专家解读 | 水电总院总工程师彭才德:加快开发抽水蓄能 推动能源绿色低碳转型

2021年4月，国家发展改革委印发《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），明确提出“坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策”“健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式”等相关内容，对电价形成机制、疏导机制等各方关切的问题都进行了明确的规定。稳定、可预期的电价机制为抽水蓄能电站的大发展扫清了最后的障碍。

随着风光等波动性、随机性新能源品种的大规模应用，为保障电力系统的安全稳定经济运行，需要建设大量储能设施。抽水蓄能是目前全球公认的最成熟、最可靠、最清洁、最经济的储能手段，同时还可以为电力系统提供必要的转动惯量、保证系统稳定运行，是以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，与现有其他调峰、储能措施相比，具有较大的综合优势。因应新能源发展的需要，抽水蓄能未来的发展空间十分广阔。

预计到2035年，我国电力系统最大峰谷差超过10亿千瓦，电力系统灵活调节电源需求大。到2030年风电、太阳能发电总装机容量12亿千瓦以上，大规模的新能源并网迫切需要大量调节电源提供优质的辅助服务，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。欧美国家建设了大量以抽水蓄能和燃气电站为主体的灵活、高效、清洁的调节电源，其中美国、德国、法国、日本、意大利等国家发展较快，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%。截至2020年底，意大利、美国、日本、德国、法国占比分别达到55.2%、44.3%、32.3%、15.5%、13.1%，其中抽水蓄能占比分别为6.6%、2.0%、8.0%、2.7%、4.3%。我国油气资源禀赋相对匮乏，燃气调峰电站发展不足，抽水蓄能和燃气电站占比仅6%左右，其中抽水蓄能占比1.4%，与发达国家相比仍有较大差距，抽水蓄能发展空间较大。

根据历次抽水蓄能选点规划，共提出规划站点105个，总装机容量1.2亿千瓦。2020年12月，国家能源局启动全面的新一轮抽水蓄能中长期规划工作，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术等因素，筛选出大量优质的抽水蓄能资源站点。并依据项目建设条件，提出总规模7.26亿千瓦的重点实施项目和储备项目。这些项目为抽水蓄能中长期规划实施奠定了坚实基础。

在核电和新能源基地化发展的区域，重点布局一批大型抽水蓄能，形成互补共赢、打捆开发的新模式。在负荷中心和大规模接受区外电力的区域，布局抽水蓄能电站主要服务电力系统需要。规划中同时也考虑了在更大范围内进行资源优化配置的需要，进行了站点布局，以实现区域抽水蓄能协调发展。此外，规划还积极鼓励混合式抽水蓄能、矿坑改建抽水蓄能、中小型抽水蓄能电站等新业态发展。

严格按照未来15年推进的项目是否涉及生态红线，将项目分为规划储备项目和重点实施项目，中长期规划确定的储备项目规模有3.05亿千瓦，重点实施项目规划有4.21亿千瓦。从项目推进的角度看，鼓励纳入储备项目库中的项目开展前期工作积极纳入重点实施清单。同时规划明确提出要建立项目动态调整机制，对于储备项目，在协调与生态保护红线的衔接避让之后，可动态调整进入规划重点实施项目，及时提出调整建议。

规划体现了国家能源主管机构的简政放权和“抓两头、放中间”的工作思路。国家层面的主体责任是行业政策和规划管理，建立监督监管机制，构建抽水蓄能行业监管平台。省级各省（区、市）能源主管部门负责根据本省实际需要，制定本地区抽水蓄能中长期规划实施方案，明确实施计划，并组织实施工作。从目前的电价政策体系来看，为系统服务的抽水蓄能电站，电价将主要通过省级输配电价疏导到市场用户侧。为特定能源服务的抽水蓄能电站，电价将在特定电源和电力系统间分摊。为此，在国家确定纳规项目清单后，省级实施方案要在电力系统发展需求和系统运行经济性之间找到一个新的平衡，按照“生态优先、择优推进，加快开发”的原则，进一步细化明确省（区、市）内抽水蓄能电站建设的发展目标、项目布局和开发时序。