我国抽水蓄能“十四五”发展预期持续加码。

日前，中国电力建设集团有限公司党委书记、董事长丁焰章在人民日报发表署名文章《发展抽水蓄能推动绿色发展》称，“十四五”期间重点实施“双两百工程”，将在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。

截至2020年底，我国抽水蓄能装机量仅为3149万千瓦。这意味着“十四五”期间，我国抽水蓄能开工容量将达到过去总装机容量的8倍以上。若按照单位千瓦5500元/千瓦左右的投资标准，2.7亿千瓦项目将直接带动1.5万亿元左右的投资。

这一目标也远超此前公布的政策规划。

2021年9月，国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》）（下称《中长期规划》）明确，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。

“中国电建提出的发展目标无疑是让人振奋的、完全符合实际需求的。我们也期盼它能协调好机组制造商，顺利稳步地落实。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭在接受第一财经记者采访时称。

从“十三五”发展严重滞后，到“十四五”规划远超预期，抽水蓄能的发展为何“大起大落”？当前还面临哪些瓶颈？多位业界人士呼吁，各方亟需建立对抽水蓄能定位和功能的合理认识，优化制度和效益保障，助力发挥其在新能源规模化发展中的显著作用。

抽蓄发展缘何滞后

所谓抽水蓄能，是指利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。电力负荷低谷时，抽水至上水库，电力负荷高峰期，再放水至下水库发电。一抽一放之间，将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能。

它既适用于调峰、调频、调相等场景，稳定电力系统的周波和电压，也可提高系统中火电站和核电站的效率。抽水蓄能被普遍视为当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的调节电源。

“过去一年，抽蓄行业经历了很大的转折，最突出的表现就是市场空间突然扩大几倍甚至十几倍。我们感觉到，这个过程不是循序渐进，而是突飞猛进的。”一名长期从事抽水蓄能电站建设的资深人士向记者坦言。

根据我国此前发布的《水电发展“十三五”规划》等产业发展要求，到2020年和2025年，抽水蓄能装机规模应分别达到4000万千瓦和9000万千瓦。但实际上，2020年我国抽水蓄能装机规模仅为3549万千瓦，预计2025年可达到6200万千瓦。

此外，抽水蓄能发展与新能源发展规模也不成正比。国家能源局数据显示，2010年我国风能和太阳能发电装机为2984万千瓦，到2021年底，两项新能源装机总量达到6.34亿千瓦，增长高达21倍。同期，抽水蓄能电站装机从2010年的1691万千瓦增加到2021年的3639万千瓦，增长仅2.1倍。

“目前抽水蓄能电站建成投产规模较少、在电源结构中占比低，不能有效满足电力系统安全稳定经济运行和新能源大规模快速发展需要”。《中长期规划》直陈规模小这一关键问题。

为何“十三五”期间，抽水蓄能发展表现滞后？

多位业界人士告诉记者，背后主要存在两方面的原因：一是从规划上来说，我国以往的抽水蓄能建设是基于火电为主、水电和核电为辅的传统电力系统，而当构建以新能源为主体的新型电力系统成为发展目标时，便极大增加了以抽水蓄能为代表的储能设施的需求。

二是从制度上来说，抽水蓄能的调度和运行一般在电网侧，但是效益却体现在发电侧。因此，电网往往缺乏投入调用抽水蓄能的积极性，而是更倾向于利用装机量大的煤电，因此客观上制约了抽水蓄能的应用市场以及整体的经济性。

“一些人认为应该把重点放在对现有的煤电机组进行灵活性改造上，从而满足大量新能源入网的需求，这是一种误导。从双碳的角度，煤电要退出历史舞台，尽可能只保留少量的发电机组，是全球公认的发展趋势。而从实用的角度，抽蓄调峰的调峰效率高于煤电，短时间内最高可以满开，最低可以关上，这是煤电再改造也做不到的。”张博庭强调。

中小型电站潜力巨大

国家能源局在6月10日召开的推进抽水蓄能项目开发建设视频会议提到，在大力发展大型抽水蓄能项目的同时，因地制宜积极推进发展中小型抽水蓄能，抓紧启动示范应用。做好新项目纳入抽水蓄能中长期规划重点实施项目和规划修订调整工作。

值得注意的是，因地制宜开展中小型抽水蓄能建设也是《中长期规划》提出的八项重点任务之一。

所谓中小型抽水蓄能电站，是指装机容量小于30万千瓦的抽水蓄能电站（包含混合式电站），其中小型抽水蓄能电站的装机容量小于5万千瓦。

水电水利规划设计总院高级工程师于倩倩是上述规划的编写组成员之一。据她撰文介绍，截至2020年底，我国已建中小型抽水蓄能电站装机容量85万千瓦，占已建抽水蓄能电站的比重不足3.0%。目前国内未单独进行系统性的中小型抽水蓄能电站资源普查，但我国中小型抽水蓄能电站的站点数量和装机容量规模非常可观，同时资源分布范围较大型站点更为广泛，“只是前期工作和经济性评估不够深入”。

于倩倩表示，早期，中小型抽水蓄能电站多为试验性建设，以混合式电站为主，工程多结合已建水利水电工程，通过改、扩建降低单位造价。在当时的系统规模下，中小型抽水蓄能电站发挥了较好的调峰填谷、调频调相、事故备用等功能。随着大范围电力系统互联，已建中小型抽水蓄能电站的功能作用愈发有限。因此，在抽水蓄能电站技术进步和国内工程经验总结的基础上，规模效益明显的大型抽水蓄能电站成为我国发展的主流。

但是，随着抽蓄市场的扩大和新型电力系统的需求转变，中小型电站的角色正在发生微妙的变化。

“在电网互联薄弱、新能源富集等区域，中小抽水蓄能电站、小微抽水蓄能电站按照因地制宜的原则积极发展，将形成对大型抽水蓄能的有益补充。”中国技术经济学会环境技术经济分会理事张建红告诉第一财经记者。

张建红表示，不可否认的是，中小型抽水蓄能电站具有较好的技术经济性。由于电站水工建筑物等级低、枢纽布置比较简单，建设工程量小，建设工期较短，4至5年左右可投入运行，建设中小型抽水蓄能电站技术难度较低，比较适合地方中小企业投资。

张建红分析，与装机容量相近的可规模化储能调峰设施相比，中小型抽水蓄能电站单位度电投资高于压缩空气储能，但低于其他类型储能设施，电站平均效率接近80%，远高于已投运的储能电站实际转换效率。考虑储能设施回收和运行寿命等因素，现阶段，建设条件较好的中小型抽水蓄能电站相对同等规模其他储能形式更具有市场竞争力。

算清“经济账”与“生态账”

尽管顶层设计频频提及大举加码，但是当下抽水蓄能的落地还将直面“经济账”与“生态账”两重考验。

盈利能力是绕不过去的一道槛。

为从根本上解决难题，2021年5月国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场，着力提升电价形成机制的科学性、操作性和有效性，充分发挥电价信号作用。

2022年3月，国家发改委、国家能源局发布的《“十四五”现代能源体系规划》再次强调“完善抽水蓄能价格形成机制”。

“相较于其他储能方式，抽水蓄能仍然是最便宜的一种手段。但是一直以来，抽水蓄能可以说是一个不赚钱的买卖。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对第一财经记者表示，落实两部制电价机制，有望使投资建设抽水蓄能的企业实现盈利。

林伯强表示，尽管如此，长期来看抽水蓄能依然没有超额利润，大概率只带来长期稳定的投资回报。此外，各地还需要出台进一步的细化政策来推进电价机制改革。

制约抽水蓄能发展的另一大因素是生态问题。

一方面，存在局部地区水资源不匹配的客观现实。中国风、光资源富集的西北和北部地区往往也是水资源匮乏地区，同时上述地区又都处在寒冷地带，存在冰冻问题，使得当地抽水蓄能建设难度和投资成本都远高于华东和西南地区。因此，目前我国超过1/3的已投运抽水蓄能装机规模即位于华东地区。

另一方面，抽水蓄能的建设过程中，资源站点规划与生态保护红线划定、国土空间规划等方面协调不够，往往影响抽水蓄能电站建设进程和综合效益的充分发挥。

中国生物多样性保护与绿色发展基金会秘书长周晋峰在接受第一财经记者采访时表示：“抽水蓄能和水电建设涉及到包括鱼类洄游在内的生态问题，因此我认为不应该大范围新建大型电站。对于已有的中小型水电站应该尽量利用，或者改造成混合型抽水蓄能电站。这样既节约了建设成本，也避免了固有资源浪费，同时应注意优化周边的自然环境。”