“双碳”目标下 抽水蓄能电站再出“江湖”

3月，国家电网有限公司宣布，“十四五”期间公司将积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机容量、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站，这一装机容量已接近世界最大水电站——三峡水电站2250万千瓦的总装机容量。

此前，国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案已显示：“十四五”期间，国家电网将加大抽水蓄能电站规划选点和前期工作，再安排开工建设一批项目；到2025年，国家电网经营区抽水蓄能装机容量超过5000万千瓦。

源起“江湖”

抽水蓄能电站是储能的一种重要形式，它可以将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，从而优化系统能源资源的利用，同时实现对电能价值的时空移动。

在过去的数十年里，抽水蓄能始终是大型储能项目的主流选择。据CNESA（中关村储能产业技术联盟）全球储能项目库不完全统计，全球已投运抽水蓄能装机容量占总体储能的92.6%，中国已投运抽水蓄能装机容量占国内总体储能的93.4%。抽水蓄能已成为当下市场份额最为庞大的储能技术。

国际可再生能源署的相关研究也反映了各国的抽水蓄能建设意向，展望报告《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场》的基本预测情景指出：到2030年，抽水蓄能装机容量增长幅度为40%～50%。

目前，储能行业处于多种储能技术路线并存的阶段，但抽水蓄能仍然是当前最成熟、装机容量最大的主流储能技术，也是保障高比例新能源电力系统安全稳定运行的有效途径，并在调峰调频、削峰填谷、事故备用和黑启动等方面具有很大的优势。

一方面，抽水蓄能机组启动时间短、调节速率快，可在60秒左右从停机开至满发，是应对高比例新能源系统有功波动性变大的有效手段。另一方面，随着负荷峰谷差拉大及新能源大规模接入，抽水蓄能电站可有效减少系统应对短时尖峰负荷所需的燃煤等化石能源发电机组装机容量，在满足系统调峰需求的同时为清洁能源发电腾挪空间。

我国从20世纪60年代后期开始研发抽水蓄能，1968年河北岗南水库安装了一台容量为1.1万千瓦的进口抽水蓄能机组；1973年和1975年北京密云水库白河水电站分别改建并安装了2台天津发电设备厂生产的1.1万千瓦抽水蓄能机组，总装机容量2.2万千瓦，标志着我国抽水蓄能电站建设起步。

从技术上看，我国抽水蓄能技术在工程勘察设计施工、成套设备设计制造及电站运行方面达世界先进水平，成绩有目共睹。但从装机容量看，目前并网装机容量为3179万千瓦，与其他类型电源的增长规模相比，抽水蓄能装机增量基本可以忽略不计。我国抽水蓄能技术经过60余年发展，直到20世纪90年代才开始规模化步伐。为适应新能源快速发展，抽水蓄能最近十年发展最快，“十二五”和“十三五”年均增速分别为7.1%和6.4%。

我国抽水蓄能电站装机容量为3179万千瓦，在建装机容量为5243万千瓦。数据显示，“十三五”期间，我国抽水蓄能电站平均利用小时数约为2746小时，较“十二五”增长95.7%。预计2030年我国抽水蓄能装机容量将达到1亿～1.2亿千瓦，可促进新能源快速发展；到2030年，抽水蓄能可新增消纳新能源电量5000亿千瓦时以上。

从比重上看，目前我国抽水蓄能电站占总装机容量的比重仅为2.2%，难以满足新能源快速发展需求。据测算，该数据不仅低于日本的8%，也低于意大利、西班牙、德国、英国、韩国的3%～6%。从“十三五”规划完成情况来看，抽水蓄能没有完成《水电发展“十三五”规划》中提出的“到2020年总装机达到4000万千瓦”的目标，其中原因可考。十余年来，抽水蓄能装机波动背后折射的是电力体制变革、电站归属以及抽水蓄能电价变化的曲折历程。

成本之痛

在中国电力体制改革和电力市场化不断推进的前提下，成本如何回收成为建设发展抽水蓄能电站的关键考量因素，即使抽水蓄能电站对系统安全运行保障具有无可比拟的优势，但合理的电价机制才是调动抽水蓄能电站发电积极性和保障电站调峰调频作用的关键。从一站一价、两部制电价到建设成本纳入电网运行费用统一核定，抽水蓄能电站电价机制始终是业内争议的焦点。

2004年，国家发改委《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》规定，该文件下发后审批的抽水蓄能电站，由电网经营企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。此举有效保障了电网调峰调频的需求，不过，抽水蓄能经济性的问题依然没有解决，而是将矛盾内部化。

2015年，国家能源局发布的《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》提出，社会资本可通过市场方式选择未明确开发主体的抽水蓄能电站。这一政策与国家发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》提出的“在电力市场形成前，抽水蓄能实施两部制电价”意见，共同推动了发电企业投资抽水蓄能电站的热情，使投资明显回暖，但由于容量电价无法正常疏导和回收，抽水蓄能装机增速在“十三五”期间仍一路走低。

随着电力体制改革“放开两头、管住中间”的推进，明确抽水蓄能成本、捋顺电站电价机制成为绕不开的问题。技术推动，抽水蓄能电站的成本不断降低，但装机增速始终没有体现出价格下降的推动力，即使在系统已明确发出缺少灵活性调峰电源的诉求的情况下。

目前，在抽水蓄能领域，电站以电网公司控股为主，少数由地方国企控股，其余就是以个位数计的发电企业控股抽水蓄能电站。三峡集团在经历9年巨亏之后，于2018年决定出让呼和浩特抽水蓄能电站股权，但仍在浙江省参与抽水蓄能电站建设。另外，华电、中核等发电企业都在此领域有所布局。

2019年5月，国家发改委、国家能源局发布的《输配电定价成本监审办法》规定：“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本。”在电网利润不断下滑的背景下，同年11月，国家电网有限公司印发的《关于进一步严格控制电网投资的通知》（国家电网办〔2019〕826号）明确：“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目。”

上述通知印发一个月后，国家发改委于2019年12月9日发布《省级电网输配电价定价办法（修订征求意见稿）》再次强调，抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围，这意味着抽水蓄能成本无法通过产业链进行疏导。

再出“江湖”

然而，事情发展变化总是出人意料。

2020年年初，新冠肺炎疫情突如其来。当年1月，国家发改委、国家能源局召开应对疫情能源供应保障电视电话会议，重点强调了能源保供部署安排，加快推动重大项目、重大工程建设，发挥好能源行业在“六稳”工作中的重要作用。为助推企业复工复产，国家电网决定重启抽水蓄能建设。当年2月7日，国家电网有限公司进一步研究出台了应对疫情影响，全力恢复建设，助推企业复工复产的12项举措，明确开工山西垣曲抽水蓄能电站等一批工程，抽水蓄能正式重启。2020年12月，国家电网有限公司宣布，山西浑源、浙江磐安、山东泰安二期抽水蓄能电站项目集中开工。2021年1～2月，新增抽水蓄能装机容量30万千瓦，相当于2019年全年的新增规模。

2020年9月，中国正式向国际社会承诺“力争于2030年前实现碳达峰，努力争取2060年前实现碳中和”。2021年3月15日，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议上对“碳达峰、碳中和”作出了进一步部署，明确了实现“碳达峰、碳中和”的基本思路和主要举措，强调要构建以新能源为主体的新型电力系统。

截至2020年年底，我国新能源装机容量已达5.3亿千瓦，占全球新能源装机总量的比重已超过1/3。大规模新能源的并网使电力系统中高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征日益凸显；加之近年来用电需求的冬夏“双峰”特征给系统带来电力平衡、电量消纳、电网安全稳定控制等诸多问题，对确保电网安全运行和电力可靠供应形成巨大挑战。

2021年美国得克萨斯州发生大面积停电事故，500万民众断电受冻。这场极寒风暴“引爆”的电力危机，直接凸显了“双高”电力系统的安全稳定运行问题。由于我国电网具有较高的安全设计裕度，因此在清洁能源对电网渗透率不断增加的情况下，整体尚能维持稳定运行，但局部新能源富集区域，在“强直弱交”跨区域输电时的调度压力加大。

根据我国在国际社会承诺的能源清洁低碳转型具体目标，2030年我国风电、光伏装机容量将达到12亿千瓦以上，新能源的高效利用将面临巨大挑战，而加快系统灵活调节能力建设是破局我国中短期电力供需紧张的最好选择。

从容量、稳定性、调峰时间、技术成熟度、技术可靠性等多方面进行比对，抽水蓄能仍是系统灵活性调节电源的较优选择。从经济性上看，按同等条件连续充放电时间计算，抽水蓄能单位投资成本是电化学储能的30%～50%，寿命是其3～5倍。从安全性上看，电化学储能等其他储能技术虽逐步成熟、成本稳步下降，但其造价、寿命和安全性等指标仍低于抽水蓄能。因此，在建设大容量系统储能时，抽水蓄能仍具有明显优势；对于推动构建清洁低碳安全高效的能源体系，更好地服务“碳达峰、碳中和”具有十分重要的意义。

2020年年底，国际水电协会在其举办的行业论坛上指出，在全球储能需求日渐扩大的情况下，作为“老牌”储能主力的抽水蓄能电池系统应发挥更大作用，共计11个国家的政府代表以及超过60家相关行业组织宣布，将在2050年前将全球抽水蓄能装机容量扩大一倍以上，为这一“历史悠久”的储能技术加速。

且行且珍惜

凭借实现“双碳”目标和“构建以新能源为主体的新型电力系统”方面的优势，抽水蓄能电站的发展迎来了春天，前景广阔。

2021年全国能源工作会议将“大力提升新能源消纳和储存能力，大力发展抽水蓄能和储能产业”纳入今年我国能源八方面重点工作之一。面对“双碳”带来的发展机遇，除了成本之痛，资源、市场化机制、新型储能设备争相涌现，也成为发展抽水蓄能的巨大挑战。

一是抽水蓄能受制于资源，建设推进困难。国内抽水蓄能的资源总量有限，抽水蓄能电站站址属于稀缺资源，站址选择受制于外部环境因素，即我国地理位置和自然条件优良的站址有限。烦琐的项目审批流程、高昂的非技术投资成本，也导致抽水蓄能项目推进缓慢。

二是电力市场化程度不高。我国统一的电力市场并未建成，抽水蓄能电站电价无法通过市场进行疏导；市场主体的积极性并不高，无法通过现货体现抽水蓄能的时间价值和位置信号。尽管“十三五”以来，我国电力市场化进程不断加快，但辅助服务市场、现货市场也只是在部分地区刚刚起步。将抽水蓄能电站成本纳入辅助服务费用向全体终端用户分摊传导，保障电站获得合理收益，才是推动抽水蓄能电站规模化发展的关键。

三是新型储能设备技术创新加快，抽水蓄能电站未来发展面临不确定性。除了抽水蓄能，近年来电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能电池等新兴技术已吸引大量资本，在“双碳”背景下，技术创新步伐明显加快。技术的快速迭代推动新型储能设备的性能和成本能够与抽水蓄能相当，未来有可能实现对抽水蓄能的规模替代。

针对发展抽水蓄能面临的挑战，国家电网有限公司发布加快抽水蓄能开发建设的六项重要举措，从抽水蓄能电站投资、规划建设、运营到收益保障，对于每一个关键问题都给出明确的回答。

投资方面，将逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，未来一段时期必将更积极有序地推进抽水蓄能电站投资和市场开放，吸引更多社会资本和各类市场主体参与能源互联网建设和价值挖掘。

规划建设方面，将落实国家可再生能源发展规划，充分满足新能源发展需要和区域、省级电网调峰需求，积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增装机容量2000万千瓦、投资规模1000亿元以上的抽水蓄能电站。

运营方面，建议国家有关部门完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制，建立储能电站投资回报机制。通过价格机制，调动用户节能降耗和参与需求侧响应的积极性。

收益保障方面，将发挥电网统一调度优势，推进“新能源+抽水蓄能”联合调度，最大限度地提高协同效益，确保电站及时并网，尽早发挥作用。

2021年3月29～30日，国家发改委价格司负责人赴江苏省开展专题调研，听取相关企业对完善国家抽水蓄能价格政策、制定储能电站价格形成机制的意见和建议。这反映了国家意在从根本上解决抽水蓄能电价的机制问题，破除阻碍抽水蓄能快速发展的瓶颈，加快推动电力系统低碳转型速度。

充分发挥抽水蓄能电站保障能源和电力安全可靠的“稳定器”作用、新能源消纳的“调节器”作用、拉动经济增长的“动力器”作用，需要汇聚社会各方力量协同推进，确保“十四五”时期抽水蓄能电站健康有序发展，凝心聚力为构建以新能源为主体的新型电力系统，为碳达峰、碳中和目标做出更大贡献。图片

（作者系中国大连高级经理学院特聘教授、中能智库首席专家、工学博士、管理学博士后）