行业分析：当前抽水蓄能发展关键问题及趋势研判

去年，能源供给侧结构性改革深入推进，煤电产业结构持续优化，新能源消纳情况进一步好转。其中，电源结构的优化调整、电网安全的可靠保障以及电力行业效率的持续提升都离不开抽水蓄能电站对“源-网-荷”三侧的有效支撑。近期，我国新开工5座抽水蓄能电站，总装机容量600万千瓦并计划于2026年相继投产，抽水蓄能电站建设迎来机遇期，在能源领域供给侧改革推进中必然大有可为。同时，抽水蓄能亟需解决发展中的一系列关键问题。

一、抽蓄电站发展面临的关键问题

截至2018年底，我国抽蓄电站装机2999万千瓦，在建规模4305万千万。从实际运行情况看，抽蓄电站面临一系列问题。

一是当前“源-网-荷”协调发展水平有待提升，抽蓄电站的精准规划和合理布局难度增加。当前我国新能源发电和跨省区电力配置能力建设处于快速发展阶段，通常跨省区输电通道建设周期2~3年，新能源发电项目建设周期不到1年，相比之下，抽水蓄能6~7年的建设周期显然在规划的适应性和灵活性上存在一定难度。

二是抽蓄电站成本疏导存在困难。2014年底，国家发改委发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，明确在电力市场形成前，抽蓄电站实行两部制电价。2016年，国家发改委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》，要求按照“准许成本加合理收益”的办法核定输配电价，但抽蓄电站被认定为“与省内共用网络输配电业务无关的固定资产”，不得纳入可计提收益的固定资产范围，电网公司为抽蓄电站付出的成本难以通过输配电价疏导出去。尤其近两年，为支撑实体经济发展，政府明确提出降低一般工商业电价的任务，销售电价同样不具备疏导抽蓄电站成本的基础。“有政策、难落实”是当前抽蓄电站成本疏导的最大难题。

三是在抽蓄电站开发需求大的地区，站址资源不足。我国抽蓄电站站址资源分布不均，部分地区面临调峰需求大但站址资源少的天然矛盾，选址思路和技术条件仍存在进一步提升的要求。以混合式抽蓄电站开发为例，目前已试点建成白山、潘家口等混合式抽蓄电站，从实际运行情况看，具有投资小、建设周期短、节省站址资源等优点，可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。需要结合常规水电，研究选择一批混合式抽水蓄能站址。

二、抽水蓄能电站发展形势研判

（一）经济社会可持续发展将为电源建设提供较大空间。

随着我国城镇化水平、工业化水平、电能替代水平的提升，我国电力需求将持续增加，预计2030年全社会用电量需求将达到11万亿千瓦时，电源建设仍有较大需求。目前我国抽蓄电站装机比例与世界发达国家相比存在较大差距，日本在役抽蓄装机占总电源装机的比重最高，达到8.5%，其次为意大利、西班牙、德国、法国，比重为3.5%～6.6%之间。我国在新能源装机快速发展的情况下，2018年底抽蓄电站装机占比仅为1.6%。

同时，我国经济增速换挡步入发展新常态，产业结构逐步由中低端向中高端转换。产业结构的调整导致第三产业和城乡居民用电量占比持续增加，其用电特性决定了负荷曲线峰谷差率明显高于第二产业，我国用电侧峰谷差率有走高趋势，调节性电源建设需求持续增加。

（二）当前是清洁能源并网和特高压输电通道发展的关键期，电网平衡能力不足、安全可靠性下降等问题突出，抽水蓄能电站是解决当前电网安全可靠运行的重要手段之一。

一是新能源与核电并网运行，导致电力系统调节能力下降，电网平衡能力受到挑战。一方面，新能源发电具有随机性和波动性，多呈现“反调峰特性”。预计2035年新能源日最大功率波动可达6亿千瓦，将给电网带来15%~30%反调峰压力。此外，新能源机组大规模替代常规发电使系统总体惯量不断减小，抗扰动能力下降，容易诱发全网频率稳定和电压稳定问题。另一方面，核电发展将给电网带来更大调峰压力。我国当前核电装机4500万千瓦，在建机组装机持续保持世界第一，然而从技术标准、操作规范、运行经验等方面，国内核电还无法参与系统调峰。此外，核电并网运行还会减小常规电源的开机容量，影响常规电源灵活性的释放，进而导致系统整体平衡能力下降。

二是特高压输电通道发展，需要大型灵活性电源提供快速功率备用。我国未来还将陆续投建数条特高压工程，以实现能源资源在全国范围内的大规模优化配置。对于多直流馈入的受端电网，电网大功率缺失后，有功潮流将大范围转移，转移功率与相关断面正常输送功率叠加，会造成主要断面或局部设备长时间过载，甚至导致系统功角失稳，电网频率特性呈恶化趋势，有功控制压力激增，亟需在受端地区布局大型快速灵活性电源，抽蓄电站是最优选择之一。

三）党的十九大报告指出，要积极推进混合所有制改革，激发各类市场主体活力。国家电网公司也已提出在抽水蓄能电站领域，引进社会资本参与合作。抽蓄电站投资建设迎来重要的机遇期和活力释放期。

习总书记在党的十九大报告、纪念改革开放四十周年大会以及2018年中央经济工作会议上均强调，要毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展。为解决传统思想观念束缚、市场准入和融资难、合法权益得不到充分保障等问题，国务院、各部门、各地政府在政策制定和实际工作中开展了大量工作。

在抽水蓄能电站建设方面，国家相关政策鼓励逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主，按国家规划和政策要求投资建设抽水蓄能电站。在以上政策的鼓励下，非电网公司资本投资的抽水蓄能电站已经建成或正在深入推进前期工作。2019年初，国家电网公司“两会”工作报告创造性地提出“三型两网、世界一流”的目标追求，进一步明确了“共享型”企业的社会属性，未来一段时期必将更积极有序推进抽蓄电站投资和市场开放，吸引更多社会资本和各类市场主体参与能源互联网建设和价值挖掘。

四）随着技术创新不断进步，火电机组灵活性运行、电化学储能等能源技术将成为决定未来抽水蓄能发展格局的最为重要影响因素之一。

一是火电灵活性改造进度滞后，为抽水蓄能建设提供了空间。火电作为我国的主力电源，通过灵活性改造可释放的灵活调节潜力巨大，且灵活性改造成本在50~200元/千瓦左右，远低于新建抽水蓄能成本。《电力发展“十三五”规划》明确要求“十三五”期间“三北”地区火电灵活性改造2.15亿千瓦，其中热电机组灵活性改造1.33 亿千瓦，纯凝机组改造8200万千瓦。然而，从灵活性改造实际进展看，由于缺乏配套政策和市场机制，各发电企业积极性不高。根据各省调研收资情况，截至2018年11月底，“三北”地区已完成改造规模只有4009万千瓦，预计2020年底改造累计规模也只有7550万千瓦左右，与规划目标仍有较大差距。

二是电化学储能在经济性、安全性上的劣势明显，一定时期内无法取代抽水蓄能。在多种非抽蓄储能技术中，电化学储能被认为是最具发展前景的技术。与抽水蓄能相比，电化学储能具有建设周期较短、选址要求低和建设规模灵活等特点，应用范围广泛。近几年我国电化学储能市场发展迅速，但是由于经济性和安全性的制约，电化学储能仍无法实现大规模推广。综合多家权威机构预测结果，2030年前电化学储能经济性仍低于抽水蓄能，即使是电化学储能中经济性较好的铅炭电池和锂离子电池，其度电成本仍比抽水蓄能高1.5倍和2.5倍。此外，目前电化学储能仍存在较大的安全隐患，电化学储能相关消防风险安全评估和预案措施缺位，电池管理系统技术水平参差不齐，2018年以来已经发生了多起储能电站爆炸起火事故。

总体来看，稳步推进能源领域供给侧改革，是能源和电力实现高质量发展的主线。新能源大规模发展、跨省区配置通道和互济能力建设等都对电网调节能力等提出更高要求，梳理总结当前面临的关键问题、科学研判发展形势，对抽蓄电站紧抓未来一段时间的重要机遇期、助力现代能源体系建设有重要意义。