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抽水蓄能冷与热
2022/7/18 21:47:48    新闻来源:能源杂志

抽水蓄能行至新的战略起点,是保能源安全、稳经济增长的中坚。其产业繁荣需要打破产能天花板,理顺盈利模式,做好资源规划和市场设计。

(来源:微信公众号“能源杂志” 作者:武魏楠)

在“双碳”战略、经济稳增长、新型电力系统构建等因素共同驱动下,国内抽水蓄能产业正迎来新一轮建设高峰。

近期,中国电力建设集团有限公司(以下简称中电建)董事长丁焰章在《人民日报》的署名文章中介绍,为了加快壮大抽水蓄能产业规模,加快推进项目开发建设,我国“十四五”期间将重点实施“双两百工程”,即在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目,开工目标2.7亿千瓦。

2.7亿千瓦的开工建设规模远远超过此前规划。国家发改委、能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中提出加快推进抽水蓄能电站建设,实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划,推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设;力争到2025 年,抽水蓄能装机容量达到6200 万千瓦以上、在建装机容量达到6000 万千瓦左右。《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》则提出,到2030年抽水蓄能投产目标是1.2亿千瓦。

作为最重要的抽水蓄能建设企业之一,中电建董事长的表态点燃了抽水蓄能行业热情。抽水蓄能技术起步于上世纪50年代,是目前技术最成熟、经济效益最好、灵活性最强、安全性最高、应用最为广泛的储能技术。截至2020年底,抽水蓄能装机规模占全球储能总规模94%。中国在2021年已建成抽水蓄能电站总装机3639万千瓦,全球最高。但中国抽水蓄能在电力系统中的比例仅有1.4%,远低于欧美发达国家。

2020年底抽水蓄能在电力系统中的比例

2020年底全球主要国家抽水蓄能装机(万千瓦)

在过去的几次电源建设大潮中,抽水蓄能电站并不出众。当前,抽水蓄能为什么成为投资热点?从冷门变热门,抽水蓄能经历了怎样的发展历程?

最佳灵活性调节电源

2021年绝对可以称得上是抽水蓄能火爆的“元年”。“能核尽核、能开尽开”——这是国家发改委和国家能源局对“十四五”时期抽水蓄能项目的态度。

从2021年3月12日的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035远景目标纲要》开始,一年之内抽水蓄能在8个国家级文件中出现。

新型电力系统的构建为抽水蓄能产业发展创造了契机。2021年3月15日,中央财经委第九次会议对碳达峰、碳中和作出进一步部署,提出构建以新能源为主体的新型电力系统。

新能源发电看天吃饭,受到天气和气候影响存在随机性、间歇性和波动性等问题,对电网安全稳定运行的冲击非常大,因而电力系统中必须有足够的灵活调节电源。灵活调节电源包括火电机组、水电机组和抽水蓄能机组和新型储能设施等。在源荷之间的电网,只有依靠储能和调节电源才能实现源随荷动、源荷平衡。

在所有的灵活调节电源中,火电属于化石能源,在碳中和时代发展受限。煤电的调节能力差、启动速度慢;国内燃气发电受天然气价格、资源限制,难以实现大规模发展。

常规水电也是非常优秀的调节电源。中国水力发电工程学会咨询专家张博庭对《能源》杂志记者说:“但是,我们国家的龙头水库建设相对滞后,常规水电还不能够发挥最佳调节作用,其本身受季节影响存在波动问题。目前国内的水电建设只能说是按部就班,受困于环保等问题,难以快速发展。而且常规水电的建设周期太长,远水解不了近渴。”

以电化学储能为代表的新型储能技术,也是产业内关注的焦点。压缩空气储能、飞轮储能、锂电子电池储能、超级电容储能等技术各具优势和特点,但这些技术进展不一,氢储能、超导储能仍处于研发阶段,铅酸电池、液流电池尚在示范应用阶段,压缩空气储能、锂离子电池储能技术性和经济性较差。

“综合来看,抽水蓄能有调节动作快、成本低、规模大、技术成熟、安全性高等一系列优势。当电力系统需要调节电源的时候,抽水蓄能就是最好的选择。”中国能源建设股份有限公司(下称“中能建”)的一位专业人士介绍。

抽水蓄能本身的优势使其在新型电力系统构建中崭露头角、拔得头筹。与此同时,不断完善的电价机制也为抽水蓄能电站的发展提供强大驱动力。

中电建总工程师周建平告诉《能源》杂志记者:“梳理近年来电力体制改革和电价改革等方案,每一项政策的出台都为抽水蓄能发展留下广阔市场空间,可以说政策机制促进了抽水蓄能的高速发展。”

6.5%资产收益率够么?

“实际在20世纪90年代时,我们曾经提出到2020年抽水蓄能建成1亿千瓦的规划目标。”张博庭说。但实际情况是,无论是“十二五”规划的3000万千瓦装机目标,还是“十三五”规划的4000万千瓦装机目标,我们都没有实现。

我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源量

问题是,进入21世纪之后我们不需要抽水蓄能么?答案是否定的。21世纪初,由于电力负荷急速增长,全国各地经常出现电荒现象,调峰需求旺盛。但是,抽水蓄能建设速度远远没有常规火电建设速度快。火电步入高速发展时期,但抽水蓄能只能一次次落后。

核心问题就在于电价机制。

在2002年电力体制改革之前,发输配均由原国家电力公司统筹。大规模建设抽水蓄能电站有利于电力系统安全稳定运行,而且经济性好、成本低。彼时,国家电力公司有动力规划并建设抽水蓄能。

但是,2002年厂网分离之后,电网承担了电力系统稳定工作。如果大规模建设抽水蓄能,需要电网公司加大投资,但收益却不高。基于此,电网公司更倾向于让发电机组承担调峰、调频等辅助服务工作。对于收益不高的抽水蓄能,自然淡出投资规划视野。

“国家不是没有想过提高抽水蓄能的经济性,以刺激投资。”上述业内人士说,“但是2014年发布的《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》没有得到充分地落实。所谓引入社会资本投资的预期,也没有实现。”

在2021年一系列政策文件中,最重要的莫过于2012年5月7日国家发改委发布的《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)。这份文件坚持并优化了两部制电价,完善了抽水蓄能价格监管体系,逐步理顺抽水蓄能电价疏导途径。新机制与电力市场建设发展相衔接,容量电价统一核定并纳入输配电价,将来适时降低政府核定容量电价覆盖比例。

新机制明确了抽水蓄能容量电价定价办法,按照资本金内部收益率6.5%的收益核价,给投资者吃下“定心丸”,实现稳定营收。在这样的刺激下,各类企业开始积极布局抽水蓄能产业。

根据水电水利规划设计总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》,国内接近90%的抽水蓄能电站是由国网公司和南网公司持有并运营的。按照6.5%的资本金收益率,预计将会有更多类型的企业参与到抽水蓄能电站的建设中来。

一家新能源企业人士告诉《能源》杂志记者,公司近期正在考察部分抽水蓄能电站的选址规划,研究建设抽水蓄能电站配合新能源发展的可能性。

除了新能源企业,传统发电企业、电力EPC企业、地方能源投资公司等均积极参与其中。“目前,风电、光伏等新能源项目资本金内部收益率为6%~7%,6.5%对于企业有足够的吸引力。”一家能源投资公司负责人说,“要知道很多央企新能源项目融资成本大约就在3%~4%之间。”

问题在于,和新能源项目“全电量并网收购”相比,抽水蓄能却没有这样的保障。在抽水蓄能两部制电价中,除了“电站容量电价经营期按40年,经营期内资本金内部收益率按6.5%核定”,还有市场化的电量电价。按照发改价格〔2021〕633号文,在电力现货市场尚未运行的地方,按照抽水蓄能电站抽水与发电综合效率为75%考虑,抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行,发电上网电价按燃煤发电基准价执行。

“问题在于,抽蓄项目的发电收益能否获得保障。”上述能源投资企业负责人说,“如果是电网企业运营的抽水蓄能电站,电网一定会优先调度,能发则发。但如果是非电网投资运营的抽水蓄能电站,能否发电上网的不确定性增大。”

据《能源》杂志了解,在2021年抽水蓄能价格机制变动之前,就曾经出现过某央企电力公司所属抽水蓄能电站长期亏损、最终转交给电网运行的案例。现在虽然单位电价提高了,但如果不能改变调度模式,抽水蓄能的盈利能力依然存疑。

抽蓄不过热

正如所有曾经爆红过的产业一样,抽水蓄能也一样面临着拷问:“抽水蓄能的发展过热了么?”

水电水利规划设计总院专家委员会主任彭程的看法是:“抽水蓄能发展的大方向没有错,不要担心过热的问题。”因为要实现碳中和,火电必然要逐渐退出。而火电退出之后,水电、抽水蓄能、新型储能就是电力系统的压舱石。

根据2021年8月印发的《抽水蓄能中长期发展规划(2021~2035年)》(以下简称《规划》),到2025年抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上,到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右。

2030年正是中国计划实现碳达峰的时点,在这个时间点上拥有1.2亿千瓦的抽水蓄能发电装机,足够了么?

根据规划,2030年非化石能源消费占比25%以上,风光装机容量达到12亿千瓦以上。“综合国内各权威机构的分析预测,我们预判2035年、2050年全国发电量将超12.3万亿千瓦时和16.5万亿千瓦时,其中新能源发电量2035年和2050年分别达到5万亿千瓦时和8.5万亿千瓦时,占比40%和50%,相应的新能源发电装机规模分别达到30亿千瓦、50亿千瓦。”周建平说,“初步测算全国储能规模2030年将超过2.4亿千瓦,其中抽水蓄能规模超1.8亿千瓦。”

“实际上,抽水蓄能中长期规划在征求意见稿中提出,2035年实现3亿千瓦的装机目标。”张博庭说,“但是成文的时候,这一条去掉了,主要考虑的原因是产业链产能跟不上。”

尽管我们已经解决了主设备的国产化问题,但抽水蓄能的长期低迷也限制了产能规模扩张。据《能源》杂志了解,国内抽水蓄能机组的主要生产商就是哈尔滨电气和东方电气,两家公司目前的产能上限约为40台/年,也即一年1000万千瓦左右。以这样的速度想要在2030年实现1.2亿千瓦的装机,无疑是比较困难的。

“十四五末,我们计划通过扩建产能、改造加工等方式,实现三十万千瓦等级机组每年生产45台的能力。”哈尔滨电机厂有限责任公司总经理助理王泉龙表示。假设国内设备制造商的产能基本均衡,预计在“十四五”末、“十五五”初,设备产能问题将会得到逐步改善。

当然,产能限制并不单指设备一项。前期可研、项目设计、工程施工等都属于产能范畴。“新能源发电项目的建设周期一般1年~2年。抽水蓄能的工程建设周期通常6年~7年,前期勘测设计及审批一般需要3年~4年。”周建平说,“按照现在这样的周期来计算,抽水蓄能的建设不能满足电力系统的发展需要。通过标准化、模块化、数字化和体系化改造,抽水蓄能项目从前期到投产的周期可以压缩2、3年。”

当前,抽水蓄能行业上下游均在积极投身这场发展热潮。设备制造商积极扩充产能;EPC企业运用新技术改造升级,压缩周期;业主积极圈地、抢占优质资源;地方政府更是热情如火,期盼几十亿乃至上百亿项目早日落地。

抽水蓄能热潮B面

在本轮抽水蓄能产业发展的大潮下,地方政府热情高涨。由于抽水蓄能项目大多建设在山区,其所在区县大多经济欠发达,几十亿甚至上百亿的抽水蓄能项目对当地的经济建设推动意义重大。

但是,本轮抽水蓄能规划更多的是站点资源规划,不是系统性的规划。“目前来看,很多地区为了避让生态红线,必要性更强、资源更好的项目地点并没有能够纳入中长期规划。”抽水蓄能相关设计院负责人说。

抽水蓄能的布局规划是综合性问题,项目布局必须与新能源开发、电网规划、地区负荷特性统筹结合。“项目开发和规划以生态保护为前提,优先考虑必要性强、资源更好的点位。”上述专家说,“很多优质的项目点位没有进入中长期规划,一部分优先级靠后的项目进入了规划。这可能会造成项目经济性变差,甚至出现资源浪费现象。”

2021年各类电源装机容量及占比

仓促的规划布局可能会产生一系列严重后果:(1)需求论证不充分,布局不尽合理,可能造成电站建成不需要或无法使用;(2)一些电站建设条件较差,经济性差,建成后增加用户用电负担;(3)前期论证不充分,成为烂尾工程,造成投资浪费;(4)电站集中投产发电,建设成本和运行成本可能一时难以消化,推高投资企业负债率和用电成本。

中国幅员辽阔,区域经济发展水平各不相同。从资源效率最大化的角度来说,实现更大规模的跨区域资源调配是最高效、最经济的方式。但是,我国以省为界的行政管理、资源规划与电力调度特点明显,很有可能造成区域范围内抽蓄电站建设的重复和浪费。

国内一家抽水蓄能运营企业负责人说:“现在投资方对于资源点位很看重,跑马圈地现象明显,地方政府也在积极吸引投资。但抽水蓄能电站的消纳问题不可忽视。”

面对这一局面,非电网企业的业主选择与电网合作。“让电网参股到项目当中,至少可以在电力调度中获得一些优势。”

目前,已经投入运行的抽水蓄能电站基本处于中东部负荷侧,靠近用户端负荷中心,主要解决电网用电负荷实时平衡和应急备用问题。未来新能源富集的三北地区势必迫切需要建设抽水蓄能电站,实现“水风光储蓄”多能互补互济。而无论是电价机制、资源规划、电力市场、调度规则等都还缺乏相应准备。

除此外,抽水蓄能电站应该避开常规水电站走过的弯路。张博庭说:“近年来,我们在常规水电及龙头水库的建设上相对滞后,让电力系统损失了很多的调节能力。龙头水库能够平抑水电出力的丰、枯矛盾,提高水电电能质量。尤其在汛期,可以有效缓解弃水压力。”

遗憾的是,龙头水库开发成本大、回报率低。在一个流域只有一个投资开发主体的情况下,还可以通过下游电站增加收益补偿。如果一个流域有多个开发主体,龙头水库的开发很难获得回收。再加上移民、环保、生态等一系列障碍,龙头水库的开发就逐渐演变为当前的状态。

当前,抽水蓄能站在新的战略起点,在其发展的征途中,需要避免穿新鞋、走老路。

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