去年，能源供給側結構性改革深入推進，煤電產業結構持續優化，新能源消納情況進一步好轉。其中，電源結構的優化調整、電網安全的可靠保障以及電力行業效率的持續提升都離不開抽水蓄能電站對“源-網-荷”三側的有效支撐。近期，我國新開工5座抽水蓄能電站，總裝機容量600萬千瓦并計劃于2026年相繼投產，抽水蓄能電站建設迎來機遇期，在能源領域供給側改革推進中必然大有可為。同時，抽水蓄能亟需解決發展中的一系列關鍵問題。
 
一、抽蓄電站發展面臨的關鍵問題
 
截至2018年底，我國抽蓄電站裝機2999萬千瓦，在建規模4305萬千萬。從實際運行情況看，抽蓄電站面臨一系列問題。
 
一是當前“源-網-荷”協調發展水平有待提升，抽蓄電站的精準規劃和合理布局難度增加。當前我國新能源發電和跨省區電力配置能力建設處于快速發展階段，通常跨省區輸電通道建設周期2~3年，新能源發電項目建設周期不到1年，相比之下，抽水蓄能6~7年的建設周期顯然在規劃的適應性和靈活性上存在一定難度。
 
二是抽蓄電站成本疏導存在困難。2014年底，國家發改委發布《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，明確在電力市場形成前，抽蓄電站實行兩部制電價。2016年，國家發改委印發《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》，要求按照“準許成本加合理收益”的辦法核定輸配電價，但抽蓄電站被認定為“與省內共用網絡輸配電業務無關的固定資產”，不得納入可計提收益的固定資產范圍，電網公司為抽蓄電站付出的成本難以通過輸配電價疏導出去。尤其近兩年，為支撐實體經濟發展，政府明確提出降低一般工商業電價的任務，銷售電價同樣不具備疏導抽蓄電站成本的基礎。“有政策、難落實”是當前抽蓄電站成本疏導的最大難題。
 
三是在抽蓄電站開發需求大的地區，站址資源不足。我國抽蓄電站站址資源分布不均，部分地區面臨調峰需求大但站址資源少的天然矛盾，選址思路和技術條件仍存在進一步提升的要求。以混合式抽蓄電站開發為例，目前已試點建成白山、潘家口等混合式抽蓄電站，從實際運行情況看，具有投資小、建設周期短、節省站址資源等優點，可成為常規抽水蓄能電站的有益補充。需要結合常規水電，研究選擇一批混合式抽水蓄能站址。
 
二、抽水蓄能電站發展形勢研判
 
（一）經濟社會可持續發展將為電源建設提供較大空間。
 
隨著我國城鎮化水平、工業化水平、電能替代水平的提升，我國電力需求將持續增加，預計2030年全社會用電量需求將達到11萬億千瓦時，電源建設仍有較大需求。目前我國抽蓄電站裝機比例與世界發達國家相比存在較大差距，日本在役抽蓄裝機占總電源裝機的比重最高，達到8.5%，其次為意大利、西班牙、德國、法國，比重為3.5%～6.6%之間。我國在新能源裝機快速發展的情況下，2018年底抽蓄電站裝機占比僅為1.6%。
 
同時，我國經濟增速換擋步入發展新常態，產業結構逐步由中低端向中高端轉換。產業結構的調整導致第三產業和城鄉居民用電量占比持續增加，其用電特性決定了負荷曲線峰谷差率明顯高于第二產業，我國用電側峰谷差率有走高趨勢，調節性電源建設需求持續增加。
 
（二）當前是清潔能源并網和特高壓輸電通道發展的關鍵期，電網平衡能力不足、安全可靠性下降等問題突出，抽水蓄能電站是解決當前電網安全可靠運行的重要手段之一。
 
一是新能源與核電并網運行，導致電力系統調節能力下降，電網平衡能力受到挑戰。一方面，新能源發電具有隨機性和波動性，多呈現“反調峰特性”。預計2035年新能源日最大功率波動可達6億千瓦，將給電網帶來15%~30%反調峰壓力。此外，新能源機組大規模替代常規發電使系統總體慣量不斷減小，抗擾動能力下降，容易誘發全網頻率穩定和電壓穩定問題。另一方面，核電發展將給電網帶來更大調峰壓力。我國當前核電裝機4500萬千瓦，在建機組裝機持續保持世界第一，然而從技術標準、操作規范、運行經驗等方面，國內核電還無法參與系統調峰。此外，核電并網運行還會減小常規電源的開機容量，影響常規電源靈活性的釋放，進而導致系統整體平衡能力下降。
 
二是特高壓輸電通道發展，需要大型靈活性電源提供快速功率備用。我國未來還將陸續投建數條特高壓工程，以實現能源資源在全國范圍內的大規模優化配置。對于多直流饋入的受端電網，電網大功率缺失后，有功潮流將大范圍轉移，轉移功率與相關斷面正常輸送功率疊加，會造成主要斷面或局部設備長時間過載，甚至導致系統功角失穩，電網頻率特性呈惡化趨勢，有功控制壓力激增，亟需在受端地區布局大型快速靈活性電源，抽蓄電站是最優選擇之一。
 
三）黨的十九大報告指出，要積極推進混合所有制改革，激發各類市場主體活力。國家電網公司也已提出在抽水蓄能電站領域，引進社會資本參與合作。抽蓄電站投資建設迎來重要的機遇期和活力釋放期。
 
習總書記在黨的十九大報告、紀念改革開放四十周年大會以及2018年中央經濟工作會議上均強調，要毫不動搖鼓勵、支持、引導非公有制經濟發展。為解決傳統思想觀念束縛、市場準入和融資難、合法權益得不到充分保障等問題，國務院、各部門、各地政府在政策制定和實際工作中開展了大量工作。
 
在抽水蓄能電站建設方面，國家相關政策鼓勵逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目業主，按國家規劃和政策要求投資建設抽水蓄能電站。在以上政策的鼓勵下，非電網公司資本投資的抽水蓄能電站已經建成或正在深入推進前期工作。2019年初，國家電網公司“兩會”工作報告創造性地提出“三型兩網、世界一流”的目標追求，進一步明確了“共享型”企業的社會屬性，未來一段時期必將更積極有序推進抽蓄電站投資和市場開放，吸引更多社會資本和各類市場主體參與能源互聯網建設和價值挖掘。
 
四）隨著技術創新不斷進步，火電機組靈活性運行、電化學儲能等能源技術將成為決定未來抽水蓄能發展格局的最為重要影響因素之一。
 
一是火電靈活性改造進度滯后，為抽水蓄能建設提供了空間。火電作為我國的主力電源，通過靈活性改造可釋放的靈活調節潛力巨大，且靈活性改造成本在50~200元/千瓦左右，遠低于新建抽水蓄能成本。《電力發展“十三五”規劃》明確要求“十三五”期間“三北”地區火電靈活性改造2.15億千瓦，其中熱電機組靈活性改造1.33 億千瓦，純凝機組改造8200萬千瓦。然而，從靈活性改造實際進展看，由于缺乏配套政策和市場機制，各發電企業積極性不高。根據各省調研收資情況，截至2018年11月底，“三北”地區已完成改造規模只有4009萬千瓦，預計2020年底改造累計規模也只有7550萬千瓦左右，與規劃目標仍有較大差距。
 
二是電化學儲能在經濟性、安全性上的劣勢明顯，一定時期內無法取代抽水蓄能。在多種非抽蓄儲能技術中，電化學儲能被認為是最具發展前景的技術。與抽水蓄能相比，電化學儲能具有建設周期較短、選址要求低和建設規模靈活等特點，應用范圍廣泛。近幾年我國電化學儲能市場發展迅速，但是由于經濟性和安全性的制約，電化學儲能仍無法實現大規模推廣。綜合多家權威機構預測結果，2030年前電化學儲能經濟性仍低于抽水蓄能，即使是電化學儲能中經濟性較好的鉛炭電池和鋰離子電池，其度電成本仍比抽水蓄能高1.5倍和2.5倍。此外，目前電化學儲能仍存在較大的安全隱患，電化學儲能相關消防風險安全評估和預案措施缺位，電池管理系統技術水平參差不齊，2018年以來已經發生了多起儲能電站爆炸起火事故。
 
總體來看，穩步推進能源領域供給側改革，是能源和電力實現高質量發展的主線。新能源大規模發展、跨省區配置通道和互濟能力建設等都對電網調節能力等提出更高要求，梳理總結當前面臨的關鍵問題、科學研判發展形勢，對抽蓄電站緊抓未來一段時間的重要機遇期、助力現代能源體系建設有重要意義。