构建新型电力系统是推动可持续发展、实现碳达峰碳中和目标的重要举措。抽水蓄能作为新型电力系统的重要组成部分，在能源清洁低碳转型发展过程中充当着重要角色。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：倪晋兵 张云飞 作者供职于国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院）

自《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）及《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》发布以来，社会各界就抽水蓄能在构建新型电力系统中的重要作用和进一步加快开发抽水蓄能已形成广泛共识，行业对抽水蓄能的关注和参与也呈现出前所未有的新局面，但抽水蓄能快速发展的同时也出现了一些新的问题。本文对抽水蓄能规划、抽水蓄能与新型储能协同发展、抽水蓄能电价机制及碳减排作用提出了一些思考，旨在为抽水蓄能在新型电力系统中的科学健康发展提供部分建议。

加强新型电力系统规划对抽水蓄能发展的引领

构建新型电力系统是一项复杂的系统性工程，需要同时考虑电力安全稳定、新能源比例不断提高、系统成本合理三个方面的协调，需要处理好火电机组清洁转型、风光等可再生能源有序渗透、电网协调互济能力建设、灵活性资源合理配置等方面的关系。科学规划新型电力系统的构建路径是实现碳达峰碳中和目标的基础，也是新型电力系统中各主体发展的边界和指南。

截至2021年底，我国煤电装机容量超过11亿千瓦，占发电总装机容量23.78亿千瓦的46.67%，煤电发电量50426亿千瓦时，占总发电量83959亿千瓦时的60.06%，减排压力巨大，需要在确保供应安全的情况下有序减量减容。风光装机容量6.35亿千瓦，仅占技术可开发总量57亿千瓦的11.14%，发电量9828亿千瓦时，仅占总发电量的11.7%，风光装机及发电量具有巨大的提升空间，需要在电网中加速渗透。系统灵活性资源严重缺乏，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比仅为6.1%，尤其是抽水蓄能总装机容量3639万千瓦，仅占总装机容量的1.53%，需全力加快开发建设，此外还需要利用数字模拟技术预测新能源在供给侧的出力、精准管控挖掘需求侧管理潜力、扩大火电机组灵活性改造的比例、提高电网大范围优化配置资源的能力，以应对系统调节能力不足的问题。同时，系统中部分主体能提供的功能类似的服务，比如在电网中配置储能和增加联络线均可以改善局部潮流，配置抽水蓄能电站能够代替部分调相机的作用等等。在这种情况下，各主体的协调发展、资源的优化配置、经济成本的节约均依赖于科学合理的规划，并需从更大范围和更长时间尺度上进行统筹。

在“源随荷动”的传统电力系统时代，我国电源与电网的规划就存在一定不协调的问题。在“源网荷储”共同发展的新型电力系统时代，协同规划的重要性进一步放大。抽水蓄能作为电力系统中重要的清洁灵活性调节电源，在保障大电网安全、服务清洁能源消纳和优化系统运行方面发挥着重要的作用，更应加强规划引领、充分考虑自身开发与新型电力系统建设需求的衔接。进入“十四五”以来，国家相继发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号）等文件，但都局限于本行业领域，对于电力行业整体统筹和指导意义较大的电力发展“十四五”规划也还未正式发布。建议由国家主管部门出台新型电力系统建设的中长期规划，以指导电力行业其他规划的制定和滚动调整，达到优化配置资源的目的。

抽水蓄能与新型储能的协同发展

截至2021年底，我国已投运的新型储能572.97万千瓦，其中锂离子电池占比89.7%、铅蓄电池占比5.9%、压缩空气占比3.2%、其他形式合计占比1.2%。抽水蓄能装机容量3639万千瓦，是新型储能的6倍以上。新型储能和抽水蓄能均是新型电力系统的重要组成部分，联合布置在电力系统中能够发挥各自优势，进一步增强系统调节能力，但二者在功能作用、应用场景上又有明显的区别。

新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括电化学储能、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能等。各类新型储能电站大多具有建设周期短，选址简单灵活的优点，但目前经济性尚不理想。其中，电化学储能规模通常为10~100兆瓦级，响应速度在几十至几百毫秒、能量密度高、调节精度好，主要适合分布式调峰应用场景，通常接入中低压配网或新能源场站侧，在技术上适合频繁快速调节环境，例如一次调频和二次调频等。压缩空气储能以空气为介质，具有容量大、充放电次数多、寿命长的特点，但目前效率相对较低，压缩空气储能是与抽水蓄能最为类似的储能技术，对于沙漠、戈壁、荒漠等不适宜布置抽水蓄能的地区，压缩空气储能的布置能够有效配合大型风光基地新能源的消纳，发展潜力较大；氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体，其大规模、长周期储能的特点能够促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，是未来国家能源体系的重要组成部分，具有广阔的应用前景。

与之相比，抽水蓄能电站技术成熟度高、容量大、寿命长、可靠性高、经济性好，适用于调峰容量需求或调峰电量需求较大的场景，并以较高电压等级接入主网中。考虑到碳达峰碳中和目标的要求和此前开发进度相对落后的实际情况，为加快抽水蓄能的开发进度，实现装机容量快速提升的要求，我国抽水蓄能电站标准化建设的步伐进一步加快。标准化建设是应对抽水蓄能电站进入开发、建设、投产高峰叠加期后各种困难挑战的重要举措，有助于设备制造进度的加快和质量的提高、有助于基建工作的安全有序推进、有助于生产运行管理效率的提高，是抽水蓄能向精益化方向发展的重要保障。

与此同时，抽水蓄能的多样化发展也逐渐被重视。首先是抽水蓄能中长期规划提出加强中小型抽水蓄能的开发，中小型抽水蓄能具有站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源结合紧密等优势，是抽水蓄能开发的重要补充。其次是探索海水抽水蓄能的开发和应用，大规模海上风电的并网消纳需要配置相应的灵活性调节资源，根据2017年发布的《关于发布海水抽水蓄能电站资源普查成果的通知》（国能新能〔2017〕68号）显示，我国海水抽水蓄能资源主要集中在东部沿海5省和南部沿海3省的近海及所属岛屿区域，拥有较好的开发前景。最后是结合电网调节需求统筹考虑装机容量和利用小时数。在新能源比例不断提高且将来成为能源供给主体的趋势下，大容量长时间储能将成为刚需。在具备条件的站址应适当考虑增大库容，延长利用小时数，不应受制于单位容量造价指标等因素的限制而脱离系统的需求。

因此，在我国电力系统灵活性资源严重缺乏的现状下，抽水蓄能与新型储能都具有广阔的发展前景，应根据二者技术特点的差异，在充分考虑接入场景不同的前提下，结合区域电力系统的实际需求，以安全稳定、清洁能源消纳等边界条件为约束，在容量和布局上进行协同布置以达到最优效果。

电价机制对抽水蓄能发展的影响

抽水蓄能服务整个电力系统，包括电源、电网、用户均为受益对象，且各方受益特点表现出非竞争性和非排他性，从经济学角度来看，抽水蓄能提供的产品属于电力系统公共产品，并为电力系统高效运行提供公共服务。

电力体制改革前，国家先后发布政策明确抽水蓄能主要服务于电网，主要由电网经营企业统一运行或租赁运营。当时，政府统一制定上网电价、销售电价，电网的主要收入来源于购销价差，已有政策实质上是明确了抽水蓄能的成本从电网购销价差回收，统一了疏导渠道。

输配电价改革以后，《国家发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）明确抽水蓄能实行两部制电价，按照合理成本加准许收益的原则核定。抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，作为销售电价调整因素统筹考虑，但成本传导的渠道并未理顺。随后国家发展改革委于2016年、2019年先后发布文件规定抽水蓄能电站相关费用不纳入电网企业准许收益、抽水蓄能电站费用不得计入输配电定价成本，更是进一步切断了抽水蓄能成本疏导的途径。加之彼时对抽水蓄能功能定位认识不足、投资主体单一，抽水蓄能在“十三五”期间的发展规模远低于预期。

面对这种困境，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）于2021年5月重磅推出，该政策对抽水蓄能电价政策进行了科学界定，一方面结合抽水蓄能公共属性强、无法通过电量回收成本的客观事实，采用经营期定价法核定了容量电价并通过输配电价回收；另一方面结合电力市场改革的步伐，对电量电价做了现货市场的探索。政策的出台有力激发了社会主体的投资意愿，为抽水蓄能的快速发展打下了坚实的基础。据统计，目前投运、在建、推进抽水蓄能项目容量已经达到1.3亿千瓦，若在建、推进项目在2030年前全部投运，则高于《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》中“2030年投产1.2亿千瓦”的预期。与传统的化石能源发电方式相比，风光等新能源的发电边际成本几乎为零，但对应的系统消纳成本巨大且缺乏分摊和传导的机制。在此情况下，在能源转型过程中，针对抽水蓄能等公共属性较强的资源，在发展前期需要政策的支持和引导才能保证产业的快速发展。在我国抽水蓄能开发规模相对落后、碳达峰碳中和窗口期时间较短的客观环境下，新电价政策的出台对抽水蓄能产业发展起到了重要的推动作用。

能源供给侧从常规化石能源向间歇性可再生能源的转型，决定了电力价格的主要成本从化石燃料的成本向可再生能源和灵活性调节资源建设的成本转变。由于转型的艰巨性和长期性，我国以煤为主的电力生产体系与以可再生能源为主体的新型电力系统的建立过程将长期共存，这就要求我们更要坚定碳达峰碳中和的气候目标，在能源转型初期，对推动能源清洁转型有巨大贡献的基础设施建设，要以政策驱动为主、市场驱动为辅，减少资本逐利对整体战略的干扰和错误引导，保证能源清洁低碳转型的正确方向。

随着可再生能源充分发展并逐步成为电力供给主体，我国电力市场的建设也不断完善成熟，灵活性调节资源将成为新型电力系统中的主要需求，抽水蓄能以及新型储能等主体的供给也更加充分，届时可再生能源和灵活性调节资源的建设将主要由市场力量驱动，抽水蓄能等主体的价格机制将真正反应市场供求关系，体现充分的竞争性。

正确认识抽水蓄能的碳减排作用

抽水蓄能电站具有显著的节能减排效益。在传统电力系统中，抽水蓄能节能减排的作用主要体现在两个方面。一是在系统中代替火电进行调峰，负荷高峰时发电，减少调峰火电机组的启停次数，负荷低谷时抽水，使火电机组压负荷幅度降低，从而起到节能减排的作用。二是发挥调频、调相、旋转备用和事故备用等安全稳定支撑作用以及代替火电机组进行事故备用时，使系统中所有火电机组的负荷率升高，从而降低火电机组煤耗，达到节能减排的作用。

随着新型电力系统的构建，抽水蓄能的节能减排作用在已有基础上呈现出新的特点，一方面是发挥更大的调峰作用助力大规模风光等新能源并网消纳，对系统整体产生巨大的减排效益；另一方面是发挥调频、调相、旋转备用等安全稳定支撑作用帮助系统克服新能源出力不稳定和高比例电力电子设备带来的转动惯量缺失等问题，进一步提高新能源在电力系统中的渗透比例，从而减少化石能源消费带来的的排放。电力系统调节需求的影响因素包括负荷特性、新能源并网比例和区域外来送电等，随着新型电力系统的构建，新能源并网对电力系统调节需求的影响逐渐将超过负荷特性，抽水蓄能在此过程中发挥的碳减排作用将更加显著。

我国实现碳达峰碳中和的时间紧、任务重。国家发展改革委发布《关于完善能源消费强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕1310号）向全国各地下达控排指标以合理控制能源消费，因此能够起到减排作用的主体应得到正确的评价和应有的重视。但就目前来看，抽水蓄能的碳减排效益并未得到正确认识。一是由于相关单位在抽水蓄能能耗管理中缺乏碳方法学等制度依据，二是电力行业以外的社会其他领域对抽水蓄能的功能原理尚缺乏深入了解，导致目前部分碳排放权交易试点根据企业（单位）二氧化碳排放核算和报告指南对抽水蓄能电站进行碳排放核算，并把全部抽水电量作为排放计算基数，使抽水蓄能电站变成了“重点排放单位”，给抽水蓄能电站正常经营带来了诸多不便，也给社会公众造成了极大的误解。

长远来看，为达到正确认识抽水蓄能的碳减排作用、理顺其能耗管理机制的目的，应结合抽水蓄能对电力系统的整体碳减排效益建立适用的方法学，量化抽水蓄能的碳减排效益，对内形成对配额不足的抵销，对外可用于碳市场交易。但由于CCER启动情况尚不明确且对排放量抵销有5%的限制要求，方法学开发也存在不确定因素，从目前的实际情况出发，建议从国家层面明确将综合转换效率作为抽水蓄能电站节能耗能总量及节能目标主要控制指标，以减少对抽水蓄能未来健康发展的制约。