化危为机，深挖“抽水蓄能”电价问题 立足于解决大规模新能源与核电项目投运后造成的电网调峰困难、限电率逐年攀升等问题，国家电网先后在三省一区布局批复了5座大型抽水蓄能电站，以实现新能源的持续健康发展。抽水蓄能电站具有良好的削峰填谷性能，是目前公认的最适合大规模发展的储能类项目，但受其自身技术特性限制无法像其他传统类型电源项目一样通过发电获利，给电网企业造成沉重的经济负担，甚至阻碍电网的正常投资与健康发展。
东北院长期耕耘于东北电网发展事业，发现上述隐患后第一时间思考如何充分发挥规划引领作用，超前布局，化风险为机遇，推动抽水蓄能电站电价的市场化工作，引领行业发展方向，促进多类型电源项目的协调、健康发展。确立初步研究方向后与国家电网公司东北分部进行了多轮沟通交流，取得了业主单位的高度重视，并赴丹东蒲石河抽水蓄能电站进行了现场收资与调研，电站运营的调研成果进一步佐证了抽水蓄能电站电价疏导问题的迫切性与严峻性。
这一研究结论率先解答了关于“抽水蓄能电站是否过度建设”以及“如何减轻抽水蓄能电站对电网造成的投资压力”两个重点问题，为促进抽水蓄能项目的加速重启，实现东北电网多类型电源协调发展奠定了理论基础。
因势利导，推动发电侧市场化进程 扎鲁特特高压工程（又名“鲁固直流”）于2017年末建成投运，设计输电电压等级±800千伏，额定送电规模10000兆瓦。直流工程送电线路起点为内蒙古东部，途经内蒙古、河北、山东3省区，落点山东，送电距离超过1200公里。
多年来，受各方面因素影响东北地区电力市场化改革一直未能有实质化推进。鲁固直流投运后外送电量全部通过市场化交易落实，为地区推动电力市场化进程带来了良好契机。东北院规划团队在研究工作开展过程中积极发挥改革创新思想，结合发达国家电力市场运行及前期发展经验，提出了“优先打通电源侧市场机制”的全新理念，首次提出了“抽蓄成本回收由受益方承担”的市场运行机制，将抽水蓄能电站从功用上分为保障电网安全与促进其他类型电源消纳两大类，其中保障电网安全的抽蓄由电网企业投资建设，成本分摊入全网电价；促进其他类型电源消纳的抽蓄由发电企业投资建设，成本从其他受益的发电企业回收。核心思路在于通过发电侧的市场化机制，依托“风光核”等其他类型电源弃电量减少产生的潜在收益解决抽水蓄能电站的投资回收与经济效益问题。
项目的研究成果为电力现货市场形成之前抽水蓄能电站电价机制的疏导指明了发展方向，未来可以通过示范工程推广向全国，推动电力市场化进程，促进新能源电源的大规模开发和利用；近期可作为评价抽水蓄能电站建设经济合理性的标准，实现抽水蓄能电站与新能源电源之间的协调、有序发展，避免过度超前投资造成的投资浪费，促进东北老工业基地的经济发展。
（光明日报全媒体记者 李慧 通讯员 李东野 孙岳）
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