“碳达峰、碳中和”与抽水蓄能项目规划分析

齐云飞等

当今全球气候变化、生态环境破坏和能源资源紧缺，深刻影响着人类社会的生存和发展。减少化石能源消耗、大力发展清洁能源、遏制气候变暖、发展低碳经济已成为世界的共识，建设发展安全绿色可靠的低碳能源已成为世界能源发展的潮流和方向。

2021年3月15日习近平总书记在中央财经委员会第九次会议中提出，构建以新能源为主的电力基础设施系统。2021年3月22日习近平总书记在福建考察调研过程中提出2030年碳达峰、2060年碳中和的重大战略目标，为我国能源清洁化、低碳化转型指明了方向。2021年9月22日中共中央、国务院发出了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》对双碳工作作出了总体要求。2021年10月26日国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》为推进碳达峰工作作了总体部署。双碳战略既是中华民族伟大复兴的内在要求，也是全人类可持续发展的客观需要，具有重要意义。

一、我国抽蓄工程发展现状

抽蓄电站既是发电端又是用电端，上下双库通过压力钢管链接，峰值电价时水轮机正转发电，谷值电价时水轮机反转抽水。抽水蓄能电站是为解决供电、输电、用电端的发、输、用电不均匀过程而产生的一种间接储能方法。抽水蓄能电站利用后半夜电网的富余电能抽水到上库蓄水，白天和前半夜用电高峰时从上库放水到下库发电。虽然整个抽蓄过程有能量损失，但是新建抽水蓄能电站用于调峰比新建调峰火电站更环保、经济。同时，抽水蓄能电站还有调频、调相和事故备用等动态功能，是优化电网运行、确保供电完全的重要工具。

1882年世界上第一座抽蓄电站在瑞士苏黎世诞生。我国上世纪60年代开始研究抽蓄电站，并分别于1968年和1973年，岗南（11MW）和密云（22MW）两座小型混合式抽蓄试验电站。改革开放后，随着我国社会经济迅速发展，社会用电量快速增加，我国不仅总发电量不足，而且电网系统调峰容量不足的问题也逐渐显现。1991年潘家口混合式抽蓄电站投入运行（270MW）标志我国抽蓄项目迎来第一次机遇。我国抽蓄电站起步较晚，但后发优势明显，各项指标均处于世界领先水平。

二、抽蓄电站是智能化电网和新能源发展的选择

我国已基本建成以特高压、超高压为骨干网架、各级电网协调发展的现代化电网系统。抽蓄电站开停机灵活，可应对急剧变化的网负荷，在电网中起到调峰填谷作用，还能承担调频、调相、事故备用等任务，提升电网稳定性。抽蓄电站可提高电网中水电、火电、核电等各类机组的稳定工况运行时间，减少不稳定运行时的能耗和排放。抽蓄项目还为风光电远距离输送创造了条件，并大幅提高间歇性风光电稳定性，降低风光电对电网的冲击，减少弃风弃光。抽蓄电站虽然不能生产出更多电能，但可对电能进行储存转化，把低价值电能转化为高价值电能，实现电能在时间维度的优化，并产生可观的经济效益。

三、抽蓄电站上网电价制约因素

第一轮电力改革前，厂网不分家，由统一的投资运营单位开展投资、建设、发电和输配电业务，并且没有区分输电服务和其他保障电网安全调节的辅助服务。抽蓄成本全部计入电网运营成本统一核算，并通过电网公司收取的用户电费统一维持运营。电改实施后，厂网分离，抽蓄成本作为电网辅助服务成本单列，并从电网服务直接成本中剥离，且不再计入输配电价回收。但是电网辅助服务费政策未及时制定实施，导致含抽蓄成本在内的电网辅助成本传导受阻。雖然市场化用户享受了抽蓄电站提供的系统服务，但承担的上网电价和输配电价中均不包含抽蓄成本。同时，居民、农业等非市场化用户执行目录电价，也不包含抽蓄成本。上述因素，导致抽蓄项目投资方无法从用户端回收投资成本。过去电网公司可以从利润中垫付抽蓄项目费用，但是随着抽蓄项目规模越来越大，再叠加几轮电价下调的影响，电网也无力独自承担。

四、抽蓄电站电价形成机制逐渐清晰

2021年5月7日国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，意见明确坚持以两部制电价政策为主体，以竞争性方式形成容量电价，并将容量电价纳入输配电价，加强电价与电力基础设施建设的对接，为建设抽蓄项目、发挥抽蓄项目综合效益创造了更加有利的条件。意见明确，抽蓄项目按经营期定价法核定容量电价，发挥了电价引导作用。同时，明确将抽蓄项目的资本金内部收益率等参数作为核价指标，优化了电价传导渠道，提高了投资主体的投资预期，保障了投资主体的利益，调动了各方积极性。抽蓄电站容量电价核定办法规定，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。6.5%虽然不是较高的收益率，但是已能改变过去电网公司建设一个抽蓄项目平均亏损3亿的局面。

2021年7月26日国家发展改革委下发《关于进一步完善分时电价机制的通知》。通知从总体要求、优化分时电价机制、强化分时电价机制执行、加强分时电价机制实施保障四方面，提出进一步完善我国分时电价机制的总体思路和具体措施。针对广受社会关注的峰谷时段划分、峰谷价差空间、分时电价与电力市场化交易衔接等问题，提出相应政策措施。

五、抽蓄项目规划引领市场发展

2009年我国开展了第一轮抽蓄项目选点工作。“十三五”期间又开展了3省选点规划和12省的选点规划调整工作。2020年12月，国家能源局又启动了新一轮规划编制工作。2021年9月17日国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》。规划在全国范围内普查筛选点基础上，建立了抽蓄中长期发展项目库。规划要求按能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽蓄电站。至2025年抽蓄电站投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万kW;至2030年抽蓄电站投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿kW;至2035年满足新能源高比例大规模的发展需求，培育一批抽蓄大型企业。规划还建立了滚动机制，对条件好、环境制约因素少的储备项目，可调整进入重点项目库。各地也可根据需要在不同五年计划中前后调整项目。规划提出研究简化抽蓄项目审批程序，并稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽蓄投资主体，鼓励社会资本参与。

2021年《贵州省抽水蓄能电站中长期规划》编制工作开始，总结贵州省抽水畜能反展情况及存在的问题，研究2035年贵州电力系统对抽水蓄能电站的需求，在抽水畜能电站站点资源规划的基础上，提出贵州省抽水蓄能中长期规划需求，经研究，贯州省抽水蓄能规划需求规模2025年为300万kW，2030年为800万kW，2035年为1500万kW。规划比选站点35个，推荐在“十四五”期间开展前期工作16个，重点核准开工建设项目12个，争取2030年建成规划装机规模;“十五五”重点核准开工建设项目14个，争取2035年建成规划装机规模，其余项目作为储备站点在“十六五”期间开展工作。

六、开发抽蓄项目的建议

在建设以新能源为主体的新型电力系统的目标导向下，目前针对抽水蓄能电站的发展已出台了多项政策，大力推动抽蓄电站的开发建设，但抽蓄电站的选点及建设存在相对复杂的影响因素。同时，随着我国目前电力市场化改革的深入，抽水蓄能电站的建设运行与电网、发电企业及电力用户之间尚需加强政策指导协调，加快电力市场体制机制的全面建设。对于未来开发抽蓄项目建议如下。（1）完善规划、实施政策后评估。在规划、核准新建抽蓄电站时，引入效果评价机制，对已建抽蓄电站实际利用效果进行综合评估，防止盲目扩张。统筹协调电网与抽蓄电站之间的关系，降低电网约束。（2）制定标准规程，进一步发挥抽蓄电站作用。根据抽蓄电站特点，综合考虑电网顶峰、调谷、事故备用和可再生能源保障性收购等因素制定调度标准，防止建而不用或过度使用。电力调度机构应制定具体调度运行规程，报国家能源局或当地派出机构备案。抽蓄电站严格执行调度指令，确保随调随用。（3）加强监管考核，確保政策落地。建立健全抽蓄电站调度的监管和考核机制，定期发布运行调度情况信息。重点对顶峰发电、调峰、调频、事故备用、可再生能源消纳以及价格成本等情况进行审核，规范抽蓄电站运行。

七、结论

在全球极端天气频发和气候变暖大背景下，作为负责的大国，中国对世界作出了2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的郑重承诺。风电、光伏等新能源具有随机性、波动性、间歇性特点，大规模并网后将加剧电力系统“双高、双峰”的问题。为确保电网安全运行和电力可靠供应，我国迫切需要发展储能措施以提高系统的调节能力。作为清洁能源重要组成部分，抽水蓄能电站对于确保电网安全、保障电力供应、促进新能源消纳、构建清洁低碳安全高效的能源体系、兑现双碳承诺意义重大。相关政策的出台，明确了成本疏导和电价调整机制，增加了投资收益预期，吸引了众多投资者的目光。未来15年抽蓄相关市场必将迎来快速增长，将给投融资、设计、施工、运营等各相关方提供广阔舞台。[基金编号：草海生态环境需水及保障策略研究（贵州省水利科技项目 KT201809）]

（执笔人：齐云飞     张春光   鲁 洪    古 委    李析男）