3月，國家電網(wǎng)有限公司宣布，“十四五”期間公司將積極推動抽水蓄能電站科學(xué)布局、多開多投，力爭在新能源集中開發(fā)地區(qū)和負荷中心新增開工2000萬千瓦以上裝機容量、1000億元以上投資規(guī)模的抽水蓄能電站，這一裝機容量已接近世界最大水電站——三峽水電站2250萬千瓦的總裝機容量。

此前，國家電網(wǎng)發(fā)布的“碳達峰、碳中和”行動方案已顯示：“十四五”期間，國家電網(wǎng)將加大抽水蓄能電站規(guī)劃選點和前期工作，再安排開工建設(shè)一批項目；到2025年，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)抽水蓄能裝機容量超過5000萬千瓦。

源起“江湖”

抽水蓄能電站是儲能的一種重要形式，它可以將電網(wǎng)負荷低時的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時期的高價值電能，從而優(yōu)化系統(tǒng)能源資源的利用，同時實現(xiàn)對電能價值的時空移動。


在過去的數(shù)十年里，抽水蓄能始終是大型儲能項目的主流選擇。據(jù)CNESA（中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟）全球儲能項目庫不完全統(tǒng)計，全球已投運抽水蓄能裝機容量占總體儲能的92.6%，中國已投運抽水蓄能裝機容量占國內(nèi)總體儲能的93.4%。抽水蓄能已成為當下市場份額最為龐大的儲能技術(shù)。

國際可再生能源署的相關(guān)研究也反映了各國的抽水蓄能建設(shè)意向，展望報告《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場》的基本預(yù)測情景指出：到2030年，抽水蓄能裝機容量增長幅度為40%～50%。

目前，儲能行業(yè)處于多種儲能技術(shù)路線并存的階段，但抽水蓄能仍然是當前最成熟、裝機容量最大的主流儲能技術(shù)，也是保障高比例新能源電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的有效途徑，并在調(diào)峰調(diào)頻、削峰填谷、事故備用和黑啟動等方面具有很大的優(yōu)勢。

一方面，抽水蓄能機組啟動時間短、調(diào)節(jié)速率快，可在60秒左右從停機開至滿發(fā)，是應(yīng)對高比例新能源系統(tǒng)有功波動性變大的有效手段。另一方面，隨著負荷峰谷差拉大及新能源大規(guī)模接入，抽水蓄能電站可有效減少系統(tǒng)應(yīng)對短時尖峰負荷所需的燃煤等化石能源發(fā)電機組裝機容量，在滿足系統(tǒng)調(diào)峰需求的同時為清潔能源發(fā)電騰挪空間。

我國從20世紀60年代后期開始研發(fā)抽水蓄能，1968年河北崗南水庫安裝了一臺容量為1.1萬千瓦的進口抽水蓄能機組；1973年和1975年北京密云水庫白河水電站分別改建并安裝了2臺天津發(fā)電設(shè)備廠生產(chǎn)的1.1萬千瓦抽水蓄能機組，總裝機容量2.2萬千瓦，標志著我國抽水蓄能電站建設(shè)起步。

從技術(shù)上看，我國抽水蓄能技術(shù)在工程勘察設(shè)計施工、成套設(shè)備設(shè)計制造及電站運行方面達世界先進水平，成績有目共睹。但從裝機容量看，目前并網(wǎng)裝機容量為3179萬千瓦，與其他類型電源的增長規(guī)模相比，抽水蓄能裝機增量基本可以忽略不計。我國抽水蓄能技術(shù)經(jīng)過60余年發(fā)展，直到20世紀90年代才開始規(guī)模化步伐。為適應(yīng)新能源快速發(fā)展，抽水蓄能最近十年發(fā)展最快，“十二五”和“十三五”年均增速分別為7.1%和6.4%。


我國抽水蓄能電站裝機容量為3179萬千瓦，在建裝機容量為5243萬千瓦。數(shù)據(jù)顯示，“十三五”期間，我國抽水蓄能電站平均利用小時數(shù)約為2746小時，較“十二五”增長95.7%。預(yù)計2030年我國抽水蓄能裝機容量將達到1億～1.2億千瓦，可促進新能源快速發(fā)展；到2030年，抽水蓄能可新增消納新能源電量5000億千瓦時以上。

從比重上看，目前我國抽水蓄能電站占總裝機容量的比重僅為2.2%，難以滿足新能源快速發(fā)展需求。據(jù)測算，該數(shù)據(jù)不僅低于日本的8%，也低于意大利、西班牙、德國、英國、韓國的3%～6%。從“十三五”規(guī)劃完成情況來看，抽水蓄能沒有完成《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》中提出的“到2020年總裝機達到4000萬千瓦”的目標，其中原因可考。十余年來，抽水蓄能裝機波動背后折射的是電力體制變革、電站歸屬以及抽水蓄能電價變化的曲折歷程。

成本之痛

在中國電力體制改革和電力市場化不斷推進的前提下，成本如何回收成為建設(shè)發(fā)展抽水蓄能電站的關(guān)鍵考量因素，即使抽水蓄能電站對系統(tǒng)安全運行保障具有無可比擬的優(yōu)勢，但合理的電價機制才是調(diào)動抽水蓄能電站發(fā)電積極性和保障電站調(diào)峰調(diào)頻作用的關(guān)鍵。從一站一價、兩部制電價到建設(shè)成本納入電網(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定，抽水蓄能電站電價機制始終是業(yè)內(nèi)爭議的焦點。

2004年，國家發(fā)改委《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問題的通知》規(guī)定，該文件下發(fā)后審批的抽水蓄能電站，由電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)全資建設(shè)，不再核定電價，其成本納入當?shù)仉娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核定；文件下發(fā)前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網(wǎng)企業(yè)租賃經(jīng)營，租賃費由國務(wù)院價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則核定。此舉有效保障了電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的需求，不過，抽水蓄能經(jīng)濟性的問題依然沒有解決，而是將矛盾內(nèi)部化。

2015年，國家能源局發(fā)布的《關(guān)于鼓勵社會資本投資水電站的指導(dǎo)意見》提出，社會資本可通過市場方式選擇未明確開發(fā)主體的抽水蓄能電站。這一政策與國家發(fā)改委《關(guān)于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關(guān)問題的通知》提出的“在電力市場形成前，抽水蓄能實施兩部制電價”意見，共同推動了發(fā)電企業(yè)投資抽水蓄能電站的熱情，使投資明顯回暖，但由于容量電價無法正常疏導(dǎo)和回收，抽水蓄能裝機增速在“十三五”期間仍一路走低。

隨著電力體制改革“放開兩頭、管住中間”的推進，明確抽水蓄能成本、捋順電站電價機制成為繞不開的問題。技術(shù)推動，抽水蓄能電站的成本不斷降低，但裝機增速始終沒有體現(xiàn)出價格下降的推動力，即使在系統(tǒng)已明確發(fā)出缺少靈活性調(diào)峰電源的訴求的情況下。


目前，在抽水蓄能領(lǐng)域，電站以電網(wǎng)公司控股為主，少數(shù)由地方國企控股，其余就是以個位數(shù)計的發(fā)電企業(yè)控股抽水蓄能電站。三峽集團在經(jīng)歷9年巨虧之后，于2018年決定出讓呼和浩特抽水蓄能電站股權(quán)，但仍在浙江省參與抽水蓄能電站建設(shè)。另外，華電、中核等發(fā)電企業(yè)都在此領(lǐng)域有所布局。

2019年5月，國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》規(guī)定：“抽水蓄能電站、電儲能設(shè)施不計入輸配電定價成本。”在電網(wǎng)利潤不斷下滑的背景下，同年11月，國家電網(wǎng)有限公司印發(fā)的《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》（國家電網(wǎng)辦〔2019〕826號）明確：“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施建設(shè)，不再安排抽水蓄能新開工項目。”

上述通知印發(fā)一個月后，國家發(fā)改委于2019年12月9日發(fā)布《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法（修訂征求意見稿）》再次強調(diào)，抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產(chǎn)范圍，這意味著抽水蓄能成本無法通過產(chǎn)業(yè)鏈進行疏導(dǎo)。

再出“江湖”

然而，事情發(fā)展變化總是出人意料。

2020年年初，新冠肺炎疫情突如其來。當年1月，國家發(fā)改委、國家能源局召開應(yīng)對疫情能源供應(yīng)保障電視電話會議，重點強調(diào)了能源保供部署安排，加快推動重大項目、重大工程建設(shè)，發(fā)揮好能源行業(yè)在“六穩(wěn)”工作中的重要作用。為助推企業(yè)復(fù)工復(fù)產(chǎn)，國家電網(wǎng)決定重啟抽水蓄能建設(shè)。當年2月7日，國家電網(wǎng)有限公司進一步研究出臺了應(yīng)對疫情影響，全力恢復(fù)建設(shè)，助推企業(yè)復(fù)工復(fù)產(chǎn)的12項舉措，明確開工山西垣曲抽水蓄能電站等一批工程，抽水蓄能正式重啟。2020年12月，國家電網(wǎng)有限公司宣布，山西渾源、浙江磐安、山東泰安二期抽水蓄能電站項目集中開工。2021年1～2月，新增抽水蓄能裝機容量30萬千瓦，相當于2019年全年的新增規(guī)模。

2020年9月，中國正式向國際社會承諾“力爭于2030年前實現(xiàn)碳達峰，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”。2021年3月15日，習(xí)近平總書記在中央財經(jīng)委員會第九次會議上對“碳達峰、碳中和”作出了進一步部署，明確了實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”的基本思路和主要舉措，強調(diào)要構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。

截至2020年年底，我國新能源裝機容量已達5.3億千瓦，占全球新能源裝機總量的比重已超過1/3。大規(guī)模新能源的并網(wǎng)使電力系統(tǒng)中高比例可再生能源、高比例電力電子設(shè)備的“雙高”特征日益凸顯；加之近年來用電需求的冬夏“雙峰”特征給系統(tǒng)帶來電力平衡、電量消納、電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制等諸多問題，對確保電網(wǎng)安全運行和電力可靠供應(yīng)形成巨大挑戰(zhàn)。

2021年美國得克薩斯州發(fā)生大面積停電事故，500萬民眾斷電受凍。這場極寒風暴“引爆”的電力危機，直接凸顯了“雙高”電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行問題。由于我國電網(wǎng)具有較高的安全設(shè)計裕度，因此在清潔能源對電網(wǎng)滲透率不斷增加的情況下，整體尚能維持穩(wěn)定運行，但局部新能源富集區(qū)域，在“強直弱交”跨區(qū)域輸電時的調(diào)度壓力加大。

根據(jù)我國在國際社會承諾的能源清潔低碳轉(zhuǎn)型具體目標，2030年我國風電、光伏裝機容量將達到12億千瓦以上，新能源的高效利用將面臨巨大挑戰(zhàn)，而加快系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力建設(shè)是破局我國中短期電力供需緊張的最好選擇。

從容量、穩(wěn)定性、調(diào)峰時間、技術(shù)成熟度、技術(shù)可靠性等多方面進行比對，抽水蓄能仍是系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)電源的較優(yōu)選擇。從經(jīng)濟性上看，按同等條件連續(xù)充放電時間計算，抽水蓄能單位投資成本是電化學(xué)儲能的30%～50%，壽命是其3～5倍。從安全性上看，電化學(xué)儲能等其他儲能技術(shù)雖逐步成熟、成本穩(wěn)步下降，但其造價、壽命和安全性等指標仍低于抽水蓄能。因此，在建設(shè)大容量系統(tǒng)儲能時，抽水蓄能仍具有明顯優(yōu)勢；對于推動構(gòu)建清潔低碳安全高效的能源體系，更好地服務(wù)“碳達峰、碳中和”具有十分重要的意義。

2020年年底，國際水電協(xié)會在其舉辦的行業(yè)論壇上指出，在全球儲能需求日漸擴大的情況下，作為“老牌”儲能主力的抽水蓄能電池系統(tǒng)應(yīng)發(fā)揮更大作用，共計11個國家的政府代表以及超過60家相關(guān)行業(yè)組織宣布，將在2050年前將全球抽水蓄能裝機容量擴大一倍以上，為這一“歷史悠久”的儲能技術(shù)加速。

且行且珍惜

憑借實現(xiàn)“雙碳”目標和“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”方面的優(yōu)勢，抽水蓄能電站的發(fā)展迎來了春天，前景廣闊。

2021年全國能源工作會議將“大力提升新能源消納和儲存能力，大力發(fā)展抽水蓄能和儲能產(chǎn)業(yè)”納入今年我國能源八方面重點工作之一。面對“雙碳”帶來的發(fā)展機遇，除了成本之痛，資源、市場化機制、新型儲能設(shè)備爭相涌現(xiàn)，也成為發(fā)展抽水蓄能的巨大挑戰(zhàn)。

一是抽水蓄能受制于資源，建設(shè)推進困難。國內(nèi)抽水蓄能的資源總量有限，抽水蓄能電站站址屬于稀缺資源，站址選擇受制于外部環(huán)境因素，即我國地理位置和自然條件優(yōu)良的站址有限。煩瑣的項目審批流程、高昂的非技術(shù)投資成本，也導(dǎo)致抽水蓄能項目推進緩慢。

二是電力市場化程度不高。我國統(tǒng)一的電力市場并未建成，抽水蓄能電站電價無法通過市場進行疏導(dǎo)；市場主體的積極性并不高，無法通過現(xiàn)貨體現(xiàn)抽水蓄能的時間價值和位置信號。盡管“十三五”以來，我國電力市場化進程不斷加快，但輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場也只是在部分地區(qū)剛剛起步。將抽水蓄能電站成本納入輔助服務(wù)費用向全體終端用戶分攤傳導(dǎo)，保障電站獲得合理收益，才是推動抽水蓄能電站規(guī)模化發(fā)展的關(guān)鍵。

三是新型儲能設(shè)備技術(shù)創(chuàng)新加快，抽水蓄能電站未來發(fā)展面臨不確定性。除了抽水蓄能，近年來電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能、熔融鹽儲能電池等新興技術(shù)已吸引大量資本，在“雙碳”背景下，技術(shù)創(chuàng)新步伐明顯加快。技術(shù)的快速迭代推動新型儲能設(shè)備的性能和成本能夠與抽水蓄能相當，未來有可能實現(xiàn)對抽水蓄能的規(guī)模替代。

針對發(fā)展抽水蓄能面臨的挑戰(zhàn)，國家電網(wǎng)有限公司發(fā)布加快抽水蓄能開發(fā)建設(shè)的六項重要舉措，從抽水蓄能電站投資、規(guī)劃建設(shè)、運營到收益保障，對于每一個關(guān)鍵問題都給出明確的回答。

投資方面，將逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制。在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業(yè)主，未來一段時期必將更積極有序地推進抽水蓄能電站投資和市場開放，吸引更多社會資本和各類市場主體參與能源互聯(lián)網(wǎng)建設(shè)和價值挖掘。

規(guī)劃建設(shè)方面，將落實國家可再生能源發(fā)展規(guī)劃，充分滿足新能源發(fā)展需要和區(qū)域、省級電網(wǎng)調(diào)峰需求，積極推動抽水蓄能電站科學(xué)布局、多開多投，力爭“十四五”期間在新能源集中開發(fā)地區(qū)和負荷中心新增裝機容量2000萬千瓦、投資規(guī)模1000億元以上的抽水蓄能電站。

運營方面，建議國家有關(guān)部門完善抽水蓄能電價形成和容量電費分攤機制，建立儲能電站投資回報機制。通過價格機制，調(diào)動用戶節(jié)能降耗和參與需求側(cè)響應(yīng)的積極性。

收益保障方面，將發(fā)揮電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度優(yōu)勢，推進“新能源+抽水蓄能”聯(lián)合調(diào)度，最大限度地提高協(xié)同效益，確保電站及時并網(wǎng)，盡早發(fā)揮作用。

2021年3月29～30日，國家發(fā)改委價格司負責人赴江蘇省開展專題調(diào)研，聽取相關(guān)企業(yè)對完善國家抽水蓄能價格政策、制定儲能電站價格形成機制的意見和建議。這反映了國家意在從根本上解決抽水蓄能電價的機制問題，破除阻礙抽水蓄能快速發(fā)展的瓶頸，加快推動電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型速度。

充分發(fā)揮抽水蓄能電站保障能源和電力安全可靠的“穩(wěn)定器”作用、新能源消納的“調(diào)節(jié)器”作用、拉動經(jīng)濟增長的“動力器”作用，需要匯聚社會各方力量協(xié)同推進，確保“十四五”時期抽水蓄能電站健康有序發(fā)展，凝心聚力為構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，為碳達峰、碳中和目標做出更大貢獻。