中國儲能網(wǎng)訊：我國電力供需形勢發(fā)生了顯著變化，風光等新能源裝機和發(fā)電量比例上升，電力需求的用電負荷峰谷差不斷增大，調峰調頻等需求日益明顯。抽水蓄能電站作為新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，是極具特點的綠色低碳靈活調節(jié)電源，在全面構建清潔低碳、安全高效的新型能源體系中發(fā)揮著極其重要的作用。因此，在完善抽水蓄能價格出臺、抽水蓄能中長期規(guī)劃等一系列政策驅動和有利于促進光伏、風電新能源消納的大背景下，各省區(qū)的抽水蓄能電站規(guī)劃投資全面進入發(fā)展“快車道”。但如何確保抽水蓄能項目能夠實現(xiàn)經(jīng)濟、高效、安全、有序發(fā)展，使其在未來的電力市場中充分發(fā)揮應有作用、獲得應有收益還存在諸多的問題。
本文針對當前抽水蓄能電站發(fā)展中站點布局、電價機制、運營方式、社會用電成本等環(huán)節(jié)面臨的問題，提出量化調峰供需空間，完善電力輔助服務市場，加強抽水蓄能電站與新能源基地規(guī)劃聯(lián)系，統(tǒng)籌規(guī)劃區(qū)域需求，提高抽水蓄能電站利用效率，有效控制用電成本上升，促進抽水蓄能項目實現(xiàn)經(jīng)濟、高效、安全、有序發(fā)展等相關建議。
抽水蓄能發(fā)展現(xiàn)狀
抽水蓄能電站發(fā)展歷史已逾140多年，作為非常規(guī)電源，在施工建設、單機容量、機組型式方面取得了一定的發(fā)展。
國外抽水蓄能建設情況
國外抽水蓄能起步較早，已由高速建設應用轉為平穩(wěn)發(fā)展階段。截至2021年底，全球抽水蓄能電站總裝機容量達1.65億千瓦。其中，日本為2750萬千瓦，美國為2200萬千瓦，歐洲國家為3160萬千瓦，日本抽水蓄能裝機占比最高，占其總裝機容量的9％（主要原因是其核電快速發(fā)展，占比高），其他國家裝機占比在2％～6％之間。英國、日本、美國等國家將抽水蓄能電站的主要功能定位為“調峰填谷、調頻調相、事故備用、配合特定電源儲能”。自上世紀50年代至今，上述發(fā)達國家對于抽水蓄能項目的態(tài)度，均已由前期的“加快投資建設”轉變?yōu)椤翱刂坪侠肀壤难b機容量”。
我國抽水蓄能建設規(guī)劃情況
我國抽水蓄能產(chǎn)業(yè)高速發(fā)展，裝機規(guī)模躍居世界首位（見表）。截至2022年底，我國已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點資源總量8.23億千瓦，投產(chǎn)裝機4579萬千瓦（占全國總裝機容量1.77％），在建裝機1.21億千瓦。即使僅按在建項目投產(chǎn)來預測，未來抽水蓄能電站裝機容量也會出現(xiàn)大幅增長，增幅高達264％。
抽水蓄能電站的特點
抽水蓄能雖然有一定的自然屬性，但相對常規(guī)水電必須依托天然徑流建設而言，抽水蓄能屬于不完全資源限制性項目，其水源條件要求不高，僅需要一定量的天然來水，作為能量載體保持定量，在一個周期內，于上、下水庫之間往復利用。其中，水頭和距高比直接影響抽水蓄能電站的投資和運行成本，一般情況下，抽水蓄能電站的經(jīng)濟水頭約為330～600米，距高比小于10，具有開發(fā)價值，并且距高比越小，開發(fā)成本越低，運行費用越少。
抽水蓄能電站發(fā)展面臨的問題
抽水蓄能電站功能定位仍需進一步明確
抽水蓄能電站因其建設位置、容量大小、電壓等級、接入方式等因素的不同，且因為我國各省區(qū)調峰需求的形成原因不同，所以其在不同區(qū)域發(fā)揮作用的空間，以及多種調峰手段組合的架構都有所差異。
以西北區(qū)域為例，在運行機理上，抽水蓄能定位主要是高比例新能源消納的調峰電源，從2023前的0容量發(fā)展到近期納入規(guī)劃站點的1.59億千瓦裝機容量，但西北區(qū)域的抽水蓄能電站受地質條件、水資源稀缺的影響，目前在選址規(guī)劃上主要還是以水資源為基礎。雖然抽水蓄能的裝機體量得到了很大提升，但其發(fā)揮調峰調頻作用則受制于電氣距離半徑、與常規(guī)煤電調峰能力的配合、電網(wǎng)網(wǎng)架結構的支撐等，這些條件是電站建成后能否發(fā)揮作用的關鍵。因此，西北區(qū)域的抽水蓄能電站功能定位需與新能源基地建設規(guī)模、電站位置及接入方式緊密結合，并與常規(guī)化石能源機組相協(xié)調。
東中部區(qū)域用電負荷峰谷差明顯，主要原因是受天氣因素影響，導致居民用電、第三產(chǎn)業(yè)用電的空調負荷比重大幅上升，抽水蓄能電站的接入電壓等級和需調節(jié)的負荷峰谷差存在電壓等級差的問題，如單一依靠抽水蓄能電站調整，則會增加輸配電網(wǎng)的潮流負擔。因此，中東部區(qū)域抽水蓄能電站、需求側響應、用戶側儲能需同時發(fā)力，且抽水蓄能電站的功能定位應結合網(wǎng)架結構，根據(jù)其作用明確定位。
兩部制電價盈利模式仍然存在挑戰(zhàn)
容量電價方面，國家發(fā)展改革委《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2023〕533號）已核定了在運及2025年前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價，電價水平在289.73～722.43元/千瓦不等，容量電價和裝機容量、建設條件及投資造價水平息息相關。后期擬開發(fā)的抽水蓄能電站受建設資源稟賦、地方產(chǎn)業(yè)捆綁訴求的影響，建設成本將進一步增加，因此，后期批復的容量電價能否覆蓋全成本尚存在不確定性。
不同于常規(guī)電源，抽水蓄能只是電能的轉化存儲和再轉化的過程，并不能額外生產(chǎn)電量，其主要職責使命是保證電網(wǎng)的安全性、電力供應的穩(wěn)定性。按照兩部制電價的模式推演，抽水蓄能電站盈利與否將與調度方式和市場參與方式息息相關，比如調用頻次、電量電價方式等。
抽水蓄能電站大量建設造成單位用電成本進一步上升
抽水蓄能電站大量投資建設勢必造成單位用電成本的進一步增加，且區(qū)域性社會成本承擔能力不同。根據(jù)國家核定第三監(jiān)管周期在運和即將投運抽水蓄能容量電價文件，存量抽水蓄能電站平均容量價格為451.94元/千瓦，增量抽水蓄能電站平均容量價格為568.42元/千瓦。隨著開發(fā)難度的增大，初步估算，后期抽水蓄能電站的容量電價水平約為700元/千瓦。考慮2030年新增抽水蓄能裝機規(guī)模800萬千瓦，年容量費用就達600億元，第二產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)單位用電成本因此將提高0.7～0.9分／千瓦時；考慮2035年再新增抽水蓄能裝機規(guī)模1.8億千瓦，年容量費用就達到1800億元，第二產(chǎn)業(yè)和第三產(chǎn)業(yè)單位用電成本因此將提高1.5～2分/千瓦時。各省區(qū)的抽水蓄能發(fā)展情況不同，用電成本的上升情況也不盡相同。例如，青海省按照核算容量測算，用電成本上升約４分/千瓦時，而廣東省受造價水平和用電量的影響，用電成本上升約0.3分/千瓦時。因此，對于電價承受能力較差的西北區(qū)域，如果缺乏有效的區(qū)域電價疏導手段，將無法承擔過多的抽水蓄能電站建設運行。
調峰市場中與煤電、電化學儲能相比成本優(yōu)勢不明顯
電力系統(tǒng)規(guī)劃和調度運行均對風電和光伏發(fā)電采取高置信度的出力負荷，原則上，風電按照裝機容量的5％～10％參與平衡，光伏不參與平衡，而煤電相對支撐度約90％。因此，煤電裝機總量在很長一段時間內仍將保持很大基數(shù)。據(jù)有關單位預測，2030年電力總裝機將達到42億千瓦，其中風光發(fā)電裝機將達到19億千瓦，煤電裝機14.3億千瓦。根據(jù)“三改聯(lián)動”相關要求，至2030年，煤電靈活性改造完成率按照達到50％粗略估算，系統(tǒng)調峰能力可增1億千瓦以上。雖然煤電進入深調區(qū)域后，煤耗會大幅度上升，但考慮到煤電靈活性改造投資成本較低，因此，煤電調峰相對于抽水蓄能更具有明顯的體量和成本優(yōu)勢，且煤電具備長時間的儲能調峰能力。
自2023年以來，電化學儲能建設成本的不斷降低，以4小時儲能為例，建設成本由2元/瓦時降低到不到1元/瓦時。以某沙漠基地項目為例，1300萬千瓦新能源裝機規(guī)模，按照20％、4小時儲能配置要求，以1元/瓦時估算，現(xiàn)階段總造價增加約104億元，單位千瓦投資需增加800元。受電化學儲能技術水平限制，在20～25年的新能源電站運行周期中需進行1～2次電芯更換，每次更換費用約60億元（電芯占總造價的比例為55％）。如采用抽水蓄能電站作為調峰手段，240萬千瓦、6小時抽水蓄能電站，單位千瓦動態(tài)投資7500～9000元，總造價約200億元，相比之下，電化學儲能單位電能投資更具優(yōu)勢。
結論及建議
統(tǒng)籌把握國家頂層規(guī)劃，科學量化區(qū)域或省級調峰供需空間預測
以實現(xiàn)全國統(tǒng)一電力市場為目標，以區(qū)域或省為維度，在典型省份建立以每年8760小時為時間顆粒度的發(fā)供用電模擬曲線，對區(qū)域的調峰需求和供應情況進行準確細致研究。從全社會用電經(jīng)濟角度考慮，抽水蓄能建設目標存在一定上限，全國范圍內平均抽水蓄能裝機占比應不超過3％，其中東南沿海占比約6％；華中地區(qū)占比約5％；西北部占比應小于2％（不考慮大型外送基地配套規(guī)模）。
加快建設輔助服務市場，完善抽水蓄能參與電力現(xiàn)貨市場參與機制
在我國新型電力系統(tǒng)加快構建的背景下，電力現(xiàn)貨市場運行機制愈加成熟，電網(wǎng)峰谷電價差逐步增大，建議在試點省份加快抽水蓄能電站納入電力現(xiàn)貨市場，加快實現(xiàn)降本增收的進度，并加快電力輔助服務市場、容量市場建設，引導抽水蓄能這一特殊調節(jié)電源的有序投資，獲取合理回報。
推進抽水蓄能與大型新能源基地強配電化學儲能的有效銜接
抽水蓄能電站與電化學儲能相比安全性高，且抽水蓄能經(jīng)濟運行年限遠長于電化學儲能，除與電化學儲能具有相似的調峰、調頻功能之外，抽水蓄能電站還可以提供調相、緊急啟動等服務，在未來的輔助服務市場中更能發(fā)揮多種作用。因此，在有條件且強配儲能的大型新能源基地，推進電化學儲能與抽水蓄能的有效銜接。
統(tǒng)籌規(guī)劃區(qū)域需求，提高抽水蓄能電站利用效率，有效控制用電成本上升
以省為實體，選擇合適的接入點，提高抽蓄電站為區(qū)域電網(wǎng)的服務能力，實現(xiàn)抽蓄在區(qū)域電網(wǎng)的統(tǒng)籌規(guī)劃與運行，充分發(fā)揮抽蓄工程經(jīng)濟社會效益。以量為出，根據(jù)抽蓄電站優(yōu)化電站工程規(guī)模、滿發(fā)小時數(shù)等技術參數(shù)選擇，有效控制社會電力成本上升程度。
多種調峰手段協(xié)調發(fā)展
不以單一體量化調峰空間作為衡量標準，應建立更加細化的多維度的調峰需求空間分析，協(xié)調發(fā)展常規(guī)化石能源、需求側響應、用戶側儲能與抽水蓄能等多種調峰手段，因地制宜，并致力于發(fā)展構網(wǎng)型儲能等先進技術的突破，降低投資造價水平和系統(tǒng)成本。
