作為目前經濟、清潔的大規(guī)模儲能方式，抽水蓄能電站(以下簡稱抽蓄電站)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(tǒng)綜合效益。
進入“十三五”以來，我國抽蓄電站發(fā)展一改“十二五”時期緩慢態(tài)勢，新開工步伐加快，但能否實現(xiàn)“十三五”目標尚待觀察。
一、發(fā)展現(xiàn)狀
(一)開發(fā)進展
1.常規(guī)抽蓄電站
隨著由國家電網(wǎng)公司投資建設的6座抽蓄電站去年12月22日開工，我國抽蓄電站在運規(guī)模2849萬千瓦，在建規(guī)模達3871萬千瓦，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150萬千瓦的江蘇溧陽抽蓄電站全面投產;此外，南方電網(wǎng)公司深圳抽蓄和海南瓊中抽蓄電站均實現(xiàn)首臺機組投產，廣東陽江和梅州抽蓄電站按照建設進度完成節(jié)點。
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。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達238個，總裝機容量可達4208.3萬千瓦。其中，位于浙江舟山、廣東汕頭、福建寧德等8個建設條件相對較好的典型站點將作為下一步研究重點。
(二)投資主體
過去，由于抽蓄電站主要服務于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，由電網(wǎng)企業(yè)負責開發(fā)，抽蓄電站的盈利與整個電網(wǎng)運營利潤進行捆綁式計算，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)經營企業(yè)獨資或控股投資建設為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制。在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主。
目前，國家電網(wǎng)公司所屬國網(wǎng)新源控股有限公司是我國最大的抽蓄電站開發(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1907萬千瓦，占全國抽蓄運行容量的66%。
(三)電價機制
目前，我國抽蓄電站主要實行三種價格機制——單一容量電價、單一電量電價、兩部制電價。按照2014年國家發(fā)展改革委《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》，在形成競爭性電力市場以前，對抽蓄電站實行兩部制電價。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率(長期國債利率)加1個百分點至3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發(fā)電損耗等變動成本;逐步對新投產抽蓄電站實行標桿容量電價;電站容量電價和損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。當時已核定電價的抽蓄電站逐步實行兩部制上網(wǎng)電價。
(四)建造成本與收益
抽蓄電站前期建設周期長，一個項目從預可行研究到建成投產正常情況下需要8至10年時間，每千瓦成本7000元左右。國家電網(wǎng)公司去年底開工的6座抽蓄電站總裝機容量840萬千瓦，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。去年全面投產的江蘇溧陽抽蓄電站于2008年12月開工，總投資89億元、總裝機容量為150萬千瓦，每千瓦投資近6000元。
業(yè)界人士表示，以目前的電價，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(qū)域抽蓄電站運營情況監(jiān)管報告》顯示，2014年1~9月份區(qū)域內實施單一容量電價的抽蓄電站發(fā)電利用小時數(shù)為518.8小時，抽水利用小時數(shù)為642.5小時。此外，在大多數(shù)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(wěn)定運行所產生的輔助功能效益難以準確計算。
與常規(guī)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，但也有其獨有特性和技術難度。海水抽蓄電站相對較小，單位造價更高，經濟指標可能更差。
二、存在問題
目前，我國抽蓄電站總體上存在發(fā)展慢、電價機制待完善、電站作用未充分發(fā)揮、投資主體單一等問題，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(guī)劃新開工抽蓄電站4000萬千瓦、投產1324萬千瓦，2015年底裝機容量達到3000萬千瓦，但實際開工2090萬千瓦、投產732萬千瓦，2015年底裝機容量僅2303萬千瓦，分別完成“十二五”規(guī)劃目標的52%、55%和77%。進入“十三五”，抽蓄電站建設明顯加快，前兩年新開工規(guī)模約1900萬千瓦。
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(tǒng)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始影響電力系統(tǒng)運行，部分地區(qū)時段性影響嚴重。
(二)市場化電價未形成，投資效益不高
電價形成機制未理順是抽蓄發(fā)展的核心問題。2014年《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》對抽蓄電站電價政策是原則性規(guī)定，沒有實施細則，兩部制電價政策并未得到全面落實。據(jù)了解，抽蓄電站年容量電費分配是電網(wǎng)50%、用戶25%通過銷售電價疏導落實，發(fā)電企業(yè)25%通過招標解決。在現(xiàn)有電價機制下，抽蓄電站的建設成本只能全部進入輸配電成本并通過調整銷售電價進行疏導，由電網(wǎng)和用戶承擔，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(qū)域抽蓄電站運營情況監(jiān)管報告》指出，抽蓄電站的相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節(jié)點、各方職責等尚未明確，兩部制電價推進工作無實質性進展。
再如，我國首個由發(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(xù)虧損，不得已于2013年轉賣給電網(wǎng)企業(yè)。發(fā)電企業(yè)無意承擔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
在個別業(yè)界專家看來，抽蓄電站建設緩慢歸根結底是當前全國電力產能嚴重過剩造成的。近幾年來，隨著我國經濟由高速增長階段轉向高質量發(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(xiàn)過剩。這一觀點認為，抽蓄電站最主要的作用就是參與可再生能源調峰，目前電力產能過剩，普遍存在棄風、棄光現(xiàn)象。可再生能源規(guī)模上不去，抽蓄自然也就跟著受影響。同時，抽蓄部分調峰任務被大量過剩火電機組所替代，抽蓄電站的經濟效益無法保證，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
從全球范圍看技術較成熟的抽蓄仍是儲能主力。根據(jù)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”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。《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確，“十三五”將加快抽蓄電站建設，以適應新能源大規(guī)模開發(fā)需要，保障電力系統(tǒng)安全運行。我國未來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)展已經領跑全球，新增裝機規(guī)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個百分點，是歷史上增長最快的時期。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
按照我國規(guī)劃，“十三五”全國新開工抽蓄電站6000萬千瓦左右，到2020年抽蓄電站裝機容量達到4000萬千瓦，預計2025年全國抽蓄電站約9000萬千瓦。按照目前的開工規(guī)模，意味著未來三年至少還要新開工4100萬千瓦抽蓄機組才能完成既定規(guī)劃目標。這個規(guī)劃目標完成難度較大。
要滾動調整抽蓄規(guī)劃，適時啟動新一輪選點規(guī)劃工作。統(tǒng)籌考慮區(qū)域電力系統(tǒng)調峰填谷需要、安全穩(wěn)定運行要求和站址建設條件，對尚未開展選點規(guī)劃的地區(qū)適時啟動規(guī)劃工作;對部分已有選點規(guī)劃，經論證有增補、調整站點必要的地區(qū)進行滾動調整，充分論證系統(tǒng)需求，分析研究抽蓄電站的合理建設規(guī)模和布局，優(yōu)選確定規(guī)劃站點。為適應長遠需要，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規(guī)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濟效益，而其間接經濟和社會效益難以計算，需要借助電改將其間接效益量化出來。應實行“優(yōu)質優(yōu)價”，鼓勵電力系統(tǒng)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(xiàn)“誰受益、誰分擔”的原則。通過電源側峰谷電價、輔助服務補償?shù)确绞剑侠矸从吵樾铍娬镜男б妗Ｍ瑫r，完善和落實兩部制電價政策，擴大峰谷電價差。以美國加州電力交易中心為例，不同時段電價差異很大，最高電價與最低電價相差52倍。抽蓄電站可以在電力市場高拋低吸，獲得效益，有足夠生存空間。
(四)做好分類管理利用
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際情況存在差異，不同電網(wǎng)抽蓄電站實際發(fā)揮的作用應該有所側重，抽蓄的作用不能一概而論，需要分類管理利用。
目前看，華東電網(wǎng)規(guī)模大，系統(tǒng)峰谷差較大，系統(tǒng)內火電比重較高，核電和區(qū)外來電比重也逐年增加，對電能質量要求高。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(tǒng)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(guī)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)促進投資建設市場化
目前，“鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主”的政策效果尚未顯現(xiàn)。從長遠看，抽蓄電站走市場化道路或許是最優(yōu)選擇。建立多元化的投資機制，鼓勵社會資本投資，促進抽蓄電站投資建設市場化。研究推行抽蓄電站和核電、風電等項目協(xié)調配套投資及運營管理模式，實現(xiàn)項目聯(lián)合優(yōu)化運行，促進優(yōu)勢互補、良性互動，減少資源浪費。
