进入2023年，随着我国双碳战略的深入实施，新能源电力快速发展，被誉为电力系统“调节器”的抽水蓄能电站项目也加速落地，开工新闻不断刷屏。

一、抽水蓄能电站项目加速落地

据国家能源局不久前发布的数据，2022年全国新核准抽水蓄能项目48个，装机6890万千瓦，已超过“十三五”时期全部核准规模，全年新投产880万千瓦，创历史新高。截至2022年末，全国已建抽水蓄能装机容量达4539万千瓦。

《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（简称《规划》）指出：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

据不完全统计，6月国内抽水蓄能建设加速推进，共26座抽水蓄能电站迎来重要进展。其中，共有11座抽水蓄能电站核准、开工、签约，相较前两个月均有大幅提升。同时，新增核准抽水蓄能项目达5座，创今年以来新高。

抽水蓄能具有技术成熟、LOCE低、容量大、持续放电时间长等优质特点，能够满足新能源发电占比提高后调峰、调频、备用等需求。

抽水蓄能电站项目的急剧增加一方面凸显了我国电力系统在储能上的短板，同时也使得这个领域成为新的投资蓝海，其对新能源电力产业发展的重要作用正慢慢发挥出来。

二、投资多元化格局基本形成

抽水蓄能产业发展驶入快车道背后，是实现“双碳”目标的迫切需要和政策的强力推动。

“当前，正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风、光等新能源大规模高比例跃升发展，新型电力系统对灵活调节能力、储能能力的需求大幅增加。”水电水利规划设计总院院长李昇介绍说，抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能等多种功能，启停灵活、反应速度快、调峰能力强，是建设新型能源体系、实现“双碳”目标的重要支撑。

继2011年出台政策全面规定抽水蓄能电站价格机制疏导方式后，今年5月国家发展改革委又印发《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号），核定了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，为加快抽水蓄能电站建设发展注入了强劲动力。

地方的抽水蓄能项目管理也在进一步加强。2022年，省级层面开始研究抽水蓄能项目管理措施。“预计2023年，也将有其他省份出台抽水蓄能管理制度，以指导本省抽水蓄能又快又好高质量发展。”赵增海称。

值得注意的是，随着我国电力体制机制改革不断深入，抽水蓄能投资主体多元化格局基本形成，激发了市场活力。据介绍，在2021年前，我国抽水蓄能电站主要由国家电网、南方电网等电网经营企业建设和管理，2014年开始逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制。到2022年，三峡、中国电建、国能、国家电投、华电等传统电源企业，杭州钢铁集团、湖南湘投集团等地方企业，中国南水北调集团等企业均开始进入抽水蓄能建设领域，行业投资能力大大增强。

《报告》显示， 2022年核准的项目当中，有18家投资主体，目前正在开展前期工作的投资主体达40家。设计单位也从传统的6家增至20家，基本实现设计主体多元化。

三、优化抽水蓄能发展势在必行

“双碳”目标将加速我国抽水蓄能发展进入新阶段，要发挥好抽水蓄能在绿色发展中的战略作用，应从四个方面着力。

着力优化布局，拓展抽水蓄能的产业功能。一是要统筹布局，优化重心，提升西部。新增抽水蓄能项目既要避免“撒胡椒面”布局，又要避免“惯性发展”。东中部地区作为负荷重心，应着力拓展抽水蓄能功能，创新抽水蓄能产业空间，使抽水蓄能由“储能”向“储能+产业”方向发展。西部地区应统筹生态环境保护与绿色发展，把蓄能与水利资源转化增值有机结合起来，在提升电站周边生态环境质量的同时，扩大绿色发展的社会和经济效益。二是新增电站选址应遵循《关于在抽水蓄能电站规划建设中落实生态环保有关要求的通知》的相关规定，以及选址所在地的“三线一单”生态环境分区管控方案进行选址。跨行政区域的抽水蓄能项目，更须着眼大局，统筹布局，严格生态红线，加强新建项目开发建设全过程生态环保管理服务和环境风险管控。

着力促进源网荷储与风光水储一体化协调发展。源网荷储和风光水储一体化，能够起到稳定电力系统和平衡功率的作用。源网荷储包含“电源、电网、负荷、储能”，作为整体运营模式，结合互联网大数据，能够精准匹配电源侧和负荷侧的供需信息，调配电力资源，有效解决清洁能源及时消纳以及占比过高导致的电网波动等问题，提高电力系统综合效率。风光水储多能互补一体化发展也是提升清洁能源消纳水平的重要路径，优化抽水蓄能的调节能力，更加有利于加快新能源体系形成与发展。同时要结合虚拟电厂建设，提升源网荷储一体化数字化能力建设。以互联网为支撑，加强大数据、物联网、云计算等技术联合协作，实现电力系统智能化决策和自动化执行，提升电力系统灵活性。

着力推进电力市场体制和运行机制改革。积极落实《关于加快建设全国统一大市场的意见》，加快建设全国统一能源市场，构建全国统一电力市场体系。电力系统的供需平衡有着不同时间尺度的特点，存在小到秒、毫秒，大到十年、二十年的不同时间尺度。如何实现如此跨度的时间到省-区域-全国的地理尺度供需平衡，是构建全国统一电力市场面临的挑战。现阶段以省级电网为边界进行电力年度交易和月度交易为主，省级电力现货交易、区域电网辅助服务在部分区域开展试点，未来将继续探索更大地理尺度下的省间电力直接交易和多品种有偿辅助服务。同时结合全国统一电力市场建设，持续深化电力市场改革，积极发挥碳市场的低成本减碳作用，促进全国碳市场与电力市场耦合发展，充分体现抽水蓄能电站减碳的经济效应。在此基础上探索抽水蓄能现有两部制电价的市场衔接机制，使其平稳过渡到独立市场主体身份，为多元主体投资建设抽水蓄能提供制度保障。

着力推进抽水蓄能各环节的技术创新与集成应用。在利用现有水电技术改造抽水蓄能电站的同时，要大力推进新型抽水蓄能电站试点示范。例如海水抽水蓄能、闭环离河抽水蓄能等技术，以期达到最小成本、最小环境负效应和最大经济收益。利用数字化、智能化提高能源系统效率，通过智能电网、虚拟电厂等相关技术手段，将新技术与传统电站电网相结合实现电网智能化。加强自主创新和联合攻关，实现抽水蓄能电站关键核心技术国产化。支持设备制造业、工程建设单位、电站群三方联合，集中攻克一批技术难题，带动国产抽水蓄能装备制造业迈向高端。

文章来源： ​北青网，金融界，光明网-学术频道