中国储能网讯：我国电力供需形势发生了显著变化，风光等新能源装机和发电量比例上升，电力需求的用电负荷峰谷差不断增大，调峰调频等需求日益明显。抽水蓄能电站作为新型电力系统的重要组成部分，是极具特点的绿色低碳灵活调节电源，在全面构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系中发挥着极其重要的作用。因此，在完善抽水蓄能价格出台、抽水蓄能中长期规划等一系列政策驱动和有利于促进光伏、风电新能源消纳的大背景下，各省区的抽水蓄能电站规划投资全面进入发展“快车道”。但如何确保抽水蓄能项目能够实现经济、高效、安全、有序发展，使其在未来的电力市场中充分发挥应有作用、获得应有收益还存在诸多的问题。

  本文针对当前抽水蓄能电站发展中站点布局、电价机制、运营方式、社会用电成本等环节面临的问题，提出量化调峰供需空间，完善电力辅助服务市场，加强抽水蓄能电站与新能源基地规划联系，统筹规划区域需求，提高抽水蓄能电站利用效率，有效控制用电成本上升，促进抽水蓄能项目实现经济、高效、安全、有序发展等相关建议。

抽水蓄能发展现状

  抽水蓄能电站发展历史已逾140多年，作为非常规电源，在施工建设、单机容量、机组型式方面取得了一定的发展。

  国外抽水蓄能建设情况

  国外抽水蓄能起步较早，已由高速建设应用转为平稳发展阶段。截至2021年底，全球抽水蓄能电站总装机容量达1.65亿千瓦。其中，日本为2750万千瓦，美国为2200万千瓦，欧洲国家为3160万千瓦，日本抽水蓄能装机占比最高，占其总装机容量的9％（主要原因是其核电快速发展，占比高），其他国家装机占比在2％～6％之间。英国、日本、美国等国家将抽水蓄能电站的主要功能定位为“调峰填谷、调频调相、事故备用、配合特定电源储能”。自上世纪50年代至今，上述发达国家对于抽水蓄能项目的态度，均已由前期的“加快投资建设”转变为“控制合理比例的装机容量”。

  我国抽水蓄能建设规划情况

  我国抽水蓄能产业高速发展，装机规模跃居世界首位（见表）。截至2022年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量8.23亿千瓦，投产装机4579万千瓦（占全国总装机容量1.77％），在建装机1.21亿千瓦。即使仅按在建项目投产来预测，未来抽水蓄能电站装机容量也会出现大幅增长，增幅高达264％。

  抽水蓄能电站的特点

  抽水蓄能虽然有一定的自然属性，但相对常规水电必须依托天然径流建设而言，抽水蓄能属于不完全资源限制性项目，其水源条件要求不高，仅需要一定量的天然来水，作为能量载体保持定量，在一个周期内，于上、下水库之间往复利用。其中，水头和距高比直接影响抽水蓄能电站的投资和运行成本，一般情况下，抽水蓄能电站的经济水头约为330～600米，距高比小于10，具有开发价值，并且距高比越小，开发成本越低，运行费用越少。

抽水蓄能电站发展面临的问题

  抽水蓄能电站功能定位仍需进一步明确

  抽水蓄能电站因其建设位置、容量大小、电压等级、接入方式等因素的不同，且因为我国各省区调峰需求的形成原因不同，所以其在不同区域发挥作用的空间，以及多种调峰手段组合的架构都有所差异。

  以西北区域为例，在运行机理上，抽水蓄能定位主要是高比例新能源消纳的调峰电源，从2023前的0容量发展到近期纳入规划站点的1.59亿千瓦装机容量，但西北区域的抽水蓄能电站受地质条件、水资源稀缺的影响，目前在选址规划上主要还是以水资源为基础。虽然抽水蓄能的装机体量得到了很大提升，但其发挥调峰调频作用则受制于电气距离半径、与常规煤电调峰能力的配合、电网网架结构的支撑等，这些条件是电站建成后能否发挥作用的关键。因此，西北区域的抽水蓄能电站功能定位需与新能源基地建设规模、电站位置及接入方式紧密结合，并与常规化石能源机组相协调。

  东中部区域用电负荷峰谷差明显，主要原因是受天气因素影响，导致居民用电、第三产业用电的空调负荷比重大幅上升，抽水蓄能电站的接入电压等级和需调节的负荷峰谷差存在电压等级差的问题，如单一依靠抽水蓄能电站调整，则会增加输配电网的潮流负担。因此，中东部区域抽水蓄能电站、需求侧响应、用户侧储能需同时发力，且抽水蓄能电站的功能定位应结合网架结构，根据其作用明确定位。

  两部制电价盈利模式仍然存在挑战

  容量电价方面，国家发展改革委《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）已核定了在运及2025年前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，电价水平在289.73～722.43元/千瓦不等，容量电价和装机容量、建设条件及投资造价水平息息相关。后期拟开发的抽水蓄能电站受建设资源禀赋、地方产业捆绑诉求的影响，建设成本将进一步增加，因此，后期批复的容量电价能否覆盖全成本尚存在不确定性。

  不同于常规电源，抽水蓄能只是电能的转化存储和再转化的过程，并不能额外生产电量，其主要职责使命是保证电网的安全性、电力供应的稳定性。按照两部制电价的模式推演，抽水蓄能电站盈利与否将与调度方式和市场参与方式息息相关，比如调用频次、电量电价方式等。

  抽水蓄能电站大量建设造成单位用电成本进一步上升

  抽水蓄能电站大量投资建设势必造成单位用电成本的进一步增加，且区域性社会成本承担能力不同。根据国家核定第三监管周期在运和即将投运抽水蓄能容量电价文件，存量抽水蓄能电站平均容量价格为451.94元/千瓦，增量抽水蓄能电站平均容量价格为568.42元/千瓦。随着开发难度的增大，初步估算，后期抽水蓄能电站的容量电价水平约为700元/千瓦。考虑2030年新增抽水蓄能装机规模800万千瓦，年容量费用就达600亿元，第二产业和第三产业单位用电成本因此将提高0.7～0.9分／千瓦时；考虑2035年再新增抽水蓄能装机规模1.8亿千瓦，年容量费用就达到1800亿元，第二产业和第三产业单位用电成本因此将提高1.5～2分/千瓦时。各省区的抽水蓄能发展情况不同，用电成本的上升情况也不尽相同。例如，青海省按照核算容量测算，用电成本上升约４分/千瓦时，而广东省受造价水平和用电量的影响，用电成本上升约0.3分/千瓦时。因此，对于电价承受能力较差的西北区域，如果缺乏有效的区域电价疏导手段，将无法承担过多的抽水蓄能电站建设运行。

  调峰市场中与煤电、电化学储能相比成本优势不明显

  电力系统规划和调度运行均对风电和光伏发电采取高置信度的出力负荷，原则上，风电按照装机容量的5％～10％参与平衡，光伏不参与平衡，而煤电相对支撑度约90％。因此，煤电装机总量在很长一段时间内仍将保持很大基数。据有关单位预测，2030年电力总装机将达到42亿千瓦，其中风光发电装机将达到19亿千瓦，煤电装机14.3亿千瓦。根据“三改联动”相关要求，至2030年，煤电灵活性改造完成率按照达到50％粗略估算，系统调峰能力可增1亿千瓦以上。虽然煤电进入深调区域后，煤耗会大幅度上升，但考虑到煤电灵活性改造投资成本较低，因此，煤电调峰相对于抽水蓄能更具有明显的体量和成本优势，且煤电具备长时间的储能调峰能力。

  自2023年以来，电化学储能建设成本的不断降低，以4小时储能为例，建设成本由2元/瓦时降低到不到1元/瓦时。以某沙漠基地项目为例，1300万千瓦新能源装机规模，按照20％、4小时储能配置要求，以1元/瓦时估算，现阶段总造价增加约104亿元，单位千瓦投资需增加800元。受电化学储能技术水平限制，在20～25年的新能源电站运行周期中需进行1～2次电芯更换，每次更换费用约60亿元（电芯占总造价的比例为55％）。如采用抽水蓄能电站作为调峰手段，240万千瓦、6小时抽水蓄能电站，单位千瓦动态投资7500～9000元，总造价约200亿元，相比之下，电化学储能单位电能投资更具优势。

结论及建议

  统筹把握国家顶层规划，科学量化区域或省级调峰供需空间预测

  以实现全国统一电力市场为目标，以区域或省为维度，在典型省份建立以每年8760小时为时间颗粒度的发供用电模拟曲线，对区域的调峰需求和供应情况进行准确细致研究。从全社会用电经济角度考虑，抽水蓄能建设目标存在一定上限，全国范围内平均抽水蓄能装机占比应不超过3％，其中东南沿海占比约6％；华中地区占比约5％；西北部占比应小于2％（不考虑大型外送基地配套规模）。

  加快建设辅助服务市场，完善抽水蓄能参与电力现货市场参与机制

  在我国新型电力系统加快构建的背景下，电力现货市场运行机制愈加成熟，电网峰谷电价差逐步增大，建议在试点省份加快抽水蓄能电站纳入电力现货市场，加快实现降本增收的进度，并加快电力辅助服务市场、容量市场建设，引导抽水蓄能这一特殊调节电源的有序投资，获取合理回报。

  推进抽水蓄能与大型新能源基地强配电化学储能的有效衔接

  抽水蓄能电站与电化学储能相比安全性高，且抽水蓄能经济运行年限远长于电化学储能，除与电化学储能具有相似的调峰、调频功能之外，抽水蓄能电站还可以提供调相、紧急启动等服务，在未来的辅助服务市场中更能发挥多种作用。因此，在有条件且强配储能的大型新能源基地，推进电化学储能与抽水蓄能的有效衔接。

  统筹规划区域需求，提高抽水蓄能电站利用效率，有效控制用电成本上升

  以省为实体，选择合适的接入点，提高抽蓄电站为区域电网的服务能力，实现抽蓄在区域电网的统筹规划与运行，充分发挥抽蓄工程经济社会效益。以量为出，根据抽蓄电站优化电站工程规模、满发小时数等技术参数选择，有效控制社会电力成本上升程度。

  多种调峰手段协调发展

  不以单一体量化调峰空间作为衡量标准，应建立更加细化的多维度的调峰需求空间分析，协调发展常规化石能源、需求侧响应、用户侧储能与抽水蓄能等多种调峰手段，因地制宜，并致力于发展构网型储能等先进技术的突破，降低投资造价水平和系统成本。