來源：中國能源報

近日，金風科技與內(nèi)蒙古電力、南方電網(wǎng)、三峽能源及烏海金控成立合資公司投資抽水蓄能（以下簡稱“抽蓄”）電站項目，多主體投建抽蓄隨即引發(fā)行業(yè)關注。

受訪的業(yè)內(nèi)人士認為，“風光”發(fā)電企業(yè)當下投資抽蓄是不錯的選擇，起碼比配備化學儲能更安全。“不過要注意的是，雖然抽蓄發(fā)展正在提速，但在其電價尚未理順的情況下，投資需謹慎。”

政策利好激發(fā)投資熱情

國家發(fā)改委今年5月發(fā)布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確，以競爭性方式形成電量電價；7月，國家發(fā)改委再次印發(fā)的《關于進一步完善分時電價機制的通知》強調，推行分時電價旨在為抽水蓄能和新型儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。國家能源局今年9月發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》（以下簡稱《規(guī)劃》）明確，2030年我國抽水蓄能電站投產(chǎn)總規(guī)模達到1.2億千瓦。

除了國家層面政策支持，地方政府和企業(yè)層面也紛紛明確，將支持更多投資主體。國家電網(wǎng)今年初曾表示，歡迎社會各方共同參與投資、建設、運營抽蓄項目，且股權比例靈活設置，可參可控，建立共建共享機制。

“《規(guī)劃》強調抽蓄多元化靈活性布局，調動和激發(fā)了更多企業(yè)的投資熱情和信心。”中國水力發(fā)電工程學會副秘書長張博庭接受記者采訪時表示，以往我國參與建設運營抽蓄項目的大多是大型電力央企、國企，隨著政策放開，已有一些民營資本陸續(xù)入局。“民企投資抽蓄最大的優(yōu)勢是決策更加靈活，國企投資抽蓄項目如果效益較差，再投資的難度極大。”

“近兩年，為提高新能源消納水平，儲能成為新能源項目并網(wǎng)的標配。各種儲能形式中，抽蓄因技術成熟自然是‘主力軍’。”一位業(yè)內(nèi)人士指出，民企是看準了我國能源轉型和降碳目標背景，畢竟目前抽蓄裝機占比偏低，今年上半年僅占1.4%，不能有效滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和新能源大規(guī)?？焖侔l(fā)展。“按照規(guī)劃的1.2億千瓦目標計算，我國還需新增大約9000萬千瓦裝機。”

國網(wǎng)新源控股有限公司發(fā)展投資處處長王卿然曾表示，中長期看抽蓄是最經(jīng)濟的儲能技術，目前我國抽蓄機組的設計制造基本實現(xiàn)國產(chǎn)化，技術成熟，未來技術經(jīng)濟指標基本穩(wěn)定，投資成本維持在6500元/千瓦左右。

發(fā)展滯緩的最佳調峰手段

新能源項目配套開發(fā)抽蓄，能夠平抑“風光”出力變幅及瞬時變頻，減少對電網(wǎng)安全的不利影響，提高新能源的消納能力，保證輸電系統(tǒng)穩(wěn)定調度運行。“常規(guī)水電和抽蓄是最好的調峰手段。”張博庭認為，水電的調峰能力是0-100%，而煤電的調峰能力較差，一般是40%-100%。

在王卿然看來，抽蓄啟停速度快、爬坡卸負荷能力強，機組從空載到滿載只需30-35秒，啟動速度是燃氣機組的12倍、煤電機組的100倍；爬坡速率可達50%-100%額定容量/分鐘，約是燃氣機組的5倍，煤電機組的30倍。抽蓄機組可在發(fā)電與抽水工況之間靈活轉換，既能“削峰”也能“填谷”。

“我國早期的電力規(guī)劃曾預測，到2020年抽蓄裝機要達到1億千瓦左右，但現(xiàn)在裝機只有3000多萬千瓦，未達預期的主要原因是在于，能源轉型路線被之前無序發(fā)展的煤電打亂了。”張博庭表示，2013年后，我國連續(xù)三年實現(xiàn)碳排放下降，尤其是2014年—2015年，我國可再生能源發(fā)電的實際增量已超過當年全社會用電量增長。“換言之，我國早已具備了用可再生能源滿足全部社會用電增長的條件和可能。但遺憾的是，彼時煤電產(chǎn)能無序擴張，可再生能源尤其是水電與抽蓄建設規(guī)模卻大幅降低。目前，我國水電投資和年發(fā)電量增速均比高峰建設時期降低了90%。”

順利實現(xiàn)盈利尚待時日

關于抽蓄行業(yè)的前景，有觀點認為，抽蓄是當前最成熟、最經(jīng)濟的儲能方式，正迎來發(fā)展窗口期，特別是《規(guī)劃》的發(fā)布，打消了業(yè)內(nèi)對建設抽蓄的地理空間有限的擔憂。與此同時，有觀點認為，目前抽蓄盈利尚未迎來真正的“窗口期”。

“不嚴控煤電，抽蓄便推不動。”張博庭直言，政策雖大力支持社會資本投資抽蓄，但從實際出發(fā)，抽蓄發(fā)展還有一定難度，目前裝機僅有3000多萬千瓦，在電力系統(tǒng)中的占比不到2%。“從市場化角度看，目前抽蓄行業(yè)發(fā)展前景并不明朗，風險較大，如果電網(wǎng)不調用，建好的項目還有可能虧損，之前就出現(xiàn)過發(fā)電企業(yè)因虧損而甩賣抽蓄電站的情況。”

據(jù)了解，抽蓄發(fā)展的另一個障礙是電價機制未理順。國家發(fā)改委今年發(fā)文明確，政府核定的抽蓄容量電價對應的容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌考慮未來三年新投產(chǎn)抽水蓄能電站容量電費。但業(yè)內(nèi)專家認為，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收并不等于抽蓄容量電費直接進入輸配電價，分攤疏導規(guī)則尚需細化，如何平衡電力系統(tǒng)整體利益與抽蓄權益也需統(tǒng)籌考量。