抽蓄裝機占比偏低，電力系統調節能力偏弱

數據顯示，截至去年底，我國已在25個省區開展抽蓄電站選點規劃或選點規劃調整，已建、在建及規劃批復抽蓄電站裝機合計約1.3億千瓦。

不過，對比我國電源總裝機，目前抽蓄電站裝機占比明顯偏低。截至去年底，我國抽蓄電站在建裝機5373萬千瓦，投運裝機為3149萬千瓦，占發電總裝機的1.43%，預計2025年僅能達到3%左右。此外，從2019年全球數據分析看，我國抽蓄和氣電裝機容量占比均低于美、日、法、德等國，電力系統整體調節能力偏弱。

對此，業內人士指出，構建高效智能電力系統調節能力無法一蹴而就，在新能源大規模發展、電力系統靈活性亟待提升的背景下，抽蓄不僅是最成熟的儲能技術，而且是增強電力系統應對事故能力、保障電力系統安全可靠且全生命周期環境效益最明顯的規模化儲能手段。

水電水利規劃設計總院有限公司（以下簡稱“水規總院”）黨委書記、董事長鄭聲安表示，未來5年可再生能源將成為能源消費增量主體，并逐步走向存量替代。2030年前后至2035年前，可再生能源有望基本滿足能源消費增量。與此同時，我國新能源持續發展面臨大規模開發、高比例消納、產業鏈供應鏈安全等挑戰，作為新型電力系統重要支撐措施的抽蓄電站將因此迎來更大發展空間。

開發進度滯后于系統需求，抽蓄后發優勢明顯

參與“十四五”可再生能源規劃編制的業內人士向記者透露，基于在建抽蓄電站工程的施工進度，初步預計“十四五”期間年度投產規模約500-600萬千瓦，預計五年內抽蓄電站新開工規模在3000-4000萬千瓦。

記者獲悉，目前我國有2億千瓦以上的抽蓄項目在開展前期工作，根據抽蓄電站的需求分析，綜合考慮規劃站點資源情況與相關影響因素，預計到2035年，抽蓄需求規模約為1.4-1.6億千瓦。因此，總體上看，抽蓄電站開發規模和建設進度相對電力系統需求有所滯后。

鄭聲安表示，按照國家能源局對抽蓄中長期規劃的相關安排和要求，近期各省對抽蓄站點資源進行了初步摸底。初步統計顯示，站點資源總量超過5億千瓦，其中國網區域范圍內超過4億千瓦。“考慮到部分抽蓄項目受生態紅線影響，實際已開發資源大概在3500萬千瓦左右。”

在水規總院總工程師彭才德看來，雖然抽蓄發展總體滯后于電力系統需求，但其具有明顯的后發優勢。據他介紹，第一批建設的廣州、十三陵、天荒坪等大型抽蓄電站采用了高水頭、高轉速、大容量可逆式機組，達到世界先進水平。去年投運的仙居抽蓄電站單機容量375兆瓦，為已建抽蓄電站最大單機容量；目前在建的陽江抽蓄電站單機容量400兆瓦，投產后將成為我國自主研制的最大單機容量蓄能機組。

“早期的抽蓄電站機組依靠國外廠家供應，自2004年寶泉等抽蓄電站機組通過統一招標和技貿結合方式引進機組研發和設計技術后，我國抽蓄機組設備國產化進程加快。”彭才德說，“目前，國內廠家在600米水頭段及以下大容量、高轉速抽蓄機組自主研制上已達到行業先進水平。”

推進多規合一，按需求和資源條件合理布局

業內人士指出，“十四五”時期是抽蓄發展的“關鍵期”，加快抽蓄電站開發建設速度，更需要推進多規合一，與國土空間規劃協調，根據需求和資源條件，做好合理布局。

鄭聲安認為，“十四五”抽蓄發展重點任務主要有三個：制定中長期發展規劃，適應高比例新能源消納和系統安全穩定運行要求，編制全國抽蓄電站中長期規劃。按照國家能源局的要求，今年上半年完成選點；大力推動在建抽蓄電站按期投產，加快已納入規劃、條件成熟的大型抽蓄電站開工，加快被納入中長期規劃項目的前期工作；研究利用廢棄礦坑，因地制宜試點推進靈活分散的中小型抽蓄電站示范。

記者了解到，我國目前90%的在建抽蓄電站由電網公司獨資或控股投資建設。但近年來，非電網企業也在積極介入項目開發和前期工作。為實現合理投資回報和可持續發展提供政策保障，國家相關部門正在研究完善抽蓄電站價格形成與成本疏導機制。例如，國網近日明確表示，社會資本可參與抽蓄投資、建設和運營，合作模式可一廠一議。

對于抽蓄短中期發展，國網黑龍江電力董事長、黨委書記李永萊近日建議，結合碳減排目標，擴大抽蓄電站建設和裝機規模目標，提升電力系統靈活性、可控性。他透露，黑龍江“十四五”末非化石能源裝機占比將達50%左右，亟需加快電網調峰能力建設，需加快布局、推進在地理條件適宜的尚志、愛輝、依蘭和前進地區建設抽蓄電站。