作為目前經(jīng)濟、清潔的大規模儲能方式，抽水蓄能電站（以下簡(jiǎn)稱(chēng)抽蓄電站）啟停靈活、反應迅速，具有調峰填谷、調頻、調相、緊急事故備用和黑啟動(dòng)等多種功能。做好抽蓄電站建設和調度運行，有利于更好地利用新能源資源，有利于提升電力系統綜合效益。
進(jìn)入“十三五”以來(lái)，我國抽蓄電站發(fā)展一改“十二五”時(shí)期緩慢態(tài)勢，新開(kāi)工步伐加快，但能否實(shí)現“十三五”目標尚待觀(guān)察。
一、發(fā)展現狀
（一）開(kāi)發(fā)進(jìn)展
1.常規抽蓄電站
隨著(zhù)由國家電網(wǎng)公司投資建設的6座抽蓄電站去年12月22日開(kāi)工，我國抽蓄電站在運規模2849萬(wàn)千瓦，在建規模達3871萬(wàn)千瓦，在建和在運裝機容量均居世界第一。
2017年，國家電網(wǎng)公司開(kāi)建了河北易縣、內蒙古芝瑞、浙江寧海、浙江縉云、河南洛寧、湖南平江6座總裝機840萬(wàn)千瓦的抽蓄電站；由江蘇省國信集團投資、總裝機容量為150萬(wàn)千瓦的江蘇溧陽(yáng)抽蓄電站全面投產(chǎn)；此外，南方電網(wǎng)公司深圳抽蓄和海南瓊中抽蓄電站均實(shí)現首臺機組投產(chǎn)，廣東陽(yáng)江和梅州抽蓄電站按照建設進(jìn)度完成節點(diǎn)。
2.海水抽蓄電站
目前，我國初步查清全國海水抽蓄電站資源，并篩選出典型站點(diǎn)。2017年4月5日，國家能源局發(fā)布海水抽蓄電站資源普查成果顯示，我國海水抽蓄資源站點(diǎn)達238個(gè)，總裝機容量可達4208.3萬(wàn)千瓦。其中，位于浙江舟山、廣東汕頭、福建寧德等8個(gè)建設條件相對較好的典型站點(diǎn)將作為下一步研究重點(diǎn)。
（二）投資主體
過(guò)去，由于抽蓄電站主要服務(wù)于電網(wǎng)安全穩定運行，由電網(wǎng)企業(yè)負責開(kāi)發(fā)，抽蓄電站的盈利與整個(gè)電網(wǎng)運營(yíng)利潤進(jìn)行捆綁式計算，其他企業(yè)建設抽蓄電站的積極性并不高。
抽蓄電站目前以電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)獨資或控股投資建設為主，逐步建立引入社會(huì )資本的多元市場(chǎng)化投資體制機制。在具備條件的地區，鼓勵采用招標、市場(chǎng)競價(jià)等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主。
目前，國家電網(wǎng)公司所屬?lài)W(wǎng)新源控股有限公司是我國最大的抽蓄電站開(kāi)發(fā)建設單位。截至2017年底，該公司運行抽蓄電站達到20座，裝機容量1907萬(wàn)千瓦，占全國抽蓄運行容量的66%。
（三）電價(jià)機制
目前，我國抽蓄電站主要實(shí)行三種價(jià)格機制——單一容量電價(jià)、單一電量電價(jià)、兩部制電價(jià)。按照2014年國家發(fā)展改革委《關(guān)于完善抽蓄電站價(jià)格形成機制有關(guān)問(wèn)題的通知》，在形成競爭性電力市場(chǎng)以前，對抽蓄電站實(shí)行兩部制電價(jià)。其中，容量電價(jià)彌補固定成本及準許收益，并按無(wú)風(fēng)險收益率（長(cháng)期國債利率）加1個(gè)百分點(diǎn)至3個(gè)百分點(diǎn)的風(fēng)險收益率確定收益，電量電價(jià)彌補抽發(fā)電損耗等變動(dòng)成本；逐步對新投產(chǎn)抽蓄電站實(shí)行標桿容量電價(jià)；電站容量電價(jià)和損耗納入當地省級電網(wǎng)運行費用統一核算，并作為銷(xiāo)售電價(jià)調整因素統籌考慮。當時(shí)已核定電價(jià)的抽蓄電站逐步實(shí)行兩部制上網(wǎng)電價(jià)。
（四）建造成本與收益
抽蓄電站前期建設周期長(cháng)，一個(gè)項目從預可行研究到建成投產(chǎn)正常情況下需要8至10年時(shí)間，每千瓦成本7000元左右。國家電網(wǎng)公司去年底開(kāi)工的6座抽蓄電站總裝機容量840萬(wàn)千瓦，總投資524億元，平均每千瓦投資6200余元。6座電站計劃全部于2026年竣工投產(chǎn)。去年全面投產(chǎn)的江蘇溧陽(yáng)抽蓄電站于2008年12月開(kāi)工，總投資89億元、總裝機容量為150萬(wàn)千瓦，每千瓦投資近6000元。
業(yè)界人士表示，以目前的電價(jià)，抽蓄電站最好的運行情況也只能是保本微利。國家能源局2015年發(fā)布的《華北華東區域抽蓄電站運營(yíng)情況監管報告》顯示，2014年1~9月份區域內實(shí)施單一容量電價(jià)的抽蓄電站發(fā)電利用小時(shí)數為518.8小時(shí)，抽水利用小時(shí)數為642.5小時(shí)。此外，在大多數情況下，抽蓄電站調峰填谷、調頻、調相，安全備用保障電網(wǎng)安全穩定運行所產(chǎn)生的輔助功能效益難以準確計算。
與常規抽蓄電站相比，海水抽蓄電站有利用海洋作為下水庫、占地面積小、水源充足等優(yōu)點(diǎn)，但也有其獨有特性和技術(shù)難度。海水抽蓄電站相對較小，單位造價(jià)更高，經(jīng)濟指標可能更差。
二、存在問(wèn)題
目前，我國抽蓄電站總體上存在發(fā)展慢、電價(jià)機制待完善、電站作用未充分發(fā)揮、投資主體單一等問(wèn)題，導致部分機組利用率較低、頂峰發(fā)電能力未能充分發(fā)揮。從根本上看，還是在于認識差異和經(jīng)濟吸引力不夠，企業(yè)投資積極性不高。
（一）建設速度低于預期，裝機比重占比較低
“十二五”期間，全國規劃新開(kāi)工抽蓄電站4000萬(wàn)千瓦、投產(chǎn)1324萬(wàn)千瓦，2015年底裝機容量達到3000萬(wàn)千瓦，但實(shí)際開(kāi)工2090萬(wàn)千瓦、投產(chǎn)732萬(wàn)千瓦，2015年底裝機容量?jì)H2303萬(wàn)千瓦，分別完成“十二五”規劃目標的52%、55%和77%。進(jìn)入“十三五”，抽蓄電站建設明顯加快，前兩年新開(kāi)工規模約1900萬(wàn)千瓦。
目前，我國抽蓄電站裝機在電力裝機中占比還不到2%，而西方發(fā)達國家普遍重視抽蓄電站建設，裝機容量通常占電力系統總裝機的5%~10%。其中，美國抽蓄電站占比達7%~8%，日本達14%。我國調峰能力不足已開(kāi)始影響電力系統運行，部分地區時(shí)段性影響嚴重。
（二）市場(chǎng)化電價(jià)未形成，投資效益不高
電價(jià)形成機制未理順是抽蓄發(fā)展的核心問(wèn)題。2014年《關(guān)于完善抽蓄電站價(jià)格形成機制有關(guān)問(wèn)題的通知》對抽蓄電站電價(jià)政策是原則性規定，沒(méi)有實(shí)施細則，兩部制電價(jià)政策并未得到全面落實(shí)。據了解，抽蓄電站年容量電費分配是電網(wǎng)50%、用戶(hù)25%通過(guò)銷(xiāo)售電價(jià)疏導落實(shí)，發(fā)電企業(yè)25%通過(guò)招標解決。在現有電價(jià)機制下，抽蓄電站的建設成本只能全部進(jìn)入輸配電成本并通過(guò)調整銷(xiāo)售電價(jià)進(jìn)行疏導，由電網(wǎng)和用戶(hù)承擔，受益電源并未補償抽蓄電站。
國家能源局2015年發(fā)布的《華北華東區域抽蓄電站運營(yíng)情況監管報告》指出，抽蓄電站的相關(guān)招標競價(jià)方式、電價(jià)測算方法、工作時(shí)間節點(diǎn)、各方職責等尚未明確，兩部制電價(jià)推進(jìn)工作無(wú)實(shí)質(zhì)性進(jìn)展。
再如，我國首個(gè)由發(fā)電企業(yè)投資建設的抽蓄電站黑麋峰電站，2009年投運后持續虧損，不得已于2013年轉賣(mài)給電網(wǎng)企業(yè)。發(fā)電企業(yè)無(wú)意承擔25%電站容量電費，理由之一即是火電本身具有一定調峰能力，并不一定需要抽蓄電站。
（三）電力供需形勢與體制機制也存制約
在個(gè)別業(yè)界專(zhuān)家看來(lái)，抽蓄電站建設緩慢歸根結底是當前全國電力產(chǎn)能?chē)乐剡^(guò)剩造成的。近幾年來(lái)，隨著(zhù)我國經(jīng)濟由高速增長(cháng)階段轉向高質(zhì)量發(fā)展，單位GDP能耗下降，電力需求增速降低，而且火電機組出現過(guò)剩。這一觀(guān)點(diǎn)認為，抽蓄電站最主要的作用就是參與可再生能源調峰，目前電力產(chǎn)能過(guò)剩，普遍存在棄風(fēng)、棄光現象?？稍偕茉匆幠Ｉ喜蝗?，抽蓄自然也就跟著(zhù)受影響。同時(shí)，抽蓄部分調峰任務(wù)被大量過(guò)?；痣姍C組所替代，抽蓄電站的經(jīng)濟效益無(wú)法保證，大大降低了企業(yè)投資建設的積極性。
三、發(fā)展前景與建議
（一）抽蓄電站將加速發(fā)展
從全球范圍看技術(shù)較成熟的抽蓄仍是儲能主力。根據國際可再生能源署去年底發(fā)布的“電力儲存與可再生能源——2030年的成本與市場(chǎng)”報告，到2017年中，全球儲能裝機容量為176吉瓦，其中169吉瓦抽蓄(占96%)；3.3吉瓦熱能儲存(1.9%)；1.9吉瓦電池儲能(1.1%)；1.6吉瓦機械儲能(0.9%)。而且，與發(fā)達國家抽蓄電站占電力總裝機的比重相比，我國的比重偏低，專(zhuān)家認為我國抽水蓄能的合理比例應保持在10%以上。
非水可再生能源快速發(fā)展需要?！端姲l(fā)展“十三五”規劃》明確，“十三五”將加快抽蓄電站建設，以適應新能源大規模開(kāi)發(fā)需要，保障電力系統安全運行。我國未來(lái)能源革命電力轉型中，間歇性的非水可再生能源將是主力，其發(fā)電能力超過(guò)電網(wǎng)的最低負荷是必然的趨勢。2017年，我國非化石能源發(fā)展已經(jīng)領(lǐng)跑全球，新增裝機規模占全球增量40%左右。我國非化石能源發(fā)電裝機占比已達38.1%，比2012年提高9.6個(gè)百分點(diǎn)，是歷史上增長(cháng)最快的時(shí)期。2017年，我國可再生能源發(fā)電裝機容量達到約6.56億千瓦，風(fēng)電和光伏發(fā)電建設成本分別下降20%和60%。
（二）發(fā)展目標設定應更加科學(xué)
按照我國規劃，“十三五”全國新開(kāi)工抽蓄電站6000萬(wàn)千瓦左右，到2020年抽蓄電站裝機容量達到4000萬(wàn)千瓦，預計2025年全國抽蓄電站約9000萬(wàn)千瓦。按照目前的開(kāi)工規模，意味著(zhù)未來(lái)三年至少還要新開(kāi)工4100萬(wàn)千瓦抽蓄機組才能完成既定規劃目標。這個(gè)規劃目標完成難度較大。
要滾動(dòng)調整抽蓄規劃，適時(shí)啟動(dòng)新一輪選點(diǎn)規劃工作。統籌考慮區域電力系統調峰填谷需要、安全穩定運行要求和站址建設條件，對尚未開(kāi)展選點(diǎn)規劃的地區適時(shí)啟動(dòng)規劃工作；對部分已有選點(diǎn)規劃，經(jīng)論證有增補、調整站點(diǎn)必要的地區進(jìn)行滾動(dòng)調整，充分論證系統需求，分析研究抽蓄電站的合理建設規模和布局，優(yōu)選確定規劃站點(diǎn)。為適應長(cháng)遠需要，考慮到抽蓄電站建設的合理工期，有必要組織新一輪的選點(diǎn)規劃工作。
（三）深化電改完善利益補償機制
抽蓄電站的屬性導致其不追求直接的經(jīng)濟效益，而其間接經(jīng)濟和社會(huì )效益難以計算，需要借助電改將其間接效益量化出來(lái)。應實(shí)行“優(yōu)質(zhì)優(yōu)價(jià)”，鼓勵電力系統優(yōu)化電源結構，將煤電、核電等受益電源的增量效益部分用于對抽蓄電站的補償，體現“誰(shuí)受益、誰(shuí)分擔”的原則。通過(guò)電源側峰谷電價(jià)、輔助服務(wù)補償等方式，合理反映抽蓄電站的效益。同時(shí)，完善和落實(shí)兩部制電價(jià)政策，擴大峰谷電價(jià)差。以美國加州電力交易中心為例，不同時(shí)段電價(jià)差異很大，最高電價(jià)與最低電價(jià)相差52倍。抽蓄電站可以在電力市場(chǎng)高拋低吸，獲得效益，有足夠生存空間。
（四）做好分類(lèi)管理利用
由于電源結構、負荷特性、電力供需狀況和電力保障需求的實(shí)際情況存在差異，不同電網(wǎng)抽蓄電站實(shí)際發(fā)揮的作用應該有所側重，抽蓄的作用不能一概而論，需要分類(lèi)管理利用。
目前看，華東電網(wǎng)規模大，系統峰谷差較大，系統內火電比重較高，核電和區外來(lái)電比重也逐年增加，對電能質(zhì)量要求高。因此，抽蓄功能以調峰填谷為主，輔以調頻調相和備用；湖南、湖北電力系統內小水電比重大，且遠離負荷中心，負荷中心缺乏快速反應電源，因此抽蓄以承擔調頻調相、事故備用功能為主，輔以調峰填谷功能；東北、西北電網(wǎng)新能源發(fā)展迅速，電網(wǎng)規模小，消納能力有限，要保證遠距離外送，配置抽蓄更多發(fā)揮其儲能作用，輔以調峰調頻、事故備用等功能。
（五）促進(jìn)投資建設市場(chǎng)化
目前，“鼓勵采用招標、市場(chǎng)競價(jià)等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主”的政策效果尚未顯現。從長(cháng)遠看，抽蓄電站走市場(chǎng)化道路或許是最優(yōu)選擇。建立多元化的投資機制，鼓勵社會(huì )資本投資，促進(jìn)抽蓄電站投資建設市場(chǎng)化。研究推行抽蓄電站和核電、風(fēng)電等項目協(xié)調配套投資及運營(yíng)管理模式，實(shí)現項目聯(lián)合優(yōu)化運行，促進(jìn)優(yōu)勢互補、良性互動(dòng)，減少資源浪費。
原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2018年1月19日第3期
審核：齊正平
編輯：李丹丹
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