产经 | 未来10年抽水蓄能市场投资将超万亿元
抽水蓄能：一条火热的新赛道
本刊记者 刘光林
日前，国家发展改革委、国家能源局就《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法（征求意见稿）》（以下简称《办法》）向全社会公开征求意见。2023年5月，国家发展改革委还核定了全国在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的容量电价。一系列动作不仅提升了人们对于抽水蓄能的关注度，也预示着抽水蓄能产业将迎来高质量发展的关键期。
新型能源体系呼唤抽水蓄能大发展
一般情况下，常规电源的技术出力都为正值，其出力最小也只能降为零（停机），而不会成为负数。而抽水蓄能作为一种具备储能功能的电源形式，出力范围则可以涵盖负值和正值，其出力不仅可以降为零，甚至还可以继续降为负数，也就是从电源变身为负荷。可见，抽水蓄能的灵活性调节能力明显优于常规电源，更加适合新型能源体系和新型电力系统。且其储能形式在技术上更加成熟、运行更加稳定，同时还具有规模优势。与煤电、气电、水电等常规电源相比，抽水蓄能是一种十分优秀的灵活性、调节性资源。
需要着重指出的是，抽水蓄能电站当中的“水”，与常规水电当中的“水”性质并不相同。在常规水电中的“水”，指的是水能、水力，代表一种能量；而在抽水蓄能中的“水”，仅仅是一种载能介质，抽水时消耗能源，并将消耗的能源以势能形式储存于上库的水中，放水时再将势能转化为电能释放出来。换一个角度说，就是处在抽水蓄能电站下库的水是不具备能源属性的，只有被抽进上库的水才具有能源属性。抽水蓄能电站在将介质水抽上排下的过程中，由于存在摩擦力以及蒸发等原因，也存在能量损耗。损耗的比例大概是，用“四度电”将水抽到上库，等到排水发电时就只能发出“三度电”了，即“抽四发三”，但仍远低于传统煤电机组在频繁启停时所产生的能量损耗。
可变速抽水蓄能机组技术仍有待突破
2023年12月10日，世界装机容量最大的抽水蓄能电站——河北丰宁抽水蓄能电站国内首台大型交流励磁变速抽水蓄能机组（12号机组）发电并网一次性成功，该机组整组启动调试试验取得了关键性阶段成果。
丰宁抽水蓄能电站总装机容量360万千瓦，共计安装12台抽水蓄能机组，其中10台为国产定速机组，另外2台为进口变速机组，此次并网成功的12号机组便是2台进口变速机组中的1台。
据了解，我国在定速抽水蓄能机组技术方面已经取得了长足进步，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等关键问题，不但一举破除了国外长达20多年的技术垄断，并在涉及机组安全性和稳定性关键技术方面对国外实现了超越。
而与定速机组相比，变速机组在运行方式和水泵工况运行范围方面性能更加突出，可增强抽水蓄能电站柔性调节能力，保障新能源的高效消纳，能够为大规模发展新能源提供有利条件。
而目前我国在大型抽水蓄能自主化变速机组及相关配套设备自主化方面尚存在技术空白，后续还需要下大力气进行攻关和突破。不过据报道，早在2021年我国就建成首座可变速抽水蓄能机组实证平台并通过专家评审；另外，国内研发的“海水可变速抽水蓄能关键技术装备研发”科技成果也已在2023年通过鉴定。
我国抽水蓄能发展一度十分缓慢
我国首座抽水蓄能电站比全球首座晚出现了80多年。1968年，我国才建成自己的第一座抽水蓄能电站——岗南电站。作为混合式水电站，该电站抽水蓄能机组容量仅为1.1万千瓦。
抽水蓄能在我国起步较晚，且发展过程也一度十分缓慢。截至2020年底，全国在运抽水蓄能电站仅有32座，总装机容量3149万千瓦，甚至未能完成“十三五”期间规划的装机目标。
我国抽水蓄能产业发展缓慢显然不能全部归咎于技术原因。因为我国早就发展为水电大国，全球在运十大常规水电站中，我国独占六席，而建设常规水电与抽水蓄能电站在技术上并无太多差异。
有观点认为，工程量大、建设周期长、投入高，是抽水蓄能电站发展缓慢的原因。这的确是一个很大的原因，不过还算不上主要原因。
在我国传统能源体系中，煤电是主要电源，这由我国的能源资源禀赋所决定。而煤电可以在很大范围内做到“源随荷动”，能够去主动追随负荷波动调节出力，所以传统能源系统对于抽水蓄能这种储能形式的需求并不是那么迫切。
这种在需求上的“不迫切”，让破除制约抽水蓄能发展的体制机制束缚的动力也显得十分不足，导致非电网企业和社会资本开发抽水蓄能电站的积极性不高，同时抽水蓄能电站的电价疏导机制也不够健全。
在我国电力发展史上，抽水蓄能电站一度被严格认定为电网资源，因为需要坚持“厂网分开”原则，所以规定抽水蓄能电站由电网企业全资建设，甚至杜绝电网企业与发电企业（或潜在发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，并严格审核发电企业投资建设抽水蓄能电站项目。
具体比如，2011年7月31日国家能源局印发的《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的通知》规定，原则上由电网经营企业有序开发、全资建设抽水蓄能电站，建设运行成本纳入电网运行费用。
上述问题也直接导致了我国抽水蓄能项目的集中度较高。截至2022年底，在全国在运抽水蓄能电站总装机容量中，归属于国家电网和南方电网两大集团的项目占比就达到85%。
抽水蓄能将迎来爆发式增长
“抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能等多种功能，启停灵活、反应速度快、调峰能力强，是建设新型能源体系、实现‘双碳’目标的重要支撑。”水电水利规划设计总院院长李昇介绍。
随着我国提出“双碳”目标，并规划加快建设新型能源体系和新型电力系统，储能作为新型能源体系当中的一种刚性、灵活性、调节性资源，就不再那么“可有可无”了。
当然，为了推动抽水蓄能发展，提高社会各界建设抽水蓄能电站的积极性，我国早在2014年就放开了对抽水蓄能电站开发方的限制，鼓励社会投资进入抽水蓄能领域。由于当时配套政策力度不够，并未产生立竿见影的效果。
进入“十四五”时期，我国发展抽水蓄能的步伐明显加快，各种利好政策也纷至沓来，抽水蓄能产业迎来大爆发。
2021年4月，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，对抽水蓄能两部制电价政策、费用分摊疏导机制等各方关切都进行了明确的规定，消除了投资抽水蓄能无法疏导成本的压力。同年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，提出到2025年和2030年，全国抽水蓄能投产总规模分别达到6200万千瓦以上和1.2亿千瓦左右，到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
2022年政府工作报告明确提出，要加强抽水蓄能电站建设。同年《“十四五”现代能源体系规划》则明确，要加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制；并要求推进抽水蓄能电站投资主体多元化，吸引更多的社会资本参与到未来的产业建设。
近期，《办法》向社会公开征求意见，也被看作为应对未来我国抽水蓄能产业爆发式增长打牢政策基础。
据报道，2022年，全球新增抽水蓄能装机容量1030万千瓦，其中，我国新增抽水蓄能项目装机达到880万千瓦，占比超过85%。截至目前，我国在运抽水蓄能装机容量已达到5064万千瓦，核准在建抽水蓄能装机容量超1.58亿千瓦。
未来10年抽水蓄能市场投资将超万亿元
当前，我国正处于落实“双碳”目标和能源绿色低碳转型发展的关键时期，加快建设新型能源体系和新型电力系统，推动风电、光伏等新能源大规模高比例发展，这些均使得发展抽水蓄能等调节性电源的需求更加迫切。
然而从装机比重来看，我国抽水蓄能发展水平又明显偏低，目前仅占电源总装机的1.8%，而有关研究机构预计到2030年这一数据至少应达到3%才能满足建设新型电力系统所需。截至2020年底的数据显示，意大利、美国、日本、德国、法国抽水蓄能装机占比分别为6.6%、2.0%、8.0%、2.7%、4.3%，此外这些国家的燃气电站占比也远高于我国。
考虑到能源转型所需，新能源发电装机到底要达到多少才够用呢？
国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》显示，到2030年，我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。
如此火热的可再生能源发展势头，必将进一步推高整个能源系统对于配置抽水蓄能的需求，并成就抽水蓄能产业这一全新的竞逐赛道。根据有关方面预测，未来10年，我国抽水蓄能市场将产生万亿元的新增投资规模。
不过，投资热更需要冷思考，一定要完善相关规划并把握好开发节奏，避免投资与需求在时间和空间上出现不匹配，从而造成巨大的浪费。抽水蓄能电站开发建设管理有关办法的即将出台，无疑将点燃抽水蓄能产业加速发展的引擎！
