我国抽水蓄能电站发展现状及前景

　　作为目前经济、清洁的大规模储能方式，抽水蓄能电站(以下简称抽蓄电站)启停灵活、反应迅速，具有调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能。做好抽蓄电站建设和调度运行，有利于更好地利用新能源资源，有利于提升电力系统综合效益。

　　进入“十三五”以来，我国抽蓄电站发展一改“十二五”时期缓慢态势，新开工步伐加快，但能否实现“十三五”目标尚待观察。

　　随着由国家电网公司投资建设的6座抽蓄电站去年12月22日开工，我国抽蓄电站在运规模2849万千瓦，在建规模达3871万千瓦，在建和在运装机容量均居世界第一。

　　2017年，国家电网公司开建了河北易县、内蒙古芝瑞、浙江宁海、浙江缙云、河南洛宁、湖南平江6座总装机840万千瓦的抽蓄电站;由江苏省国信集团投资、总装机容量为150万千瓦的江苏溧阳抽蓄电站全面投产;此外，南方电网公司深圳抽蓄和海南琼中抽蓄电站均实现首台机组投产，广东阳江和梅州抽蓄电站按照建设进度完成节点。

　　目前，我国初步查清全国海水抽蓄电站资源，并筛选出典型站点。2017年4月5日，国家能源局发布海水抽蓄电站资源普查成果显示，我国海水抽蓄资源站点达238个，总装机容量可达4208.3万千瓦。其中，位于浙江舟山、广东汕头、福建宁德等8个建设条件相对较好的典型站点将作为下一步研究重点。

　　过去，由于抽蓄电站主要服务于电网安全稳定运行，由电网企业负责开发，抽蓄电站的盈利与整个电网运营利润进行式计算，其他企业建设抽蓄电站的积极性并不高。

　　抽蓄电站目前以电网经营企业独资或控股投资建设为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主。

　　目前，国家电网公司所属国网新源控股有限公司是我国最大的抽蓄电站开发建设单位。截至2017年底，该公司运行抽蓄电站达到20座，装机容量1907万千瓦，占全国抽蓄运行容量的66%。

　　目前，我国抽蓄电站主要实行三种价格机制——单一容量电价、单一电量电价、两部制电价。按照2014年国家发展改革委《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》，在形成竞争性电力市场以前，对抽蓄电站实行两部制电价。其中，容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率(长期国债利率)加1个百分点至3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本;逐步对新投产抽蓄电站实行标杆容量电价;电站容量电价和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。当时已核定电价的抽蓄电站逐步实行两部制上网电价。

　　抽蓄电站前期建设周期长，一个项目从预可行研究到建成投产正常情况下需要8至10年时间，每千瓦成本7000元左右。国家电网公司去年底开工的6座抽蓄电站总装机容量840万千瓦，总投资524亿元，平均每千瓦投资6200余元。6座电站计划全部于2026年竣工投产。去年全面投产的江苏溧阳抽蓄电站于2008年12月开工，总投资89亿元、总装机容量为150万千瓦，每千瓦投资近6000元。

　　业界人士表示，以目前的电价，抽蓄电站最好的运行情况也只能是保本微利。国家能源局2015年发布的《华北华东区域抽蓄电站运营情况监管报告》显示，2014年1~9月份区域内实施单一容量电价的抽蓄电站发电利用小时数为518.8小时，抽水利用小时数为642.5小时。此外，在大多数情况下，抽蓄电站调峰填谷、调频、调相，安全备用保障电网安全稳定运行所产生的辅助功能效益难以准确计算。

　　与常规抽蓄电站相比，海水抽蓄电站有利用海洋作为下水库、占地面积小、水源充足等优点，但也有其独有特性和技术难度。海水抽蓄电站相对较小，单位造价更高，经济指标可能更差。

　　目前，我国抽蓄电站总体上存在发展慢、电价机制待完善、电站作用未充分发挥、投资主体单一等问题，导致部分机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。从根本上看，还是在于认识差异和经济吸引力不够，企业投资积极性不高。

　　“十二五”期间，全国规划新开工抽蓄电站4000万千瓦、投产1324万千瓦，2015年底装机容量达到3000万千瓦，但实际开工2090万千瓦、投产732万千瓦，2015年底装机容量仅2303万千瓦，分别完成“十二五”规划目标的52%、55%和77%。进入“十三五”，抽蓄电站建设明显加快，前两年新开工规模约1900万千瓦。

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