抽水蓄能冷与热

抽水蓄能行至新的战略起点，是保能源安全、稳经济增长的中坚。其产业繁荣需要打破产能天花板，理顺盈利模式，做好资源规划和市场设计。

（来源：微信公众号“能源杂志” 作者：武魏楠）

在“双碳”战略、经济稳增长、新型电力系统构建等因素共同驱动下，国内抽水蓄能产业正迎来新一轮建设高峰。

近期，中国电力建设集团有限公司（以下简称中电建）董事长丁焰章在《人民日报》的署名文章中介绍，为了加快壮大抽水蓄能产业规模，加快推进项目开发建设，我国“十四五”期间将重点实施“双两百工程”，即在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标2.7亿千瓦。

2.7亿千瓦的开工建设规模远远超过此前规划。国家发改委、能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中提出加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设；力争到2025 年，抽水蓄能装机容量达到6200 万千瓦以上、在建装机容量达到6000 万千瓦左右。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》则提出，到2030年抽水蓄能投产目标是1.2亿千瓦。

作为最重要的抽水蓄能建设企业之一，中电建董事长的表态点燃了抽水蓄能行业热情。抽水蓄能技术起步于上世纪50年代，是目前技术最成熟、经济效益最好、灵活性最强、安全性最高、应用最为广泛的储能技术。截至2020年底，抽水蓄能装机规模占全球储能总规模94%。中国在2021年已建成抽水蓄能电站总装机3639万千瓦，全球最高。但中国抽水蓄能在电力系统中的比例仅有1.4%，远低于欧美发达国家。

2020年底抽水蓄能在电力系统中的比例

2020年底全球主要国家抽水蓄能装机（万千瓦）

在过去的几次电源建设大潮中，抽水蓄能电站并不出众。当前，抽水蓄能为什么成为投资热点？从冷门变热门，抽水蓄能经历了怎样的发展历程？

最佳灵活性调节电源

2021年绝对可以称得上是抽水蓄能火爆的“元年”。“能核尽核、能开尽开”——这是国家发改委和国家能源局对“十四五”时期抽水蓄能项目的态度。

从2021年3月12日的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035远景目标纲要》开始，一年之内抽水蓄能在8个国家级文件中出现。

新型电力系统的构建为抽水蓄能产业发展创造了契机。2021年3月15日，中央财经委第九次会议对碳达峰、碳中和作出进一步部署，提出构建以新能源为主体的新型电力系统。

新能源发电看天吃饭，受到天气和气候影响存在随机性、间歇性和波动性等问题，对电网安全稳定运行的冲击非常大，因而电力系统中必须有足够的灵活调节电源。灵活调节电源包括火电机组、水电机组和抽水蓄能机组和新型储能设施等。在源荷之间的电网，只有依靠储能和调节电源才能实现源随荷动、源荷平衡。

在所有的灵活调节电源中，火电属于化石能源，在碳中和时代发展受限。煤电的调节能力差、启动速度慢；国内燃气发电受天然气价格、资源限制，难以实现大规模发展。

常规水电也是非常优秀的调节电源。中国水力发电工程学会咨询专家张博庭对《能源》杂志记者说：“但是，我们国家的龙头水库建设相对滞后，常规水电还不能够发挥最佳调节作用，其本身受季节影响存在波动问题。目前国内的水电建设只能说是按部就班，受困于环保等问题，难以快速发展。而且常规水电的建设周期太长，远水解不了近渴。”

以电化学储能为代表的新型储能技术，也是产业内关注的焦点。压缩空气储能、飞轮储能、锂电子电池储能、超级电容储能等技术各具优势和特点，但这些技术进展不一，氢储能、超导储能仍处于研发阶段，铅酸电池、液流电池尚在示范应用阶段，压缩空气储能、锂离子电池储能技术性和经济性较差。

“综合来看，抽水蓄能有调节动作快、成本低、规模大、技术成熟、安全性高等一系列优势。当电力系统需要调节电源的时候，抽水蓄能就是最好的选择。”中国能源建设股份有限公司（下称“中能建”）的一位专业人士介绍。

抽水蓄能本身的优势使其在新型电力系统构建中崭露头角、拔得头筹。与此同时，不断完善的电价机制也为抽水蓄能电站的发展提供强大驱动力。

中电建总工程师周建平告诉《能源》杂志记者：“梳理近年来电力体制改革和电价改革等方案，每一项政策的出台都为抽水蓄能发展留下广阔市场空间，可以说政策机制促进了抽水蓄能的高速发展。”

6.5%资产收益率够么？

“实际在20世纪90年代时，我们曾经提出到2020年抽水蓄能建成1亿千瓦的规划目标。”张博庭说。但实际情况是，无论是“十二五”规划的3000万千瓦装机目标，还是“十三五”规划的4000万千瓦装机目标，我们都没有实现。

我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源量

问题是，进入21世纪之后我们不需要抽水蓄能么？答案是否定的。21世纪初，由于电力负荷急速增长，全国各地经常出现电荒现象，调峰需求旺盛。但是，抽水蓄能建设速度远远没有常规火电建设速度快。火电步入高速发展时期，但抽水蓄能只能一次次落后。

核心问题就在于电价机制。

在2002年电力体制改革之前，发输配均由原国家电力公司统筹。大规模建设抽水蓄能电站有利于电力系统安全稳定运行，而且经济性好、成本低。彼时，国家电力公司有动力规划并建设抽水蓄能。

但是，2002年厂网分离之后，电网承担了电力系统稳定工作。如果大规模建设抽水蓄能，需要电网公司加大投资，但收益却不高。基于此，电网公司更倾向于让发电机组承担调峰、调频等辅助服务工作。对于收益不高的抽水蓄能，自然淡出投资规划视野。

“国家不是没有想过提高抽水蓄能的经济性，以刺激投资。”上述业内人士说，“但是2014年发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》没有得到充分地落实。所谓引入社会资本投资的预期，也没有实现。”

在2021年一系列政策文件中，最重要的莫过于2012年5月7日国家发改委发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）。这份文件坚持并优化了两部制电价，完善了抽水蓄能价格监管体系，逐步理顺抽水蓄能电价疏导途径。新机制与电力市场建设发展相衔接，容量电价统一核定并纳入输配电价，将来适时降低政府核定容量电价覆盖比例。

新机制明确了抽水蓄能容量电价定价办法，按照资本金内部收益率6.5%的收益核价，给投资者吃下“定心丸”，实现稳定营收。在这样的刺激下，各类企业开始积极布局抽水蓄能产业。

根据水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》，国内接近90%的抽水蓄能电站是由国网公司和南网公司持有并运营的。按照6.5%的资本金收益率，预计将会有更多类型的企业参与到抽水蓄能电站的建设中来。

一家新能源企业人士告诉《能源》杂志记者，公司近期正在考察部分抽水蓄能电站的选址规划，研究建设抽水蓄能电站配合新能源发展的可能性。

除了新能源企业，传统发电企业、电力EPC企业、地方能源投资公司等均积极参与其中。“目前，风电、光伏等新能源项目资本金内部收益率为6%~7%，6.5%对于企业有足够的吸引力。”一家能源投资公司负责人说，“要知道很多央企新能源项目融资成本大约就在3%~4%之间。”

问题在于，和新能源项目“全电量并网收购”相比，抽水蓄能却没有这样的保障。在抽水蓄能两部制电价中，除了“电站容量电价经营期按40年，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定”，还有市场化的电量电价。按照发改价格〔2021〕633号文，在电力现货市场尚未运行的地方，按照抽水蓄能电站抽水与发电综合效率为75%考虑，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，发电上网电价按燃煤发电基准价执行。

“问题在于，抽蓄项目的发电收益能否获得保障。”上述能源投资企业负责人说，“如果是电网企业运营的抽水蓄能电站，电网一定会优先调度，能发则发。但如果是非电网投资运营的抽水蓄能电站，能否发电上网的不确定性增大。”

据《能源》杂志了解，在2021年抽水蓄能价格机制变动之前，就曾经出现过某央企电力公司所属抽水蓄能电站长期亏损、最终转交给电网运行的案例。现在虽然单位电价提高了，但如果不能改变调度模式，抽水蓄能的盈利能力依然存疑。