新型电力系统背景下加快建设抽水蓄能电站

近年来，我国风电和光伏发电装机容量实现了强劲增长。截至2021年底，风电和光伏发电装机规模超过6.35亿千瓦，已经占全国电力总装机容量的25%以上。

据国网能源研究院预测，2030年全国电力系统发电装机容量将达到40亿千瓦左右，风电和光伏发电装机规模达到12亿~17亿千瓦，装机占比提高到33%~41%。

随着具有间歇性、波动性、随机性特点的风电和光伏发电等新能源在电力系统中的比重越来越高，传统的“源随荷动”电网运行调度控制面临严峻挑战，发用两侧均呈现高度不确定性。

因此，面对“高比例电力电子设备、高比例风光电新能源”双高系统安全稳定运行要求，具有灵活调节能力的储能成为构建新型电力系统的重要支撑，对提升电力系统弹性、保证电网运行安全稳定、促进新能源进网消纳、助力实现“双碳”目标具有非常重要作用。

根据预测，若2030年风电和光伏发电装机规模达到12亿~17亿千瓦，仅按照风电和光伏发电配置储能（至少15%）测算，储能总容量至少需要1.8亿~2.5亿千瓦，但是截至2021年底，全国电力系统储能容量总规模仅为4610万千瓦，可见缺口巨大。

受规模化新型储能技术成熟度、安全性、经济性等因素制约，2030年前最具规模效益的储能设施是抽水蓄能电站和常规水电储能。抽水蓄能电站技术最成熟、安全性最好、环境友好、全生命周期经济性最优，加快开发抽水蓄能电站对促进风光电清洁能源基地开发，确保实现电网电力电量实时平衡，保障电力供应安全，构建新型电力系统具有特别重要的意义。

新阶段对抽水蓄能电站发展的迫切需求

我国以往的抽水蓄能发展是基于火电为主、西电东送水电和核电为辅的传统电力系统而规划的。“十四五”之前，抽水蓄能是电力系统中的“奢侈品”，由于抽水蓄能功能定位和市场电价的缺失，开发主体单一，仅限于电网公司投资运营，通过内部核算将有关成本纳入当地电网运行费用，因而抽水蓄能发展速度缓慢。2010年到2021年，我国抽水蓄能电站装机容量从1691万千瓦仅增加到3934万千瓦，增长2.3倍。但是同期风光电新能源装机容量从2984万千瓦快速跃升到6.35亿千瓦，增长21倍之多，抽水蓄能发展没有与同期新能源电力快速发展同步。

抽水蓄能电站作为新型电力系统不可或缺的平衡器、稳定器和调节器，将成为构建清洁低碳、安全可靠、智慧灵活、经济高效新型电力系统的中坚力量。但是，目前我国抽水蓄能发展已经严重滞后于形势与任务的要求，加上抽水蓄能电站建设周期较长（6~8年），而新能源项目建设周期较短（1~2年），“十四五”期间抽水蓄能的开发速度仍然跟不上新能源大规模快速发展的要求。因此，加快抽水蓄能开发已经刻不容缓。

据测算，“十四五”期间抽水蓄能电站至少需新核准开工建设1.2亿千瓦，才能弥补电力系统所需储能的差额缺口。新建抽水蓄能电站的规模远超上一个10年的水平，时间紧，工程建设任务十分繁重而艰巨。未来20年，抽水蓄能新增投产规模将超3亿千瓦，是现有规模的8倍多（见表1）。伴随新一轮抽水蓄能中长期规划的提出，抽水蓄能产业将成为各建筑类企业、勘测设计企业和装备制造企业激烈竞争的赛道。

抽水蓄能快速健康发展的难点所在

抽水蓄能产业健康发展的难点包括：首先体现在系统规划难。抽水蓄能的配置，一般包括源端配置、网侧配置和用户侧配置。不同位置的配置，具有不同功能定位和特性要求，其开发规模和运行调度方式都需要通过方案比较和技术经济论证予以确定。

其次是成本控制难。迄今市场化的储能设施投资回报路径不清晰，经济分析评价标准缺失，如何保障开发企业投资收益水平，同时避免全社会用电成本显著增加，管控抽水蓄能建设成本成为一大难点。

再次，协调关系难。抽水蓄能开发涉及诸多相关利益主体，如开发企业、电网企业、地方政府、金融机构、勘察设计企业、施工承包企业、设备制造企业、中介服务机构、征地范围内的移民群体等。项目前期工作、审批核准、招标采购、移民安置、接入系统和投产运行等均需要相关各方共同努力推动。而不同主体利益诉求不同，在政策不够明朗的情况下，难以形成合力，推动困难。

最后，回报兑现难。一方面，抽水蓄能工程资产产权边界难以厘清，“建”“用”分离，运行调度规则不明确，地方政府、电网企业和开发企业在投资分摊和利益分割方面存在较大利益矛盾；另一方面，不论是采用两部制电价、机组设备租赁，还是纳入电网输配电成本统一核算，在降低工商业销售电价的大背景下，如果成本疏导不畅，将出现抽水蓄能电站经营困难局面，挫伤投资者积极性。

促进抽水蓄能快速健康发展的建议

抽水蓄能电站服务于风光电新能源开发，服务于电网运行的调度控制能力，服务于城市和大用户用电储能。不同位置的储能设施发挥不同的功能作用，具有不同的运行调度控制方式，亟待开展“源、网、荷”各环节储能容量与灵活调节的能力需求分析，明确抽水蓄能电站和新型储能设施的功能定位和优化配置，接口边界条件和运行调度控制要求，从源网协调，新能源发电与储能协调角度，加强我国抽水蓄能电站开发的系统性顶层规划。

为满足新阶段电力系统对抽水蓄能电站快速建设的迫切需求，管控各种风险，推动抽水蓄能电站健康可持续发展，政府主管部门、业内企业、金融机构、科研机构和高等院校需要同心协力，同频共振，以目标为导向，围绕安全、高效、生态环保和数字化智能化等方面存在的诸多技术难点，破解资源配置、建设程序、关键技术和调度控制的难题，确保工程建设“安全高效，又好又快”。若干建议如下：

1.加强抽水蓄能电站建设的统一规划管理。一是要滚动开展中长期资源选点和开发规划；二是要根据区域电网范围和分布、规模化清洁能源基地等进行统筹规划；三是要维护规划的权威性和严肃性，一经发布，应该成为本区域本阶段抽水蓄能发展的主要依据。

2.应该明确选择投资开发主体的基本条件和项目运作规则，按照高效、经济、可靠原则，稳妥推进竞争方式确定项目投资开发主体，避免无序竞争、恶性竞争和倒买倒卖行为。既要鼓励投资主体多元化，但也要设立必要的门槛，防止跑马圈地和项目炒作。鼓励电力央企国企（包括电网企业）、政府投资平台，以及其他新能源开发企业形成紧密联合体，实现抽水蓄能、新能源、接入电网、运行管理、市场消纳等一体化开发运营，更大范围优化资源配置，保障开发项目的经济效益预期。只有明确参建各方的责权利，才能避免出现盲目无序的发展局面。

3.扎实开展项目前期论证，优化开发方案，加快项目审批，确保抽水蓄能电站前期工作、施工建造、并网运行规范有序，效益保障，风险可控。目前存在的问题是部分项目规划论证深度不足，前期工作基础不扎实，在“能核尽核”“能开尽开”的号召下，难免鱼目混珠，泥沙俱下。

4.根据电网安全、稳定和经济性运行以及“双碳”目标等要求，充分挖掘储能设施的功能作用和综合利用效益。抓紧研究新型电力系统背景下，储能设施包括抽水蓄能和新型储能的功能性能要求、运行调度规则和相关效能评价标准。

5.研究抽水蓄能电站和新型储能设施的电价机制和投资回报途径，合理疏导和分摊储能设施建设与运行成本，鼓励加快开发、安全开发和可持续发展。除需进一步完善两部制电价机制，制定容量电价和电量电价的核定和实施方案外，还应开展市场化电价机制研究，鼓励多元化投资，逐步从以政策驱动为主向市场驱动转变。

6.高标准严要求强化行业监管，保障项目建设质量和进度：一要鼓励技术创新和管理创新，鼓励行业数字化转型，建设智能化抽水蓄能电站。二要重视工程建设与环境友好协调统一，在工程设计和施工过程中，要坚持绿色环保理念，坚持在开发中保护，在保护中开发。三要规范勘测设计管理，保障勘测设计的合理周期、资源投入和产品质量，坚持先规划再设计，先设计后施工；开展标准化设计、模块化设计和BIM设计，提高工作效率和质量。四要借助现代数字化信息化技术，提升工程质量安全管理规范化、标准化和精细化水平，有序高效管控进度、质量、安全、成本等风险。五要提升施工智能建造水平。在机械化换人、自动化减人的基础上，进一步研发应用物联网技术、数字化技术、大数据分析技术以及智能建造技术，不断提高工程质量和施工效率。六要加强对已建抽水蓄能电站运行调度和综合效益的分析，制定运行调度规则和评价标准，实现制度化、标准化和信息化、智能化的监管，提高行业监管水平。