(资料图)

“双碳目标”和“新型电力系统建设”的东风，抽水蓄能热的不得了，各个主体、各路资本争相跑步进场，抽水蓄能开始密集上马。按照2030年碳达峰的目标，我国风光新能源装机将达到12亿千瓦，而要实现碳中和，风光新能源装机规模需要达到50亿千瓦。据此测算，2030年以前，风光装机年均增长约1.2亿千瓦；2030年到2040年，年均新增装机1.3亿千瓦；2040年到2060年，大概每年新增装机0.9亿千瓦。但是新能源有其与生俱来的尴尬——极热无风、晚峰无光，尖峰负荷时难出力。新能源上网越多，给电网带来的峰谷波动冲击就越大，供电安全风险就越大。

未来10年，抽水蓄能市场新增投资将超万亿元。毫无疑问，抽水蓄能产业将成为各电网电源企业、电建类企业、勘测设计企业、装备制造企业乃至地方政府竞相追逐的一条新热门赛道。

要跟上新能源发展的步伐，抽水蓄能面临以下几个问题：

1. 抽蓄电站投资大、建设周期长，一座100万千瓦的抽蓄电站建设周期至少需要7-8年。抽水蓄能这种储能方式选址困难，需建造水库、厂房和水坝，前期工程费用巨大，总造价也较高；而且，抽蓄站的选址因受到地形的限制，建设难度大、建设周期长。

2. 抽水蓄能电价机制有待进一步理顺。2021年5月7日，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。电量电价部分，按用电量收取电费，发多少度电收取多少电费，不发电不收取电费；容量电价部分，按用电容量计算的电费，按照资本金内部收益率6.5%的收益核价，即使不发电也可获得为系统做备用、调频等的费用。随着电力市场化改革的推进，很有必要建立健全市场机制，让储能既要“有效”，也要“有利”，为储能投资主体提供可持续的投资回报机制，形成以市场起决定性作用的抽水蓄能电站运营机制，这是大势所趋。这一方面需要规划引领，严格项目审批，保持合理开发建设节奏；同时，需要完善电价机制，形成成本分摊和疏导机制，缓解建设运营压力，并保障电站获得合理收益，在抽水蓄能电站大规模建设、多方投资参与发展态势下，投资收益将逐步成为关注的焦点。

3. 抽水蓄能市场化运行的成本分摊机制还未建立。目前这一市场化的成本分摊机制并没有完全建立，接下去需要研究和制定，采用“谁受益、谁分摊”，细化、明确并落定抽水蓄能容量省市间的分摊比例，特别是对在建和规划电站提早制定容量分配方案和成本分摊方案。

4. 良好的产业链配套。国内抽水蓄能机组生产，目前主要生产商是哈尔滨电气和东方电气，两家公司目前的产能上限约为40台/年，也即一年1000万千瓦左右。以这样的产能配套，想要在2030年支撑1.2亿千瓦的装机，无疑是很困难的。

5.抽水蓄能可变速机组尚在起步阶段

我国抽水蓄能机组，特别是定速机组取得了长足的技术进步，成功解决了抽水蓄能机组以过渡过程为代表的机组系统安全性，以压力脉动为代表的机组稳定性，以效率为代表的机组高效性关键问题，打破了国外公司对该研发关键技术长达 20多年的垄断局面，并且在涉及机组安全性和稳定性的关键技术方面已经超越了国外技术水平。目前建设中的抽水蓄能电站单级水头接近800m，单机容量达到 400MW，机组转速500r/min，不断刷新中国抽水蓄能向着更高水头，更大容量和更高转速的新高度。但大型抽水蓄能自主化可变速机组及相关配套设备尚处于空白，仍需要继续努力！

当前，抽水蓄能正站在新的战略起点上，未来，在其新的征途中，需要打破各种桎枯，避免穿新鞋、走老路。唯其如此，抽水蓄能才能站到有序、快速、健康发展的轨道上来。

标签： 抽水蓄能 成本分摊 抽水蓄能电站