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。
记者：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。
