3月，國家電網有限公司宣布，“十四五”期間公司將積極推動抽水蓄能電站科學布局、多開多投，力爭在新能源集中開發地區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，國家電網發布的“碳達峰、碳中和”行動方案已顯示：“十四五”期間，國家電網將加大抽水蓄能電站規劃選點和前期工作，再安排開工建設一批項目；到2025年，國家電網經營區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，它可以將電網負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能，從而優化系統能源資源的利用，同時實現對電能價值的時空移動。


在過去的數十年里，抽水蓄能始終是大型儲能項目的主流選擇。據CNESA（中關村儲能產業技術聯盟）全球儲能項目庫不完全統計，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。

國際可再生能源署的相關研究也反映了各國的抽水蓄能建設意向，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，儲能行業處于多種儲能技術路線并存的階段，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，也是保障高比例新能源電力系統安全穩定運行的有效途徑，并在調峰調頻、削峰填谷、事故備用和黑啟動等方面具有很大的優勢。

一方面，抽水蓄能機組啟動時間短、調節速率快，可在60秒左右從停機開至滿發，是應對高比例新能源系統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模接入，抽水蓄能電站可有效減少系統應對短時尖峰負荷所需的燃煤等化石能源發電機組裝機容量，在滿足系統調峰需求的同時為清潔能源發電騰挪空間。

我國從20世紀60年代后期開始研發抽水蓄能，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臺天津發電設備廠生產的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起步。

從技術上看，我國抽水蓄能技術在工程勘察設計施工、成套設備設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，目前并網裝機容量為3179萬千瓦，與其他類型電源的增長規模相比，抽水蓄能裝機增量基本可以忽略不計。我國抽水蓄能技術經過60余年發展，直到20世紀90年代才開始規模化步伐。為適應新能源快速發展，抽水蓄能最近十年發展最快，“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。數據顯示，“十三五”期間，我國抽水蓄能電站平均利用小時數約為2746小時，較“十二五”增長95.7%。預計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展需求。據測算，該數據不僅低于日本的8%，也低于意大利、西班牙、德國、英國、韓國的3%～6%。從“十三五”規劃完成情況來看，抽水蓄能沒有完成《水電發展“十三五”規劃》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發展抽水蓄能電站的關鍵考量因素，即使抽水蓄能電站對系統安全運行保障具有無可比擬的優勢，但合理的電價機制才是調動抽水蓄能電站發電積極性和保障電站調峰調頻作用的關鍵。從一站一價、兩部制電價到建設成本納入電網運行費用統一核定，抽水蓄能電站電價機制始終是業內爭議的焦點。

2004年，國家發改委《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》規定，該文件下發后審批的抽水蓄能電站，由電網經營企業全資建設，不再核定電價，其成本納入當地電網運行費用統一核定；文件下發前審批但未定價的抽水蓄能電站，作為遺留問題由電網企業租賃經營，租賃費由國務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調峰調頻的需求，不過，抽水蓄能經濟性的問題依然沒有解決，而是將矛盾內部化。

2015年，國家能源局發布的《關于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見》提出，社會資本可通過市場方式選擇未明確開發主體的抽水蓄能電站。這一政策與國家發改委《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》提出的“在電力市場形成前，抽水蓄能實施兩部制電價”意見，共同推動了發電企業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出價格下降的推動力，即使在系統已明確發出缺少靈活性調峰電源的訴求的情況下。


目前，在抽水蓄能領域，電站以電網公司控股為主，少數由地方國企控股，其余就是以個位數計的發電企業控股抽水蓄能電站。三峽集團在經歷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，但仍在浙江省參與抽水蓄能電站建設。另外，華電、中核等發電企業都在此領域有所布局。

2019年5月，國家發改委、國家能源局發布的《輸配電定價成本監審辦法》規定：“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本。”在電網利潤不斷下滑的背景下，同年11月，國家電網有限公司印發的《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》（國家電網辦〔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側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目。”

上述通知印發一個月后，國家發改委于2019年12月9日發布《省級電網輸配電價定價辦法（修訂征求意見稿）》再次強調，抽水蓄能電站不得納入可計提收益的固定資產范圍，這意味著抽水蓄能成本無法通過產業鏈進行疏導。

再出“江湖”

然而，事情發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，國家發改委、國家能源局召開應對疫情能源供應保障電視電話會議，重點強調了能源保供部署安排，加快推動重大項目、重大工程建設，發揮好能源行業在“六穩”工作中的重要作用。為助推企業復工復產，國家電網決定重啟抽水蓄能建設。當年2月7日，國家電網有限公司進一步研究出臺了應對疫情影響，全力恢復建設，助推企業復工復產的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年全年的新增規模。

2020年9月，中國正式向國際社會承諾“力爭于2030年前實現碳達峰，努力爭取2060年前實現碳中和”。2021年3月15日，習近平總書記在中央財經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“碳達峰、碳中和”的基本思路和主要舉措，強調要構建以新能源為主體的新型電力系統。

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。大規模新能源的并網使電力系統中高比例可再生能源、高比例電力電子設備的“雙高”特征日益凸顯；加之近年來用電需求的冬夏“雙峰”特征給系統帶來電力平衡、電量消納、電網安全穩定控制等諸多問題，對確保電網安全運行和電力可靠供應形成巨大挑戰。

2021年美國得克薩斯州發生大面積停電事故，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”電力系統的安全穩定運行問題。由于我國電網具有較高的安全設計裕度，因此在清潔能源對電網滲透率不斷增加的情況下，整體尚能維持穩定運行，但局部新能源富集區域，在“強直弱交”跨區域輸電時的調度壓力加大。

根據我國在國際社會承諾的能源清潔低碳轉型具體目標，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，而加快系統靈活調節能力建設是破局我國中短期電力供需緊張的最好選擇。

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

2020年年底，國際水電協會在其舉辦的行業論壇上指出，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應發揮更大作用，共計11個國家的政府代表以及超過60家相關行業組織宣布，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”的儲能技術加速。

且行且珍惜

憑借實現“雙碳”目標和“構建以新能源為主體的新型電力系統”方面的優勢，抽水蓄能電站的發展迎來了春天，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，大力發展抽水蓄能和儲能產業”納入今年我國能源八方面重點工作之一。面對“雙碳”帶來的發展機遇，除了成本之痛，資源、市場化機制、新型儲能設備爭相涌現，也成為發展抽水蓄能的巨大挑戰。

一是抽水蓄能受制于資源，建設推進困難。國內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境因素，即我國地理位置和自然條件優良的站址有限。煩瑣的項目審批流程、高昂的非技術投資成本，也導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；市場主體的積極性并不高，無法通過現貨體現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，但輔助服務市場、現貨市場也只是在部分地區剛剛起步。將抽水蓄能電站成本納入輔助服務費用向全體終端用戶分攤傳導，保障電站獲得合理收益，才是推動抽水蓄能電站規模化發展的關鍵。

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

針對發展抽水蓄能面臨的挑戰，國家電網有限公司發布加快抽水蓄能開發建設的六項重要舉措，從抽水蓄能電站投資、規劃建設、運營到收益保障，對于每一個關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，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主，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網建設和價值挖掘。

規劃建設方面，將落實國家可再生能源發展規劃，充分滿足新能源發展需要和區域、省級電網調峰需求，積極推動抽水蓄能電站科學布局、多開多投，力爭“十四五”期間在新能源集中開發地區和負荷中心新增裝機容量2000萬千瓦、投資規模1000億元以上的抽水蓄能電站。

運營方面，建議國家有關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，調動用戶節能降耗和參與需求側響應的積極性。

收益保障方面，將發揮電網統一調度優勢，推進“新能源+抽水蓄能”聯合調度，最大限度地提高協同效益，確保電站及時并網，盡早發揮作用。

2021年3月29～30日，國家發改委價格司負責人赴江蘇省開展專題調研，聽取相關企業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展的瓶頸，加快推動電力系統低碳轉型速度。

充分發揮抽水蓄能電站保障能源和電力安全可靠的“穩定器”作用、新能源消納的“調節器”作用、拉動經濟增長的“動力器”作用，需要匯聚社會各方力量協同推進，確保“十四五”時期抽水蓄能電站健康有序發展，凝心聚力為構建以新能源為主體的新型電力系統，為碳達峰、碳中和目標做出更大貢獻。