以系统思维、长远规划推动抽水蓄能高质量发展

2022年，国家发改委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》（发改能源〔2022〕210号）对电力系统灵活性提出明确指标要求，电力协调运行能力不断加强，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。抽水蓄能是灵活性调节电源的重要组成，“十四五”期间抽蓄开发建设步伐明显提速。今年3月，国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》（简称《指导意见》）提出，到2027年，电力系统调节能力显著提升，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上。抽水蓄能发展迎来黄金期，其高质量发展备受关注。近期，本刊采访了水电水利规划设计总院党委委员、副院长赵增海，分享他从系统思维、长远规划角度对于抽蓄发展的深入思考和政策建议。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：邓卓昆）

“横向对比其他调节电源，抽蓄在安全、经济与技术方面具有优势”

《中国电力企业管理》：

日前印发的《指导意见》明确要求，“统筹优化布局建设和用好各类型调节资源，推动电源侧、电网侧、负荷侧储能规模化高质量发展，形成与新能源发展相适应的电力系统调节能力。”抽水蓄能与其他灵活调节电源相比，有哪些特点和优势？如何统筹规划好抽水蓄能的建设？

赵增海：

目前，除了抽水蓄能电站和新型储能外，灵活调节电源还有气电、水电等电源类型，未来火电也将具备灵活调节能力并逐步转换角色。我国气电发展规模受气源影响，水电受资源禀赋影响，后续增长空间还是有限。预计到2035年气电规模约2亿千瓦，水电约5亿千瓦。

与新型储能相比，抽水蓄能电站具有以下三个方面的优势：一是安全性优势，新型电力系统中，新能源出力随机性强，电网将会频繁调用调节性电源。现有的运行数据表明，抽水蓄能技术成熟，完全能适应新型电力系统的频繁调用需求，而新型储能商业化时间短，目前看来电力系统频繁调用对其生命周期还是有影响的，安全性也有待验证；二是经济性优势，抽水蓄能电站运行期可以达到100年，还贷期结束后，其成本将快速下降，甚至有可能降低80%，从全生命周期来看，抽水蓄能电站经济性更优，是新型储能的1.5倍~2倍；三是技术优势，与新型储能相比，抽水蓄能电站具有更长的调节时长，能够为系统提供转动惯量、调相功能，装机规模可达到百万千瓦级别，对省级电力系统支撑作用更为明显，新型储能规模小，服务范围小，运行周期短，对电网的支撑作用不如抽水蓄能电站。

“十四五”以来，抽水蓄能迎来了快速发展期，政策支持力度加大。2021年4月，国家发展改革委印发《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），对两部制电价政策、费用分摊疏导机制等各方关切问题都进行了明确的规定。同年9月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》，对全产业体系提出发展目标、重点任务及保障措施等。在抽水蓄能加快发展的形势下，新理念、新模式逐渐融入发展新格局。从发展思路方面看，抽水蓄能从电力系统发展的“奢侈品”转变为系统发展的“必需品”，数量由少变多，布局更加多元。从服务对象来看，抽水蓄能由原来的满足电力系统调峰、填谷、调频、调相的功能，转为发挥储能作用、构建多元化一体化基地的新业态，服务对象更加多元，业态发展更加创新。

灵活性调节电源的需求规模，需综合考虑新型能源体系、新型电力系统的发展需要。2023年4月，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》，要求尽快开展抽水蓄能合理需求论证工作。抽水蓄能需求论证的核心，是电源拓展方案。“抽水蓄能+新型储能+新能源”是未来可以满足新增电力电量需求的低碳电源拓展方案之一。以“抽水蓄能+新型储能”提供新增电力（调节）支撑，以新能源提供新增电量支撑，是实现能源清洁低碳、安全高效转型发展的必然选择。遵循“双碳”目标要求，统筹各类调节电源，综合考虑新能源合理利用率、电价承受能力等因素，经分析论证，到2035年全国抽水蓄能和新型储能需求约6亿千瓦。

“当前抽蓄规模还远远不足，但要按需发展、有序发展”

《中国电力企业管理》：

去年5月，国家能源局综合司发布的《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》指出，“目前部分地区存在前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况。”您如何看待抽蓄实际开发过程中可能存在的问题？

赵增海：

总体而言，抽水蓄能规划由国家能源局管理，国家能源局始终牢牢把握“规划进门关”，抽水蓄能始终都在按照规划有序发展。国家能源主管部门对局部地区盲目追捧抽蓄的现象高度重视，严把规划进入关，在需求规模论证的基础上，按照“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”的原则制定、调整规划，指导抽水蓄能合理有序发展。但就目前而言，抽蓄在实际开发过程中可能存在以下三方面不足：

总体来看，当前抽水蓄能规模距离构建新型电力系统需求仍远远不足。截至2023年底，我国在运抽水蓄能装机容量约5000万千瓦，核准在建装机容量1.8亿千瓦。根据建设进度估计，到2030年投产规模约1.8亿千瓦到2.3亿千瓦，依然远远不能满足新型电力系统对抽水蓄能电站的需求。根据国家能源主管部门组织开展的全国抽水蓄能需求规模论证表明，我们预测到2035年抽水蓄能发展规模至少需要4亿千瓦，到2028年前，至少需要核准约1.7亿千瓦。因此，抽蓄未来还有充足的需求和广阔的发展空间。根据目前完成的需求规模论证，大部分省份的核准在建规模还小于实际需要。目前，国家有关行业主管部门正在组织各有关单位提出2024~2028年项目布局调整建议，并要求各省安排项目开发时序时做到年度均衡，按需发展抽水蓄能。通过统筹协调核准进度，避免集中核准，保证抽蓄产业链稳定有序发展。

开发主体呈现多元化，建设运营经验不足。国家层面提出加大抽水蓄能布局力度后，各类社会资本涌入布局抽水蓄能市场，项目开发主体呈现多元化。目前，除传统的国家电网、南方电网、内蒙古电力等电网企业，发电企业、非电力企业以及民营企业等纷纷参与抽水蓄能项目的投资开发。百家争鸣的局面带来了市场活力，但部分企业此前从未从事抽水蓄能电站甚至任何水电项目的建设，项目开发、建设和运营的管理经验不足，存在工程质量和安全生产方面的风险隐患。另外，除项目开发主体外，设计主体多元化也带来了设计质量下滑等问题，为质量安全带来隐患。

产业装备制造能力不足，难以满足建设高峰期需求。抽水蓄能电站的集中核准开工对产业链支撑能力是一个重大考验，装备制造是抽水蓄能产业链协同发展研究的关键问题。目前，国内已在建抽水蓄能电站水泵、水轮机的主要生产厂商包括哈尔滨电机、东方电机、福伊特、安德里兹等，现有产能在30~40台/年之间。按照当前的核准计划，预期在2029、2030年左右将会出现投产高峰，届时每年对于机组的需求最高可能达到120台左右，目前的产能远不能满足该需要。

《中国电力企业管理》：

国家发改委的633号文明确，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。在您看来，抽水蓄能建设规模增加后，其费用疏导在电价影响方面是否存在挑战？

赵增海：

工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。不能单一从费用疏导这一个环节来分析抽蓄对工商业电价的影响，应该系统分析这个问题。

抽水蓄能电站大规模投产，能大大提高电网支撑能力，带动新能源大规模开发及并网，同时发挥储能功能，减少新能源的弃电量。电力系统具备了支撑新能源大规模发展的能力后，将带动新能源产业发展，新能源造价将会逐步降低，新能源上网电价也将逐步降低。

抽水蓄能电站投产后，能够大大增加新能源电量在上网电量中的比重。新能源电价低于其他电源电价时，随着新能源电量比重增加，电力系统上网电价必然整体下降。抽水蓄能电站容量费用虽然会导致系统运行费用上涨，但上网电价同步也是降低的，所以容量电费疏导不会导致工商业用户电价必然上涨。此外，随着新能源电价补贴的取消和清偿，政府性基金及附加中的可再生能源电价附加1.9分/千瓦时，该补贴标准未来也将逐步降低，也能够为系统运行费用腾出更多的空间。

“西部抽蓄发展前景良好，规划建设、工程质量管理、产业链支撑等工作还有待加强”

《中国电力企业管理》：

从地域分布上看，抽水蓄能从东部向中部和西部地区发展，您如何评估西部地区的抽蓄发展形势？

赵增海：

从地域分布上看，抽蓄从东部向中部和西部地区发展是大趋势，这也反映出西部经济水平提高对灵活调节电源需求正在增加。未来，随着西部地区经济社会水平进一步提高、新型电力系统建设发展和西部地区新能源大规模、基地化开发，西部地区对于抽水蓄能电站需求将会越来越大。

一是西部地区抽蓄发展需要满足本地发展要求。随着西部经济社会发展，我国中东部部分产业向西部地区转移，西部地区用电需求逐步提高，在新型电力系统的建设过程中，西部地区电源结构也会发生变化，新能源提供的电量、占比均会逐步提高。抽水蓄能是西部地区应对用电需求不断增长、电源结构变化的必然选择。

二是西部地区抽蓄将会支撑新能源大规模、基地化开发。西部地区新能源具有大规模、基地化开发的条件，未来我国西部地区新能源将通过“流域水风光一体化”“沙戈荒大型风光基地”等形式，一体化开发、一体化送出，向中东部输送清洁电力、绿色能源。抽水蓄能电站将在一体化基地中扮演重要角色，为一体化基地提供电力支撑，依靠调节能力减少新能源弃电，提高新能源消纳能力，调节送电曲线，提高送电质量。

总体而言，未来西部地区抽水蓄能有较好的发展前景。

《中国电力企业管理》：

为引导抽蓄行业实现高质量发展，您还有哪些政策建议？

赵增海：

继续加大抽水蓄能建设力度，确保满足新型电力系统需求。一是坚持抽水蓄能长期快速发展主基调。构建新型电力系统、建设新型能源体系、实现“双碳”目标，调节储能设施是关键。新型储能的经济性较差，其安全性、可靠性也有待进一步检验，按照目前的发展形势，到2035年前，抽水蓄能仍是技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的绿色低碳安全的调节储能设施，抽水蓄能长期快速发展仍是主基调，建议在一定时期内继续加大抽水蓄能建设力度;二是坚持需求导向合理开发。遵循“双碳”目标要求，统筹各类调节电源，综合考虑新能源合理利用率、电价承受能力等因素，加强抽水蓄能发展需求论证工作，并按照“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”的原则制定、调整规划，指导抽水蓄能合理有序发展。此外，抽水蓄能电站建设期一般为6至8年，为满足2035年需求，需要适度超前开发，稳定政策预期，多措并举保障抽水蓄能健康有序高质量发展。

加强抽水蓄能规划管控和新能源基地抽蓄布局建设。抽水蓄能是电力系统的调节器，应根据新能源发展和电力系统运行需要，科学规划、合理布局、有序建设，建议由国家统筹管理抽水蓄能规划。加强西北、西南地区抽水蓄能布局和建设，围绕“沙漠、戈壁、荒漠”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地，结合新能源大规模发展和电力外送需要以及资源条件，在西北、西南地区加强抽水蓄能布局和建设。

加强项目建设过程监管，确保工程建设质量和安全。建议行业主管部门加强管理指导和协调监督，督促投资主体遵循项目基本建设程序和技术规范，做好全过程质量和安全管理。由水电行业权威技术咨询单位做好技术咨询审查把关，提升勘测设计工作质量。牢固树立质量安全红线意识，统筹协调推进工程质量和进度。

供给侧和需求侧双向发力，强化抽水蓄能产业链支撑。建议有关政府部门：引导各方有序、平稳开发抽水蓄能电站项目，通过市场手段对机组的投产期进行均匀化调整，从需求侧疏导产业链压力；及早谋划提升产业链支撑能力，从供给侧积极应对，满足未来抽水蓄能建设、投产高峰期对产业链的产能需求。