抽水蓄能是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式，在电力系统灵活性调节、紧急功率支撑、事故备用等方面能够发挥巨大作用，是应对电力电量平衡与安全稳定难题的有效手段。自2021年国家发展改革委发布《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，简称633号文）以来，抽水蓄能价格疏导机制持续完善与优化，利好政策频出，叠加新能源大发展带来局部地区系统灵活性需求大增，抽水蓄能规划、核准、建设提速明显，进入新发展阶段，但也存在部分地区前期论证不够、工作不深、需求不清、项目申报过热等情况。针对目前抽蓄发展存在的问题，记者采访了中国水力发电学会水电站与新能源运行管理专委会主任，国家电网电力调度控制中心原副总工程师裴哲义。

（来源：电联新媒 作者：邓卓昆）

“为了促进新能源消纳，我们已经把传统水电、火电等常规资源的调节能力挖到底了，未来新能源还要实现更大规模的发展，需要更多的灵活性资源作为支撑，而抽蓄是目前最为有效且经济可行的选项之一。”裴哲义向记者介绍道，“但抽蓄发展的需求规模和建设速度要以需求和解决问题为导向。”

任何“运动式”的发展都不可取

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）》（简称《规划》），提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。而根据国家能源局2023年四季度新闻发布会发布的信息，2023年前三季度，全国新增抽水蓄能装机规模420万千瓦。截至2023年9月底，全国抽水蓄能装机规模达0.5亿千瓦。在新型电力系统建设大背景下，抽水蓄能成为“香饽饽”，各地发展项目热情高涨、提速明显。

但据记者了解，目前部分已纳规的抽水蓄能项目存在建设成本过高、布局不合理等问题，部分省份由于已纳规项目装机总量超过省级能源发展“十四五”规划的设定目标，后续尚未纳规的新项目必须采取“退一进一”的置换措施才能纳规。

2023年4月，国家能源局综合司印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（国能综通新能〔2023〕47号，简称47号文），提出要抓紧开展抽水蓄能发展需求论证工作，分省、分区域开展需求论证，科学研究分析未来合理需求，突出重点开展需求论证。

由于看好行业发展前景，近年来我国抽水蓄能开发市场主体逐渐多元化，各大市场主体纷纷“跑马圈地”，抢占优质项目资源和站点，部分地区或企业出现了项目申报过热、储备项目多实际落地少、甚至“圈而不建”的现象。“萝卜快了不洗泥，不经充分论证，发展速度过快容易产生对项目技术和经济可行性判断的不足，造成开发成本过高或者生产要素的闲置浪费。”裴哲义指出，抽水蓄能电站的建设应充分考虑电力系统的需要、站址、资源条件、项目经济性、地方对电价的承受能力等关键因素，统一规划、合理布局、有序建设。已纳入规划的站点也要进一步展开深入、科学论证，根据电力系统需求、经济技术条件和生态环保红线等要求分期开发建设。

“抽水蓄能电站的开发对地质地貌和水资源有一定要求，如缺乏高低落差的平原地区或水资源匮乏、蒸发量较大的西部沙漠地带等就无法建设抽蓄电站。”裴哲义分析道。除此之外，能源发展是一个动态的过程，对于一种现象的判断可能会随着时间的推移而改变。例如某地系统灵活性需求现在呈短缺状态，随着各类储能“大干快上”以及其他技术措施的提升和落实，最终系统灵活性调节资源基本能够满足新能源发展和电网安全稳定运行的需要。而抽水蓄能项目建设周期相对其他储能项目要长得多（一个项目约8年），待抽水蓄能项目建成后，该地区灵活性需求可能不再紧张甚至相对宽裕，这就容易导致资源的闲置浪费。

“经过多年的建设，我国电网已经实现了统一、协调运行，抽水蓄能项目到底应该建在受电端还是送电端，是为一个省、一个区域抑或一个新能源大基地服务，以及项目建设的规模布局、优先级都需要更高层次的协调规划，才能让每一个实际落地的项目更好地发挥效益和作用，所以全面的需求论证、复核需求规模、布局优化和衔接平衡等都是急不得和必须踏踏实实完成的工作。”裴哲义说。

裴哲义强调，任何“运动式”的发展都不可取。总体而言，电力系统对灵活性的需求是实际存在的，但各地对灵活性的需求存在大小、急迫程度的差异，所以还需要全面考虑地方经济社会对电价的承受能力、项目的社会影响和周边环境承载力等多方面的因素，从而确保抽水蓄能的发展步调与整个能源体系、经济社会的发展相协调。

影响抽水蓄能纳规的关键因素

一座抽水蓄能电站项目的前期工作包括纳规、开发组织和设计、核准三大环节，其中纳规指项目纳入国家发展规划，即已具备开展前期工作的条件。

裴哲义认为，影响抽蓄项目能否纳规主要有六大关键因素：

一是政策和法规。政府制定的能源政策和相关法规直接影响抽水蓄能项目纳规进程，政策的支持和对法规的遵从是项目成功实施的基础。“滚动调整抽蓄资源库时，要充分分析电力市场结构、定价机制以及相关政策法规，了解抽蓄在市场环境中的地位和收益情况，确保符合政策导向。”裴哲义如是说。

二是地理（地质）条件。适合建设抽水蓄能电站的地理（地质）和水体条件是项目在特定区域发展的关键。“像沙漠和缺水地区无法建设抽蓄电站，而在另外一些水资源条件或地理条件相对较差的地区，项目建设运营成本更高，这也是西部地区抽蓄发展受限的主要原因之一。”裴哲义表示。

三是电力系统的实际需求。项目规划需要考虑电力系统的需求，要坚持以需求和解决问题为导向，确保抽水蓄能电站的开发建设与电力系统的需求相一致，实现电力系统优化运行的目标。以西部地区为例，裴哲义说：“一方面，新能源的大规模发展和电力系统灵活调节能力的不足，呼唤西部地区抽水蓄能的发展。但另一方面，水资源的不足和较差的地理（地质）条件又对其发展带来不利影响。因此，建议西部地区有关政府部门出台税收、投融资、人才引进等方面的支持政策，而市场主体可以探索发展地下抽水蓄能等新技术、新项目，克服不利影响，从而更好地发挥抽水蓄能促进新能源消纳等效益与作用。”

四是环境影响。抽水蓄能项目存在影响周边环境的可能，因此必须确保项目在环境可持续性方面符合相关政策标准，不能触碰生态红线、占用自然保护区等。

五是经济可行性。经济可行性研究是项目纳规的核心，包括要考虑成本效益分析、投资回报周期等。“由此也带来了两个问题，一个是需要测算抽蓄容量电价对当地电价的影响，综合考虑当地经济对电价的承受能力，把控项目实施的可行性和节奏；另一个是项目自身的经济性问题。”裴哲义分析说。未来，抽水蓄能的电量电价，进入电力市场接受“同场竞技”的考验是大势所趋。应该鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或建立辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。

六是技术可行性。纳规需要考虑抽水蓄能的技术可行性，包括水轮机、发电机等主要设备的选择，以及整个系统工程技术的可行性研究。裴哲义提出，对于高水头、可变速机组等新型抽水蓄能技术，既要鼓励示范推广又要做好重点把控。

由于建设抽水蓄能项目是一项投资规模庞大、技术难度高、不确定因素较多的系统性工程，项目如果从纳规到建设落地中间任何一个环节出现纰漏或者“卡壳”的情况，都有可能形成巨大的沉没成本或者资金压力。裴哲义指出，纳规只是万里长征的第一步，从规划到落地，一座抽水蓄能电站需要经过需求论证、选址规划、政策合规、环境影响评估、经济可行性研究、技术方案设计、投融资、工程建设、监管合规、运营与维护等多个重要环节。“总之，综合把控好每一个环节，可以提高抽水蓄能项目从规划到落地的成功概率，确保项目在纳规、实施过程中实现可持续和稳定的发展。”裴哲义总结说。

须辩证看待发展抽蓄对电价水平的影响

随着新型电力系统构建的持续深入，高比例可再生能源接入与高比例电力电子设备应用的“双高”特征凸显，发电出力和用电负荷呈“双侧随机波动”趋势，为保障新能源高消纳水平与系统安全稳定运行，电力系统需要额外建设大量灵活性调节资源，电力系统建设运营成本走高，各类调节资源成本疏导压力较大。

“633号文”提出，抽水蓄能坚持并优化两部制电价政策：以竞争性方式形成“电量电价+完善容量电价”核定机制，并将容量电价纳入输配电价回收。近年来，有关部门出台的政策文件强调，抽水蓄能机组的容量电价要对标同地区先进机组的水平来核定，以确保项目的经济合理性。据公开信息，2023年，国家发改委在严格成本监审基础上，首次按照新的抽水蓄能价格核定在运及2025年底前拟投运的所有抽水蓄能电站容量电价。其中，已投运抽水蓄能电站中，湖北天堂抽蓄电站容量电价最高，达到722.43元/千瓦，河北潘家口抽蓄电站最低，仅为289.73元/千瓦；新（拟）投运抽水蓄能电站中，新疆阜康抽蓄电站容量电价最高，达到了690.36元/千瓦，山东文登抽蓄电站价格最低，为471.18元/千瓦。“除了项目自身的经济性需要算好账，由于抽水蓄能项目的容量电价要纳入输配电价进行回收，如果无节制地发展、大干快上抽蓄项目，可能会在一定程度上导致输配电价的上涨，进而最终推高电价，因此抽蓄发展还需要考虑地方经济社会对电价的承受能力。”裴哲义表示。但是，电价是电力系统运行成本的综合表征，抽蓄规模的增加不等于一定会推高整体的电价水平，裴哲义表示这个问题需要用更高站位、辩证的视角去看待。

第一，行业规模的扩大有望产生一定的经济红利。随着抽水蓄能规模的扩大，可能会出现技术成本的下降和经验效应，包括在施工建设、运行维护等方面的经验提升，从而提高整个行业的经济性。

第二，从抽水蓄能价格形成机制看，容量电价纳入输配电价回收，理论上会推高电价水平，但抽水蓄能项目能够有效提高电力系统整体的运行效率、降低调峰成本，并减少电力系统的不稳定性，提高整个系统的生产效率，可能会对电价产生正面的影响。

第三，电价总体水平也与新能源的规模和价格有关。随着新能源价格大幅降低，系统发电成本也在降低，从而抑制整体电价的增长。长远来看，如果新能源发电成本的降幅大于系统调节成本的涨幅，电价还可能会走低。

第四，政府政策、电力市场竞争和其他因素也会同时影响电价。抽水蓄能的发展是动态的过程，电力体制改革、电力市场建设亦然。因此，抽蓄规模的增加对电价的影响应该放到复杂多变的电力市场环境中去评估。

“总而言之，在实践中，需要在特定地区和电力系统的背景下，综合考虑上述因素，以评估项目对整体经济性的影响。”裴哲义说。

最后，裴哲义表示，目前抽蓄电站的发展还面临着来自地理条件、水资源供给、环境、投资成本和技术等方面的难题和挑战，从业人员还需要在技术创新、政策支持、环境保护、人才培养等多个方面持续深耕、发力。全面推动抽水蓄能行业的高质量发展，需要政府、企业、科研机构等多方协同合作，形成合力。