“雙碳”目標下抽水蓄能發展思考

郝 軍

(中國電建集團南方投資有限公司，廣州 510800)

0 前 言

在“30·60”雙碳減排目標及構建新型能源體系等新形勢下，以風電、光伏為代表的新能源發電迎來了巨大的發展契機。風電、光電的大規模開發，對保障電網安全穩定運行及新能源消納提出了新的要求[1]。隨著經濟社會快速發展，電力負荷快速增長，新能源大規模并網，迫切需要建設啟動迅速、運行靈活的調節電源。抽水蓄能電站啟停靈活、調節速度快，可緩解電網調峰壓力，促進新能源消納，保障系統安全穩定運行。

在抽水蓄能相關研究中，有對可逆機組與利用可逆機組理論設計的蓄能泵機組進行對比分析[2]、對抽水蓄能電站的調度策略優化[3]以及水電比重較大電網中抽水蓄能建設必要性[4]的相關研究。

自2021年9月國家能源局印發《抽水蓄能中長期發展規劃(2021—2035年)》以來，國家相關部門陸續出臺促進抽水蓄能發展的相關文件。鑒于此，本文闡述了抽水蓄能電站國內外的發展現狀，分析了當前抽水蓄能電站發展的必要性，并對電價機制進行了梳理，最后對抽水蓄能發展提出了建議，為抽水蓄能發展提供參考。

1 抽水蓄能發展現狀

1.1 全球抽水蓄能電站發展歷程及現狀

自19世紀80年代初世界第一座抽水蓄能電站誕生，到2020年世界抽水蓄能電站裝機總規模達約15 949萬kW，抽水蓄能電站發展主要經歷3個階段。

19世紀80年代至20世紀40年代末為發展起步階段。1882年，世界第一座抽水蓄能電站瑞士蘇黎世奈特拉電站建成投產，主要作用是為了配合水電站豐枯季調節運行。至20世紀40年代末，全球抽水蓄能電站總裝機約130萬kW，發展較為緩慢，主要分布在瑞士、意大利、德國、美國等國家。

20世紀50年代至20世紀80年代末為迅速發展階段。自20世紀50年代以后，美歐、日本等發達國家經濟高速發展，電力負荷顯著增大，電力峰谷差也隨之增加，具有優越調峰填谷性能的抽水蓄能電站得以較快發展。至20世紀80年代末，全球抽水蓄能電站總裝機容量約8 700萬kW。

20世紀90年代至今為平穩發展階段。進入20世紀90年代以后，發達國家經濟增速放緩，抽水蓄能電站需求有所下降，而且歐美等國家建成投入大量調峰性能較好的燃氣電站，抽水蓄能電站建設進入平緩期。進入21世紀，中國、韓國、印度等亞洲國家經濟快速發展，電力需求迅速增長，對抽水蓄能電站的需求也隨之增加。抽水蓄能電站建設主陣地也由西方轉移至亞洲各國，其中中國抽水蓄能電站裝機增加尤為迅速。到2020年底，全球抽水蓄能電站裝機總規模達到15 949萬kW，其中，中國抽水蓄能電站裝機規模3 149萬kW，占比19.7%，居世界首位。全球主要國家抽水蓄能電站裝機規模見圖1。

圖1 全球主要國家抽水蓄能電站裝機規模

1.2 國內抽水蓄能電站發展歷程及現狀

我國抽水蓄能電站發展大致分為5個階段：發展起步階段、探索發展階段、完善發展階段、蓬勃發展階段及新發展階段[5]。

1968—1983年為我國抽水蓄能發展起步階段。1968年，依托已建水庫，我國首次在河北崗南水電站安裝1臺單機容量1.1萬kW的進口抽水蓄能機組；1973年和1975年，在北京密云水庫分別安裝2臺單機容量1.1萬kW的國產抽水蓄能機組[6]。崗南水電站和密云水庫這兩座小型混合式抽水蓄能電站代表著我國抽水蓄能電站發展的起點。全球主要國家抽水蓄能電站裝機規模如圖1所示。

1984—2003年為我國抽水蓄能探索發展階段。在此期間，我國經濟加速發展，電力需求逐步增大，以火電為主的中東部電網調峰需求顯著增加，潘家口、廣州、十三陵、天荒坪、響洪甸等一批大型抽水蓄能電站建成投產[7]，我國抽水蓄能電站在探索中不斷發展。

2004—2013年為我國抽水蓄能完善發展階段。2004年，國家發展改革委發文明確抽水蓄能電站主要由電網經營企業開發建設、管理。隨后，國家電網公司、南方電網公司成立抽水蓄能專業運營公司，即國網新源控股有限公司、調峰調頻發電公司。在此期間，抽水蓄能電站的建設規模也不斷增大，東北地區、中部地區也逐漸有抽水蓄能電站建成投產[8]。相繼建成河北張河灣、山東泰安、山西西龍池、河南寶泉、遼寧蒲石河、湖南黑麋峰等大型抽水蓄能電站。

2014—2020年為我國抽水蓄能蓬勃發展階段。在此期間，共核準開工36座抽水蓄能電站，河北豐寧、廣東陽江、浙江仙居等一批抽水蓄能電站項目集中開工建設，從2017年開始，中國抽水蓄能電站在建規模連續多年位居世界第一。

2021年至今為我國抽水蓄能新發展階段。2021年9月，國家能源局印發《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035)》,提出：到2025年，抽水蓄能投產總規模6 200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模1.2億kW左右。2021年全國共核準抽水蓄能電站項目11個，總規模1370萬kW，創歷史新高；截至2021年底，全國已建抽水蓄能電站總規模3 639萬kW，占電力總裝機比例為1.5%。我國抽水蓄能電站建設進入新時期。

2 抽水蓄能建設必要性

我國電源結構以火電為主，在“30·60”雙碳減排目標下能源結構轉型發展壓力大，迫切需要新增靈活性調峰電源支撐能源結構轉型和電力系統安全穩定運行。抽水蓄能電站是世界公認的理想調峰電源之一，也是當前技術最成熟、經濟性最優且最具大規模開發的儲能品種[9]，對優化電源結構、緩解電網調峰壓力、提高新能源消納、建設堅強智能電網及促進地區經濟社會高質量發展均具有重要作用，大規模發展抽水蓄能是未來電網發展、構建新型電力系統的必然選擇。

從世界能源體系建設來看，抽水蓄能建設是推動實現“30·60”雙碳目標，構建新型能源體系的重要舉措。能源行業是實現雙碳減排目標及構建新型能源體系的主戰場，大規模發展新能源將是實現能源綠色低碳轉型的必由之路，也是實現“碳達峰、碳中和”目標的重要抓手。抽水蓄能電站作為全生命周期碳減排效益最為顯著、經濟性最優的大容量儲能技術，可以儲存新能源多余電量，保障電力系統的安全穩定運行，提升新能源利用率，提高風、光電開發的經濟性，同時可以改善系統中火電運行工況，降低系統煤耗。抽水蓄能電站的開發建設對于促進實現我國“碳達峰、碳中和”目標具有重要意義。

從電網安全和智能電網建設來看，是支撐電網安全穩定運行、建設堅強智能電網的重要保障。在雙碳減排目標下，新能源大規模高比例發展將成為必然，其隨機性、波動性、間歇性等不穩定特點，將給電力系統安全穩定運行帶來風險。抽水蓄能電站可以在電力系統中起到調頻、調相及緊急事故備用等作用，減少新能源大規模高比例并網對電網頻率、無功電壓的影響，提高電網穩定性和可靠性。抽水蓄能電站具備啟動迅速和快速負荷跟蹤的能力，可以在一兩分鐘內從靜止達到滿載，并能頻繁轉換工況，是智能電網的建設中不可或缺的電源。

從新能源發展來看，是促進新能源消納、優化能源配置的重要依托。我國“三北”地區新能源資源豐富，而當地電力需求有限，需要依托特高壓通道將綠色電力輸送至電力需求較大的中東部地區消納。太陽能、風能等新能源發電出力具有隨機性、間歇性和波動性的特點，需要有調節能力的電源與之配合運行。抽水蓄能電站是新型電力系統的調節器和穩定器，是大規模新能源建設的助推器，其開發建設可以有效的保障新型電力系統建設的安全性、穩定性及經濟性，促進“三北”地區新能源消納，優化地區能源資源配置。

從國家社會發展來看，是落實國家發展戰略、促進地區社會經濟高質量發展的有效途徑。國家實施的西部大開發、“一帶一路”、黃河流域生態保護和高質量發展等戰略，涉及西部陜西、甘肅、青海等多個省份，不僅促進涉及地區經濟社會高質量發展，同時也對涉及地區能源結構清潔化、低碳化，經濟社會高質量發展提出了高要求。抽水蓄能電站的建設不僅對優化電源結構、改善電網運行條件、促進新能源消納、保障電網安全穩定運行、推動電力體制改革等發揮重要作用，而且對擴大地方建設投資規模，加快基礎設施建設，帶動第三產業發展，增加地方財政收入，改善地方人民生產生活條件，促進地方社會經濟高質量發展意義重大。抽水蓄能電站的建設可將當地能源資源轉化為經濟優勢，為地方經濟社會發展注入新的活力；工程建設期間將投入大量人力、物力及資金，增加就業機會，帶動人民群眾整體生活水平提高。

綜上分析，抽水蓄能的發展對能源體系建設、電網安全穩定、國家社會發展等方面均有積極作用，發展抽水蓄能電站是必然選擇。

3 抽水蓄能發展布局

《抽水蓄能中長期發展規劃(2021—2035)》建立了抽水蓄能項目庫，其中，重點實施項目總裝機規模4.21億kW，規劃儲備項目總裝機規模3.05億kW。

各區域抽水蓄能項目規模及占比見圖2～6，由圖可以看出：

圖2 各區域抽水蓄能項目規模情況

圖3 各區域抽蓄項目規模占比

圖4 各區域抽蓄重點實施項目規模占比

圖5 各區域抽蓄儲備項目規模占比

(1)全國抽水蓄能中長期發展規劃項目總規模7.26億kW，其中，西北、西南、東北、南方、華中、華北、華東地區抽水蓄能中長期發展規劃項目規模占比分別約為20.7%、16.6%、12.3%、17.0%、15.0%、8.2%、10.1%，西北地區抽水蓄能規劃項目數量及規模最大，南方地區次之；

(2)全國重點實施項目總裝機規模4.21億kW，其中，西北、西南、東北、南方、華中、華北、華東地區抽水蓄能中長期發展規劃重點實施項目規模占比分別約為22.0%、19.3%、7.2%、19.3%、16.2%、4.8%、11.1%，西北地區抽水蓄能重點實施項目數量及規模也是最大，西南及南方地區次之；

(3)全國規劃儲備項目總裝機規模3.05億kW，其中，西北、西南、東北、南方、華中、華北、華東地區抽水蓄能中長期發展規劃儲備項目規模占比分別約為18.8%、12.8%、19.7%、13.7%、13.2%、13.1%、8.7%，西北地區抽水蓄能規劃儲備項目規模也是最大，東北地區次之；

(4)全國“十四五”重點實施項目總裝機規模約2.7億kW，其中，西北、西南、東北、南方、華中、華北、華東地區抽水蓄能中長期發展規劃“十四五”重點實施項目規模占比分別約為24.8%、6.1%、10.9%、17.3%、19.1%、6.6%、15.3%，西北地區抽水蓄能規劃“十四五”重點實施項目規模最大，華中地區次之。

圖6 各區域“十四五”重點實施項目規模占比

在全國抽水蓄能中長期發展重點實施、儲備項目庫中，西北地區抽水蓄能電站規劃項目數量及規模最大，主要是考慮以下幾個方面因素：

(1)西北地區涉及陜西、甘肅、青海、寧夏及新疆五省，占全國陸地面積的31.7%，區域面積最大；并且新能源能源資源豐富，可規劃大型風光電千萬千瓦級基地，同時，西北地區擁有大量沙漠、戈壁、荒漠，具備較好的大規模、集中開發條件，對抽水蓄能電站有極大需求。

(2)從特高壓遠距離輸電來看，西北地區是“西電東送”戰略的輸送端，隨著特高壓輸電技術發展，已具備采用多能互補方式將新能源大容量、遠距離輸送至中東部地區消納的技術。在構建新型能源體系下，為保證特高壓輸電系統的安全、穩定運行，緩解新能源對輸電系統無功電壓和系統頻率穩定性的影響，特高壓輸電通道電源配置中需要一定容量抽水蓄能電站。

(3)從開發建設條件上來看，西北地區負荷中心或能源基地周邊地形多山，具有修建抽水蓄能電站的站點條件。

4 抽水蓄能電站電價機制

隨著我國電力體制發展與改革，我國抽水蓄能電站電價機制經歷納入電網統一核定、建立獨立價格機制但成本疏導渠道未理順、明確堅持兩部制電價機制并建立起完整的成本回收與分攤機制3個階段[5]。

4.1 抽水蓄能電站電價政策的發展歷程

2004年印發了《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》(發改能源〔2004〕71號)，規定抽水蓄能電站的建設和管理主體為電網企業，電站建設、運行成本納入至電網運行費用，統一進行核定[10]。

2007年印發了《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》(發改價格〔2007〕1517號)，規定抽水蓄能電站建設、運行費用除電網企業承擔外，可由發電企業和用戶承擔部分費用。

2014年印發了《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》(發改價格〔2014〕1763號)，規定電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發損耗作為銷售電價調整因素統籌考慮。

2019年印發了《輸配電價成本監審辦法》(發改價格規〔2019〕897號)，明確指出抽水蓄能電站、電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本。抽水蓄能電站的建設運營費用只能從電網企業的利潤中支出，相關成本無法通過輸配電價向市場化用戶傳導，導致電網企業特別是利潤規模較小的西部省區電網，建設抽水蓄能電站的積極性不高。

2021年印發了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》(發改價格〔2021〕633號)(下面簡稱《意見》)，提出以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。完善抽水蓄能電站同時服務電力系統和特定電源間的分攤比例，其中，特定電源分攤的容量費用由受益主體承擔，并在核定容量電價時相應扣減。

4.2 《意見》對抽水蓄能發展的影響

(1)完善兩部制電價機制，充分體現抽水蓄能電站的容量價值

《意見》提出堅持并完善兩部制電價政策，完善了抽水蓄能電價定價機制，保持了一定的穩定性，充分體現抽水蓄能電站的容量價值。

(2)健全電費分攤疏導機制，推動抽水蓄能電價的市場化

《意見》明確容量電費納入省級電網輸配電價回收，給定6.5%的經營期內資本金內部收益率，并與輸配電價核價周期保持銜接。同時提出了容量電費分攤比例合理確定的原則，對推動抽水蓄能電價的市場化具有重要意義。

(3)建立收益分享機制，實現利益相關主體共贏

《意見》鼓勵引導抽水蓄能電站作為獨立市場參與電力中長期交易、現貨市場交易和輔助服務市場(補償機制)，同時明確了參與市場的相關收益。充分釋放抽水蓄能電站在電力系統中的調節價值，實現利益相關主體共贏[5]。

(4)強化電站運行管理，確保電站效益充分發揮

《意見》要求合理安排抽水蓄能電站運行，加強監管考核，保障非電網投資的抽水蓄能電站平穩運行，在確保抽水蓄能電站效益充分發揮的同時，充分調動了社會資本投資的積極性。

5 建 議

結合近年來抽水蓄能電站發展，本文從電價政策實施細則、標準體系建設、配合新能源運行方式、工程建設關鍵技術及促進規劃項目實施五個方面提出發展建議，具體建議如下：

(1)研究出臺抽水蓄能電價政策實施細則

633號文提出堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策，但截至目前，尚未有省份出臺抽水蓄能電價實施相關政策指導性文件。為進一步完善抽水蓄能電價形成機制，促進抽水蓄能電站健康發展，建議結合抽水蓄能電站服務對象(電力系統和新能源基地)，考慮輔助服務補償，盡快研究出臺抽水蓄能電價政策實施細則。

(2)強化抽水蓄能標準體系建設

經過多年的抽水蓄能電站工程開發建設、運行管理和技術標準建設，我國在規劃設計、工程建設和運行管理方面已逐步形成抽水蓄能技術標準體系，但隨著抽水蓄能電站進入新發展階段，尤其是在雙碳減排目標及新型電力系統下，需進一步強化抽水蓄能電站規劃調整技術規范、調度運行規程等方面標準體系建設，使抽水蓄能電站規劃、設計、建設、運行更加規范化，并做好各層標準之間的銜接配套工作。

(3)加強抽水蓄能配合新能源運行方式研究

風電、光伏正在大規模、高比例開發建設，新型電力系統中的不穩定性大幅增加，系統慣量缺失較大，均是關乎電網安全穩定的關鍵問題。抽水蓄能電站在新型電力系統中與新能源配合運行，不僅要著眼于在宏觀能量上削峰填谷，而且要深入研究調頻、調相、增加系統慣性以及聯合新能源大容量遠距離外送安全穩定等。

(4)加強與創新工程開發建設關鍵技術

通過大量工程實踐，我國在抽水蓄能電站工程建設與管理技術方面均有較大進步，部分技術達到或領先國際水平。在雙碳減排目標及構建新型電力系統下，抽水蓄能電站將迎來跨越式發展，同時，也將面臨復雜地質條件、超高水頭、復雜運行工況等挑戰，需要繼續強化研究復雜地質條件下筑壩與防滲、地下洞室群施工技術，研制超高水頭大變幅水泵水輪機，探索變速恒頻抽水蓄能機組在新型電力系統下應用效果以及創新綠色施工、智能建設技術，為抽水蓄能電站高質量發展提供技術支撐。

(5)多措施多維度促進規劃項目實施

能源主管部門加強與自然資源、生態環境、林草、水利等部門溝通協調，做好納規抽蓄項目站址資源保護工作，為抽水蓄能電站開發建設預留空間；在前期設計工作中，盡可能采取預可研與可研設計一體化招標，地勘外業、預可研工作適當超前，優化前期工作流程，縮短前期工作周期；強化政府組織協調機制，建立抽水蓄能電站“一站式”服務，簡化申報流程，積極配合開發企業推動項目開工建設；電網企業提前配合做好抽水蓄能電站網架規劃，保障抽水蓄能電站順利接入送出，促進規劃項目實施。

6 結 語

在當前抽水蓄能大發展的時代背景下，本文對國內外抽水蓄能的發展進行了介紹，結合新能源資源及電力流向情況分析了我國抽水蓄能布局及發展的重點區域，梳理了抽水蓄能電價機制，結合近年來抽水蓄能的發展，從電價政策實施細則、標準體系建設、配合新能源運行方式、工程建設關鍵技術及促進規劃項目實施等多個方面提出了意見。未來抽水蓄能建設和運營需要結合我國實際情況，從電價機制、運行方式、建設標準等多個角度思考分析。希望本文對相關政策的制定和抽水蓄能的發展能提供一定的參考。