“双碳”目标下抽水蓄能发展思考

郝 军

(中国电建集团南方投资有限公司，广州 510800)

0 前 言

在“30·60”双碳减排目标及构建新型能源体系等新形势下，以风电、光伏为代表的新能源发电迎来了巨大的发展契机。风电、光电的大规模开发，对保障电网安全稳定运行及新能源消纳提出了新的要求[1]。随着经济社会快速发展，电力负荷快速增长，新能源大规模并网，迫切需要建设启动迅速、运行灵活的调节电源。抽水蓄能电站启停灵活、调节速度快，可缓解电网调峰压力，促进新能源消纳，保障系统安全稳定运行。

在抽水蓄能相关研究中，有对可逆机组与利用可逆机组理论设计的蓄能泵机组进行对比分析[2]、对抽水蓄能电站的调度策略优化[3]以及水电比重较大电网中抽水蓄能建设必要性[4]的相关研究。

自2021年9月国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》以来，国家相关部门陆续出台促进抽水蓄能发展的相关文件。鉴于此，本文阐述了抽水蓄能电站国内外的发展现状，分析了当前抽水蓄能电站发展的必要性，并对电价机制进行了梳理，最后对抽水蓄能发展提出了建议，为抽水蓄能发展提供参考。

1 抽水蓄能发展现状

1.1 全球抽水蓄能电站发展历程及现状

自19世纪80年代初世界第一座抽水蓄能电站诞生，到2020年世界抽水蓄能电站装机总规模达约15 949万kW，抽水蓄能电站发展主要经历3个阶段。

19世纪80年代至20世纪40年代末为发展起步阶段。1882年，世界第一座抽水蓄能电站瑞士苏黎世奈特拉电站建成投产，主要作用是为了配合水电站丰枯季调节运行。至20世纪40年代末，全球抽水蓄能电站总装机约130万kW，发展较为缓慢，主要分布在瑞士、意大利、德国、美国等国家。

20世纪50年代至20世纪80年代末为迅速发展阶段。自20世纪50年代以后，美欧、日本等发达国家经济高速发展，电力负荷显著增大，电力峰谷差也随之增加，具有优越调峰填谷性能的抽水蓄能电站得以较快发展。至20世纪80年代末，全球抽水蓄能电站总装机容量约8 700万kW。

20世纪90年代至今为平稳发展阶段。进入20世纪90年代以后，发达国家经济增速放缓，抽水蓄能电站需求有所下降，而且欧美等国家建成投入大量调峰性能较好的燃气电站，抽水蓄能电站建设进入平缓期。进入21世纪，中国、韩国、印度等亚洲国家经济快速发展，电力需求迅速增长，对抽水蓄能电站的需求也随之增加。抽水蓄能电站建设主阵地也由西方转移至亚洲各国，其中中国抽水蓄能电站装机增加尤为迅速。到2020年底，全球抽水蓄能电站装机总规模达到15 949万kW，其中，中国抽水蓄能电站装机规模3 149万kW，占比19.7%，居世界首位。全球主要国家抽水蓄能电站装机规模见图1。

图1 全球主要国家抽水蓄能电站装机规模

1.2 国内抽水蓄能电站发展历程及现状

我国抽水蓄能电站发展大致分为5个阶段：发展起步阶段、探索发展阶段、完善发展阶段、蓬勃发展阶段及新发展阶段[5]。

1968—1983年为我国抽水蓄能发展起步阶段。1968年，依托已建水库，我国首次在河北岗南水电站安装1台单机容量1.1万kW的进口抽水蓄能机组；1973年和1975年，在北京密云水库分别安装2台单机容量1.1万kW的国产抽水蓄能机组[6]。岗南水电站和密云水库这两座小型混合式抽水蓄能电站代表着我国抽水蓄能电站发展的起点。全球主要国家抽水蓄能电站装机规模如图1所示。

1984—2003年为我国抽水蓄能探索发展阶段。在此期间，我国经济加速发展，电力需求逐步增大，以火电为主的中东部电网调峰需求显著增加，潘家口、广州、十三陵、天荒坪、响洪甸等一批大型抽水蓄能电站建成投产[7]，我国抽水蓄能电站在探索中不断发展。

2004—2013年为我国抽水蓄能完善发展阶段。2004年，国家发展改革委发文明确抽水蓄能电站主要由电网经营企业开发建设、管理。随后，国家电网公司、南方电网公司成立抽水蓄能专业运营公司，即国网新源控股有限公司、调峰调频发电公司。在此期间，抽水蓄能电站的建设规模也不断增大，东北地区、中部地区也逐渐有抽水蓄能电站建成投产[8]。相继建成河北张河湾、山东泰安、山西西龙池、河南宝泉、辽宁蒲石河、湖南黑麋峰等大型抽水蓄能电站。

2014—2020年为我国抽水蓄能蓬勃发展阶段。在此期间，共核准开工36座抽水蓄能电站，河北丰宁、广东阳江、浙江仙居等一批抽水蓄能电站项目集中开工建设，从2017年开始，中国抽水蓄能电站在建规模连续多年位居世界第一。

2021年至今为我国抽水蓄能新发展阶段。2021年9月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》,提出：到2025年，抽水蓄能投产总规模6 200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿kW左右。2021年全国共核准抽水蓄能电站项目11个，总规模1370万kW，创历史新高；截至2021年底，全国已建抽水蓄能电站总规模3 639万kW，占电力总装机比例为1.5%。我国抽水蓄能电站建设进入新时期。

2 抽水蓄能建设必要性

我国电源结构以火电为主，在“30·60”双碳减排目标下能源结构转型发展压力大，迫切需要新增灵活性调峰电源支撑能源结构转型和电力系统安全稳定运行。抽水蓄能电站是世界公认的理想调峰电源之一，也是当前技术最成熟、经济性最优且最具大规模开发的储能品种[9]，对优化电源结构、缓解电网调峰压力、提高新能源消纳、建设坚强智能电网及促进地区经济社会高质量发展均具有重要作用，大规模发展抽水蓄能是未来电网发展、构建新型电力系统的必然选择。

从世界能源体系建设来看，抽水蓄能建设是推动实现“30·60”双碳目标，构建新型能源体系的重要举措。能源行业是实现双碳减排目标及构建新型能源体系的主战场，大规模发展新能源将是实现能源绿色低碳转型的必由之路，也是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要抓手。抽水蓄能电站作为全生命周期碳减排效益最为显著、经济性最优的大容量储能技术，可以储存新能源多余电量，保障电力系统的安全稳定运行，提升新能源利用率，提高风、光电开发的经济性，同时可以改善系统中火电运行工况，降低系统煤耗。抽水蓄能电站的开发建设对于促进实现我国“碳达峰、碳中和”目标具有重要意义。

从电网安全和智能电网建设来看，是支撑电网安全稳定运行、建设坚强智能电网的重要保障。在双碳减排目标下，新能源大规模高比例发展将成为必然，其随机性、波动性、间歇性等不稳定特点，将给电力系统安全稳定运行带来风险。抽水蓄能电站可以在电力系统中起到调频、调相及紧急事故备用等作用，减少新能源大规模高比例并网对电网频率、无功电压的影响，提高电网稳定性和可靠性。抽水蓄能电站具备启动迅速和快速负荷跟踪的能力，可以在一两分钟内从静止达到满载，并能频繁转换工况，是智能电网的建设中不可或缺的电源。

从新能源发展来看，是促进新能源消纳、优化能源配置的重要依托。我国“三北”地区新能源资源丰富，而当地电力需求有限，需要依托特高压通道将绿色电力输送至电力需求较大的中东部地区消纳。太阳能、风能等新能源发电出力具有随机性、间歇性和波动性的特点，需要有调节能力的电源与之配合运行。抽水蓄能电站是新型电力系统的调节器和稳定器，是大规模新能源建设的助推器，其开发建设可以有效的保障新型电力系统建设的安全性、稳定性及经济性，促进“三北”地区新能源消纳，优化地区能源资源配置。

从国家社会发展来看，是落实国家发展战略、促进地区社会经济高质量发展的有效途径。国家实施的西部大开发、“一带一路”、黄河流域生态保护和高质量发展等战略，涉及西部陕西、甘肃、青海等多个省份，不仅促进涉及地区经济社会高质量发展，同时也对涉及地区能源结构清洁化、低碳化，经济社会高质量发展提出了高要求。抽水蓄能电站的建设不仅对优化电源结构、改善电网运行条件、促进新能源消纳、保障电网安全稳定运行、推动电力体制改革等发挥重要作用，而且对扩大地方建设投资规模，加快基础设施建设，带动第三产业发展，增加地方财政收入，改善地方人民生产生活条件，促进地方社会经济高质量发展意义重大。抽水蓄能电站的建设可将当地能源资源转化为经济优势，为地方经济社会发展注入新的活力；工程建设期间将投入大量人力、物力及资金，增加就业机会，带动人民群众整体生活水平提高。

综上分析，抽水蓄能的发展对能源体系建设、电网安全稳定、国家社会发展等方面均有积极作用，发展抽水蓄能电站是必然选择。

3 抽水蓄能发展布局

《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035)》建立了抽水蓄能项目库，其中，重点实施项目总装机规模4.21亿kW，规划储备项目总装机规模3.05亿kW。

各区域抽水蓄能项目规模及占比见图2～6，由图可以看出：

图2 各区域抽水蓄能项目规模情况

图3 各区域抽蓄项目规模占比

图4 各区域抽蓄重点实施项目规模占比

图5 各区域抽蓄储备项目规模占比

(1)全国抽水蓄能中长期发展规划项目总规模7.26亿kW，其中，西北、西南、东北、南方、华中、华北、华东地区抽水蓄能中长期发展规划项目规模占比分别约为20.7%、16.6%、12.3%、17.0%、15.0%、8.2%、10.1%，西北地区抽水蓄能规划项目数量及规模最大，南方地区次之；

(2)全国重点实施项目总装机规模4.21亿kW，其中，西北、西南、东北、南方、华中、华北、华东地区抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目规模占比分别约为22.0%、19.3%、7.2%、19.3%、16.2%、4.8%、11.1%，西北地区抽水蓄能重点实施项目数量及规模也是最大，西南及南方地区次之；

(3)全国规划储备项目总装机规模3.05亿kW，其中，西北、西南、东北、南方、华中、华北、华东地区抽水蓄能中长期发展规划储备项目规模占比分别约为18.8%、12.8%、19.7%、13.7%、13.2%、13.1%、8.7%，西北地区抽水蓄能规划储备项目规模也是最大，东北地区次之；

(4)全国“十四五”重点实施项目总装机规模约2.7亿kW，其中，西北、西南、东北、南方、华中、华北、华东地区抽水蓄能中长期发展规划“十四五”重点实施项目规模占比分别约为24.8%、6.1%、10.9%、17.3%、19.1%、6.6%、15.3%，西北地区抽水蓄能规划“十四五”重点实施项目规模最大，华中地区次之。

图6 各区域“十四五”重点实施项目规模占比

在全国抽水蓄能中长期发展重点实施、储备项目库中，西北地区抽水蓄能电站规划项目数量及规模最大，主要是考虑以下几个方面因素：

(1)西北地区涉及陕西、甘肃、青海、宁夏及新疆五省，占全国陆地面积的31.7%，区域面积最大；并且新能源能源资源丰富，可规划大型风光电千万千瓦级基地，同时，西北地区拥有大量沙漠、戈壁、荒漠，具备较好的大规模、集中开发条件，对抽水蓄能电站有极大需求。

(2)从特高压远距离输电来看，西北地区是“西电东送”战略的输送端，随着特高压输电技术发展，已具备采用多能互补方式将新能源大容量、远距离输送至中东部地区消纳的技术。在构建新型能源体系下，为保证特高压输电系统的安全、稳定运行，缓解新能源对输电系统无功电压和系统频率稳定性的影响，特高压输电通道电源配置中需要一定容量抽水蓄能电站。

(3)从开发建设条件上来看，西北地区负荷中心或能源基地周边地形多山，具有修建抽水蓄能电站的站点条件。

4 抽水蓄能电站电价机制

随着我国电力体制发展与改革，我国抽水蓄能电站电价机制经历纳入电网统一核定、建立独立价格机制但成本疏导渠道未理顺、明确坚持两部制电价机制并建立起完整的成本回收与分摊机制3个阶段[5]。

4.1 抽水蓄能电站电价政策的发展历程

2004年印发了《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源〔2004〕71号)，规定抽水蓄能电站的建设和管理主体为电网企业，电站建设、运行成本纳入至电网运行费用，统一进行核定[10]。

2007年印发了《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》(发改价格〔2007〕1517号)，规定抽水蓄能电站建设、运行费用除电网企业承担外，可由发电企业和用户承担部分费用。

2014年印发了《国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》(发改价格〔2014〕1763号)，规定电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费和抽发损耗作为销售电价调整因素统筹考虑。

2019年印发了《输配电价成本监审办法》(发改价格规〔2019〕897号)，明确指出抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。抽水蓄能电站的建设运营费用只能从电网企业的利润中支出，相关成本无法通过输配电价向市场化用户传导，导致电网企业特别是利润规模较小的西部省区电网，建设抽水蓄能电站的积极性不高。

2021年印发了《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)(下面简称《意见》)，提出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。完善抽水蓄能电站同时服务电力系统和特定电源间的分摊比例，其中，特定电源分摊的容量费用由受益主体承担，并在核定容量电价时相应扣减。

4.2 《意见》对抽水蓄能发展的影响

(1)完善两部制电价机制，充分体现抽水蓄能电站的容量价值

《意见》提出坚持并完善两部制电价政策，完善了抽水蓄能电价定价机制，保持了一定的稳定性，充分体现抽水蓄能电站的容量价值。

(2)健全电费分摊疏导机制，推动抽水蓄能电价的市场化

《意见》明确容量电费纳入省级电网输配电价回收，给定6.5%的经营期内资本金内部收益率，并与输配电价核价周期保持衔接。同时提出了容量电费分摊比例合理确定的原则，对推动抽水蓄能电价的市场化具有重要意义。

(3)建立收益分享机制，实现利益相关主体共赢

《意见》鼓励引导抽水蓄能电站作为独立市场参与电力中长期交易、现货市场交易和辅助服务市场(补偿机制)，同时明确了参与市场的相关收益。充分释放抽水蓄能电站在电力系统中的调节价值，实现利益相关主体共赢[5]。

(4)强化电站运行管理，确保电站效益充分发挥

《意见》要求合理安排抽水蓄能电站运行，加强监管考核，保障非电网投资的抽水蓄能电站平稳运行，在确保抽水蓄能电站效益充分发挥的同时，充分调动了社会资本投资的积极性。

5 建 议

结合近年来抽水蓄能电站发展，本文从电价政策实施细则、标准体系建设、配合新能源运行方式、工程建设关键技术及促进规划项目实施五个方面提出发展建议，具体建议如下：

(1)研究出台抽水蓄能电价政策实施细则

633号文提出坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，但截至目前，尚未有省份出台抽水蓄能电价实施相关政策指导性文件。为进一步完善抽水蓄能电价形成机制，促进抽水蓄能电站健康发展，建议结合抽水蓄能电站服务对象(电力系统和新能源基地)，考虑辅助服务补偿，尽快研究出台抽水蓄能电价政策实施细则。

(2)强化抽水蓄能标准体系建设

经过多年的抽水蓄能电站工程开发建设、运行管理和技术标准建设，我国在规划设计、工程建设和运行管理方面已逐步形成抽水蓄能技术标准体系，但随着抽水蓄能电站进入新发展阶段，尤其是在双碳减排目标及新型电力系统下，需进一步强化抽水蓄能电站规划调整技术规范、调度运行规程等方面标准体系建设，使抽水蓄能电站规划、设计、建设、运行更加规范化，并做好各层标准之间的衔接配套工作。

(3)加强抽水蓄能配合新能源运行方式研究

风电、光伏正在大规模、高比例开发建设，新型电力系统中的不稳定性大幅增加，系统惯量缺失较大，均是关乎电网安全稳定的关键问题。抽水蓄能电站在新型电力系统中与新能源配合运行，不仅要着眼于在宏观能量上削峰填谷，而且要深入研究调频、调相、增加系统惯性以及联合新能源大容量远距离外送安全稳定等。

(4)加强与创新工程开发建设关键技术

通过大量工程实践，我国在抽水蓄能电站工程建设与管理技术方面均有较大进步，部分技术达到或领先国际水平。在双碳减排目标及构建新型电力系统下，抽水蓄能电站将迎来跨越式发展，同时，也将面临复杂地质条件、超高水头、复杂运行工况等挑战，需要继续强化研究复杂地质条件下筑坝与防渗、地下洞室群施工技术，研制超高水头大变幅水泵水轮机，探索变速恒频抽水蓄能机组在新型电力系统下应用效果以及创新绿色施工、智能建设技术，为抽水蓄能电站高质量发展提供技术支撑。

(5)多措施多维度促进规划项目实施

能源主管部门加强与自然资源、生态环境、林草、水利等部门沟通协调，做好纳规抽蓄项目站址资源保护工作，为抽水蓄能电站开发建设预留空间；在前期设计工作中，尽可能采取预可研与可研设计一体化招标，地勘外业、预可研工作适当超前，优化前期工作流程，缩短前期工作周期；强化政府组织协调机制，建立抽水蓄能电站“一站式”服务，简化申报流程，积极配合开发企业推动项目开工建设；电网企业提前配合做好抽水蓄能电站网架规划，保障抽水蓄能电站顺利接入送出，促进规划项目实施。

6 结 语

在当前抽水蓄能大发展的时代背景下，本文对国内外抽水蓄能的发展进行了介绍，结合新能源资源及电力流向情况分析了我国抽水蓄能布局及发展的重点区域，梳理了抽水蓄能电价机制，结合近年来抽水蓄能的发展，从电价政策实施细则、标准体系建设、配合新能源运行方式、工程建设关键技术及促进规划项目实施等多个方面提出了意见。未来抽水蓄能建设和运营需要结合我国实际情况，从电价机制、运行方式、建设标准等多个角度思考分析。希望本文对相关政策的制定和抽水蓄能的发展能提供一定的参考。