受访的业内人士认为，“风光”发电企业当下投资抽蓄是不错的选择，起码比配备化学储能更安全。“不过要注意的是，虽然抽蓄发展正在提速，但在其电价尚未理顺的情况下，投资需谨慎。”

 

政策利好激发投资热情

 

国家发改委今年5月发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确，以竞争性方式形成电量电价；7月，国家发改委再次印发的《关于进一步完善分时电价机制的通知》强调，推行分时电价旨在为抽水蓄能和新型储能发展创造更大空间。国家能源局今年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（以下简称《规划》）明确，2030年我国抽水蓄能电站投产总规模达到1.2亿千瓦。

 

除了国家层面政策支持，地方政府和企业层面也纷纷明确，将支持更多投资主体。国家电网今年初曾表示，欢迎社会各方共同参与投资、建设、运营抽蓄项目，且股权比例灵活设置，可参可控，建立共建共享机制。

 

“《规划》强调抽蓄多元化灵活性布局，调动和激发了更多企业的投资热情和信心。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭接受记者采访时表示，以往我国参与建设运营抽蓄项目的大多是大型电力央企、国企，随着政策放开，已有一些民营资本陆续入局。“民企投资抽蓄最大的优势是决策更加灵活，国企投资抽蓄项目如果效益较差，再投资的难度极大。”

 

“近两年，为提高新能源消纳水平，储能成为新能源项目并网的标配。各种储能形式中，抽蓄因技术成熟自然是‘主力军’。”一位业内人士指出，民企是看准了我国能源转型和降碳目标背景，毕竟目前抽蓄装机占比偏低，今年上半年仅占1.4%，不能有效满足电力系统安全稳定运行和新能源大规模快速发展。“按照规划的1.2亿千瓦目标计算，我国还需新增大约9000万千瓦装机。”

 

国网新源控股有限公司发展投资处处长王卿然曾表示，中长期看抽蓄是最经济的储能技术，目前我国抽蓄机组的设计制造基本实现国产化，技术成熟，未来技术经济指标基本稳定，投资成本维持在6500元/千瓦左右。

 

发展滞缓的最佳调峰手段

 

新能源项目配套开发抽蓄，能够平抑“风光”出力变幅及瞬时变频，减少对电网安全的不利影响，提高新能源的消纳能力，保证输电系统稳定调度运行。“常规水电和抽蓄是最好的调峰手段。”张博庭认为，水电的调峰能力是0-100%，而煤电的调峰能力较差，一般是40%-100%。

 

在王卿然看来，抽蓄启停速度快、爬坡卸负荷能力强，机组从空载到满载只需30-35秒，启动速度是燃气机组的12倍、煤电机组的100倍；爬坡速率可达50%-100%额定容量/分钟，约是燃气机组的5倍，煤电机组的30倍。抽蓄机组可在发电与抽水工况之间灵活转换，既能“削峰”也能“填谷”。

 

“我国早期的电力规划曾预测，到2020年抽蓄装机要达到1亿千瓦左右，但现在装机只有3000多万千瓦，未达预期的主要原因是在于，能源转型路线被之前无序发展的煤电打乱了。”张博庭表示，2013年后，我国连续三年实现碳排放下降，尤其是2014年—2015年，我国可再生能源发电的实际增量已超过当年全社会用电量增长。“换言之，我国早已具备了用可再生能源满足全部社会用电增长的条件和可能。但遗憾的是，彼时煤电产能无序扩张，可再生能源尤其是水电与抽蓄建设规模却大幅降低。目前，我国水电投资和年发电量增速均比高峰建设时期降低了90%。”

 

顺利实现盈利尚待时日

 

关于抽蓄行业的前景，有观点认为，抽蓄是当前最成熟、最经济的储能方式，正迎来发展窗口期，特别是《规划》的发布，打消了业内对建设抽蓄的地理空间有限的担忧。与此同时，有观点认为，目前抽蓄盈利尚未迎来真正的“窗口期”。

 

“不严控煤电，抽蓄便推不动。”张博庭直言，政策虽大力支持社会资本投资抽蓄，但从实际出发，抽蓄发展还有一定难度，目前装机仅有3000多万千瓦，在电力系统中的占比不到2%。“从市场化角度看，目前抽蓄行业发展前景并不明朗，风险较大，如果电网不调用，建好的项目还有可能亏损，之前就出现过发电企业因亏损而甩卖抽蓄电站的情况。”

 

记者了解到，抽蓄发展的另一个障碍是电价机制未理顺。国家发改委今年发文明确，政府核定的抽蓄容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。但业内专家认为，纳入省级电网输配电价回收并不等于抽蓄容量电费直接进入输配电价，分摊疏导规则尚需细化，如何平衡电力系统整体利益与抽蓄权益也需统筹考量。