐，降低成本，不断提高其在电力市场上的竞争力，使其真正成为电力构成中的一支重要力量，在保护环境、优化结构、实施可持续发展战略方面发挥其重要作用。
三、抽水蓄能电站的规划
3-1 什么是抽水蓄能电站？
电力的生产、输送和使用是同时发生的，一般情况下又不能储存，而电力负荷的需求却瞬息万变。一天之内，白天和前半夜的电力需求较高(其中最高时段称为高峰)；下半夜大幅度地下跌(其中最低时段称为低谷)，低谷有时只及高峰的一半甚至更少。鉴于这种情况，发电设备在负荷高峰时段要满发，而在低谷时段要压低出力，甚至得暂时关闭，为了按照电力需求来协调使用有关的发电设备，需采取一系列的措施。
抽水蓄能电站就是为了解决电网高峰、低谷之间供需矛盾而产生的，是间接储存电能的一种方式。它利用下半夜过剩的电力驱动水泵，将水从下水库抽到上水库储存起来，然后在次日白天和前半夜将水放出发电，并流入下水库。在整个运作过程中，虽然部分能量会在转化间流失，但相比之下，使用抽水蓄能电站仍然比增建煤电发电设备来满足高峰用电而在低谷时压荷、停机这种情况来得便宜，效益更佳。除此以外，抽水蓄能电站还能担负调频、调相和事故备用等动态功能。因而抽水蓄能电站既是电源点，又是电力用户；并成为电网运行管理的重要工具，是确保电网安全、经济、稳定生产的支柱。
3-2 抽水蓄能电站适用于哪些电力系统？
由于能源在地区分布上的差别，电网的构成也有所不同，大致可分为两类：一类是以火电(包括核电)为主；另一类是以水电为主或水、火比例大致相当。根据我国各地区、各电网的具体情况，抽水蓄能电站适用于以下情况：
1) 以火电为主的、没有水电或水电很少的电网。如京、津、沪、苏、鲁、皖、冀、辽等8个省、市，近期水电装机比例都在5%以下，远景常规水电全部开发完成后，水电比例会降到2%以下。这些电网需要抽水蓄能电站承担调峰填谷、调频、调相和紧急事故备用。
2) 虽然有水电，但水电的调蓄性能较差的电网。如粤、赣、闽、湘、浙、琼、黑、豫、晋等省，都有不同比例的水电，但具有年调节及以上能力的水电站比例较小，枯水期可利用水电进行调峰，汛期水电失去调节能力，若要利用水电调峰，则只能被迫采取弃水调峰方式。在这样的电网，配备了抽水蓄能电站后，可吸收汛期基荷电，将其转化为峰荷电，从而减少或避免汛期弃水，提高经济效益并改善水电汛期运行状况，较大地改善电网的运行条件。
3) 沿海地区的省份，不但火电比例较大，而且还有核电站。如广东已有大亚湾核电站、浙江已有秦山核电站，江苏的连云港核电站正在建设，辽宁、山东、福建等省正在筹建核电站。我国的核电站多是按基荷方式运行设计的，一则是为保证核电机组的安全，再则是为提高利用小时数，降低上网电价。为此，必须有抽水蓄能电站与之配合运行，如广州抽水蓄能电站与大亚湾核电站配合的成功经验。
4) 远距离送电的受电区。如我国正在实施“西电东送”工程，西部电源点和东部受电区之间的距离都在km甚至2500km以上，除保证安全供电外，还应考虑经济效益问题。输电距离远到一定限度后，送基荷将比送峰荷经济，特别是电价改革后，上网峰谷电价差增大，受电区自然要求买便宜的低谷电，但不能解决缺调峰容量的矛盾。如在受电当地自建抽水蓄能电站后，可将低谷电加工成尖峰电，经济效益更好。
5) 风电比例较高或风能资源比较丰富的省(自治区)。如内蒙、新疆等自治区，已有一定比例的风电；还有广东、福建等省，目前风电比例不大，但计划筹建的风电场规模较大。这些电网配备了抽水蓄能电站后，可把随机的、质量不高的电量转换为稳定的、高质量的峰荷。
3-3 有人说抽水蓄能是“用4度电换3度电”，是划不来的。这种看法为何不对？
有些人认为：抽水蓄能电站用4度电抽水，只发3度电，反而亏了1度电，是得不偿失的。事实上，抽水蓄能电站是利用了电网低谷运行时的电能，不仅提高了电网运行的经济性，而且也提高了电能的质量，
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抽水蓄能为何建得如此缓慢――专访水电水利规划设计总院党委书记、副院长彭程
&&来源:&&作者:贾科华&& 10:42:19&&我要投稿&&
:装机比重较低记者：电站在电力系统中的意义是什么?彭程：全社会用电包括工业用电、农业用电、居民生活用电等多种类型，受社会需求、自然规律、工业设备特点等多种因素综合影响，不同的用电类型在每天不同时段的需求量会上下波动，这就形成了用电的高峰和低谷。比如每天早上7-9点，人们开始新一天的忙碌，这个时段的居民生活用电就出现了高峰;夜间12点后，忙碌一天的人们休息入睡，用电需求开始下降，出现了低谷。种种因素的综合影响使得每天的电力需求不是一条直线，而是呈现出高峰、低谷交错的形态。对电力系统而言，为了保障人们在高峰时段用上电，同时保障低谷时段其他电源的稳定安全，就需要建设一种能在低谷抽水耗电、高峰放水发电的装置，这样就可以更好地保障电力系统的安全，这就是抽水蓄能电站。此外，电力系统十分庞大，还必须要有调频、调相、黑启动等电源装置，抽水蓄能电站因为启停灵活而成为首选。近年来，风电等迎来快速发展，风电的间隙性特性导致风电弃风现象频发，同时也给电网运行带来新的考验，电网的迅速反应能力需要加强，这就要求配套建设具有较好调节能力的调峰装置，抽水蓄能因其经济、环保、低碳而成为首选。总的来说，建设抽水蓄能电站对调整我国能源结构、保障电力系统安全稳定运行具有重要意义。记者：我们了解到，截至2014年底，我国抽水蓄能电站投产容量已达2181万千瓦，约占全国电力总装机的1.6%。这一比重远低于日本的10%，也低于大多数装机容量在1亿千瓦的国家。那么，抽水蓄能装机容量的合理比重应该是多少?彭程：关于抽水蓄能电站规模占电力系统总装机的合理比重目前没有定论。因不同的国家电力系统差异较大，不能简单地进行比较。从部分装机容量在1亿千瓦以上的国家来看，一般认为5%左右相对合理。开发进度严重滞后记者：《能源发展&十二五&规划》提出，&十二五&期间我国抽水蓄能开工规模4000万千瓦，2015年底抽水蓄能装机规模3000万千瓦，2020年底达到7000万千瓦。目前的开工情况并不理想。彭程：是的，实际情况相较于规划的确有不小差距。&十二五&前四年抽水蓄能开工规模1460万千瓦，2015年最大开工规模935万千瓦，&十二五&总开工规模预计2395万千瓦，仅完成&十二五&规划目标的60%。从工程建设进度看，年抽水蓄能电站投产规模预计仅能达到2335万、3500万千瓦，仅完成&十二五&提出的规划目标的78%、50%。从这些数据可以看出，&十二五&抽水蓄能的开工情况并不理想。记者：为何当初会制定这么高的目标?彭程：在拟定抽水蓄能电站&十二五&期间合理的开工目标及2020年发展目标时，国家能源局组织水电总院和国家电网公司等单位开展了大量的基础研究工作。根据我们的研究成果，为满足电力系统调峰需要、新能源开发建设需要和远距离送电需要，2020年抽水蓄能电站的合理目标应该在0.7-1.1亿千瓦之间。考虑到工程合理的建设周期等因素，当时选择了较低的方案，即7000万千瓦作为规划目标，因为我国电网&弹性&较小，很难满足我国能源结构和跨区域大电网的安全需求，需通过相关措施消除发展瓶颈，加快抽水蓄能电站发展。电价形成机制是核心问题记者：建设速度严重落后于规划的原因有哪些?彭程：首先，电价形成机制未理顺是抽水蓄能发展的核心问题。电价机制不理顺，企业的积极性就不高，推动抽水蓄能电站的进度就相对缓慢。其次，目前的开发主体较为单一，没有形成有效竞争。与常规水电不同，抽水蓄能电站的开发建设仍主要集中在国家电网、南方电网两家电网企业。受资金因素、体制因素等综合影响，仅有的两家公司建设抽水蓄能电站，其发展速度自然会受到影响。中国能源报：最近国家也出台了抽水蓄能两部制电价政策。那么两部制能否解决电价这一核心问题?还有哪些不足?彭程：应该首先来看一下2014年国家发展改革委印发的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》内容，该《通知》明确提出，在电力市场化前，抽水蓄能电站实行两部制电价，其中容量电价按照成本和合理收益原则核定，电量电价参考当地燃煤机组标杆上网电价执行，抽水电价按照当地燃煤机组标杆上网电价的75%执行。抽水蓄能电站的容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。可以说，当前的抽水蓄能价格形成机制较2004年有了较大进步，但仍然存在较大问题。文中明确了抽水蓄能电站的容量电费和抽发损耗仅作为销售电价调整因素统筹考虑，而缺乏有效的针对性的措施。这意味着在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，也就是说其价格形成机制与其价值链不吻合，电网企业依旧缺乏建设和调度抽水蓄能电站的积极性，更谈不上刺激其他社会投资的积极性。这是困扰抽水蓄能电站的核心问题。如不解决，我国抽水蓄能电站的建设目标很难实现。记者：对于行业的健康发展，您有何建议?彭程：第一，制定抽水蓄能电站电价实施细则。建议尽快组织实施电价试点工作，选择有代表性的浙江、内蒙古、海南三个省区，重点研究抽水蓄能电站的价格机理和效益实现方式。第二，出台招投标方式执行细则，确定项目业主。国家能源局明确采用招投标方式确定项目业主。为尽快推动社会资本进入抽水蓄能电站建设领域，应尽快出台招投标管理办法、实施细则，并选择部分项目作为试点推广。第三，在推动抽水蓄能加快发展的同时，要保证有序。根据需求，分期分批开展抽水蓄能的选点规划工作，进一步强化国家对选点规划的批复意见的法律效力，是有序开发抽水蓄能电站的根本，在选点规划推荐站点内开展前期工作，进行项目核准，应成为刚性约束。国家把好规划关，省级政府管好核准、开发权许可和工程验收是未来抽水蓄能投资管理的新常态。与此同时，应认真地维护好长期形成的成熟技术管理体系，做到前期论证深入、技术先进、标准规范，后期质量有保证。第四，启动新一轮抽水蓄能电站选点规划工作。根据我国能源发展方向和能源结构调整的需要，未来我国能源电力结构将发生较大变化，特别是在2030年以后，风能、太阳能、核电等新能源和可再生能源的比例将大幅提高。为保障电力系统安全稳定经济运行，促进新能源发展和利用，需要合理配置一批启停灵活、反应迅速、清洁低碳的抽水蓄能电站。为适应2030年我国抽水蓄能电站开发建设和投产需要，考虑到蓄能电站建设的合理工期，有必要组织新一轮的选点规划工作。建议国家能源局组织规划设计总院开展新一轮选点规划筹备工作，并适时启动。
原标题:抽水蓄能为何建得这么慢
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