近年来，抽水蓄能发展速度明显加快，核准、开工规模创下新高。抽水蓄能站点资源争夺也愈发激烈，据eo不完全统计，有超过5亿千瓦的抽水蓄能项目已经确定投资主体。随着抽水蓄能进入大规模开发阶段，其中蕴含的风险不容忽视。

机械工业发电设备中心日前发布的《2023年上半年我国发电设备行业发展情况及形势展望》（以下简称《报告》）也指出，在多项政策鼓励下，目前抽水蓄能项目存在局部发展过热情况，设备生产交付存在隐患。就此问题，多位电力行业专家在接受记者采访时表示，抽水蓄能发展过热不仅会造成投资浪费，也会给相关设备质量和项目安全带来隐患，亟需引起行业重视。

投资建设出现过热苗头

抽水蓄能电站不同于一般的电源项目，可以提供削峰填谷、备用、调频等多种服务，在电力系统中具有公共产品属性。如果只是为了拉动经济增长而大规模开发抽水蓄能，长期来看未必得偿所愿。

抽水蓄能电站以两部制电价为主体，其中容量电价按照经营期定价法核定，对应的容量电费单列、随省级电网输配电价回收。虽然抽水蓄能项目投资巨大，但固定投资成本最终是由电力用户来分摊，这也意味着抽水蓄能的建设规模需要与省内电价承受能力相适应。

省级政府掌握抽水蓄能核准权，通常会考虑抽水蓄能对省级输配电价的影响。但拥有站点资源的县、市更看重抽水蓄能对地方固定资产投资的拉动作用，对抽水蓄能开发尤为积极，很多地方成立工作专班，将抽水蓄能项目视作“一号工程”来推进。

实际上，很多取得抽水蓄能开发权的企业并没有建设和运营抽水蓄能电站的经验，而在激烈竞争之中，投资主体往往更关注如何取得开发权、如何加快核准进度。但抽水蓄能并不仅仅是一项电源工程，只重视项目建设而忽视其未来能否在电力系统中发挥合适作用，很有可能对电站后续的运营带来不利影响。

中国水力发电工程学会原副秘书长陈东平在接受记者采访时指出：“抽水蓄能肯定要鼓励发展，它可以极大增强电网调节能力，但目前确实有点一股脑往前走的态势。尤其是一些地方对项目审批存在一定盲目性，缺乏统筹，有些企业可能只是为了拿项目，对后续开发问题考虑得并不是很周全。”

《报告》指出，以国内抽水蓄能机组的实际产能为基础，合理把控项目核准进度。政府应合理统筹项目投产时间，稳步增加每年投产装机容量，避免相邻近年份投产容量大幅波动，避免交货高峰过后设备需求大幅减少，造成产能资源浪费。

设备订单交付面临压力

多位业内专家表示，虽然当前我国抽水蓄能技术水平已经很成熟，施工质量也很高，但过快发展也会引发一系列问题。

“按照当前抽水蓄能的发展速度，我个人有点担心后续一些支撑项目发展的资源跟不上。比如设备订单交付、施工建设能力，还有终端市场的接纳能力等问题。”陈东平坦言。

《报告》指出，根据当前抽水蓄能核准在建项目、预可研项目情况，2023-2025年，哈电、东电等企业既需要满足正常订单的生产制造，又需要集中精力大幅提升抽水蓄能设备产能，任务艰巨。预计2028-2030年达到交付高峰，年均需交付容量3000万千瓦以上。

在刘斯颉看来，当前电力设备制造领域竞争日益激烈，电力设备制造企业确实面临订单交付压力，由此引发一些问题。“一方面，由于生产能力限制，电力设备制造企业可能面临无法按时交付订单的压力，由此影响项目施工进度，并可能导致合同违约风险；另一方面，在订单交付压力下，电力设备制造企业可能为了加快生产进度，在生产过程中牺牲部分质量标准，这将导致产品性能不稳定，甚至可能出现安全隐患。”

陈东平也告诉记者：“从自然规律上讲，进度和质量是矛盾的。当前需要理性考虑，而不是越快越好，科学发展才能真正做到快而好，否则过程中可能会出现停工返工，甚至闲置等问题，造成投资浪费。”

“行业协会需结合抽水蓄能中长期发展规划，根据当前项目纳入规划、核准开工情况，深入、紧密地研判、跟踪抽水蓄能行业发展形势，加强与企业的交流探讨，及时指导制造企业合理规划产能建设，提升管理能力、研发能力和质量水平，抓住机遇，实现抽水蓄能装备技术水平国际领先。”《报告》建议。

陈东平也建议：“一方面，电网公司需要理性考虑，强化规划，不管是谁建的抽水蓄能项目，最后运营控制还是由电网企业掌握，要分析现在遍地开花的项目布局是否符合科学规划；另一方面，相关主管部门也应认识到这个问题，坚持‘全国一盘棋’统筹考虑，不能造成过大沉没成本。我们现在有能力科学规划，稳步向前推进。”

关于发展抽水蓄能的几点思考

（一）加强统筹协调，有序高效推进抽水蓄能电站规划与建设

“十四五”“十五五”是我国可再生能源大发展时期，到2030年可再生能源装机容量将达到或超过12亿千瓦；跨省区电力输送将持续增加，电力系统运行将发生深刻变化。以抽水蓄能为主体的储能设备是电力系统的重要组成部分，对于发展可再生能源、电力保供和电网安全运行不可或缺。抽水蓄能电站的本质属性是为电网削峰填谷、安全应急、保障新能源发电，根据电网需要进行抽水蓄能或放水发电。应根据电源分布特点、电网运行特性、用电负荷分布、电力结构等确定抽水蓄能电站选址和容量。鉴于抽水蓄能发展有其自身特点，即建设周期通常为6~7年，前期勘测设计及审批一般需要3~4年，因此抽水蓄能电站应当根据电力发展特点，提前勘测设计、选址布局，加快开工建设，适时投产发电。又鉴于当前抽水蓄能电站站址选择以县市为主，不同程度存在着业主“跑马圈地”的情况，地方政府以不同的方式提高资源条件，业主不惜成本抢占资源，因此建议抽水蓄能电站站址选择要在政府能源主管部门的统筹协调下，加强与自然资源、生态环境、林草、水利等部门沟通协调，做好与生态保护红线划定及相关规划工作的衔接。以10年甚至15年的时间跨度，在分析预测当地经济社会和电力发展趋势的基础上，进行选址规划、土地预审、社会稳定评估、移民规划报告等前期工作；在符合生态环境保护要求的前提下，为抽水蓄能电站发展进行规划和预留空间。同时，既要强调能快则快，又要按照客观规律，保质保量地按照程序开展前期工作，有序高效推进抽水蓄能电站规划与施工建设，以适应新型电力系统发展的需要。

（二）鼓励并支持各类国有企业和民营企业投资抽水蓄能电站

从浙江抽水蓄能电站业主分布来看，已建成投产的长龙山抽水蓄能电站总装机210万千瓦，控股业主为三峡集团；建设中的建德抽水蓄能电站规划装机240万千瓦，控股业主为江苏协鑫公司；纳入规划中的天台抽水蓄能电站规划装机170万千瓦，控股业主为三峡集团；其他已建成（浙江抽水蓄能总装机668万千瓦）、正在建设中和前期规划中的抽水蓄能电站的建设投资主体绝大部分为国网新源控股有限公司。

随着电力市场化改革不断深入，除抽水蓄能电站外，多种投资主体的新型储能发展如雨后春笋，虽然容量相对于抽水蓄能电站普遍偏小，但是具有建设周期短、对电网运行的适应性好、有利于当地可再生能源发展、便于电力就地平衡、多样化等特点。随着抽水蓄能两部制电价政策的实施，抽水蓄能的投资收益和经营赢利有了保障。因此，其他国有或民营企业也有很高的投资积极性，以谋求在抽水蓄能电站建设市场中获得发展，政府应当给予支持。

（三）在积极发展抽水蓄能的同时，防止过度投资抬高输配电价

根据抽水蓄能电站两部制电价政策，容量电价计入省级电网输配电价中，电量电价按煤电标杆电价或市场交易现货价格计算。抽水蓄能电站抽水与发电效率按75%计算，则综合平均电价至少要在标杆电价的基础上提高25%，如果再计入容量电价（内部收益+财务费用+税金），估计还要增加15%。即使不计电量电价，抽水蓄能综合电价势必也会远高于火电上网标杆电价。因此，除对建设投资成本要加强监管外，抽水蓄能容量需要合理配置、适时配置，抽水蓄能电站必须要达到年度设计利用小时数（2000小时）以上才具有合理的经济性。现在有不少地方正在考虑对现有水电站进行抽水蓄能改造，对此应当特别谨慎。抽水蓄能电站的原理是机械能与电能之间的相互转换，抽水时应当尽可能多消耗低谷电，发电时尽可能多发顶峰电，因此它必须有足够高的水头形成势能，并根据地理条件建设恰当容量的上下水库，才能体现其蓄能的功能特征，因此抽水蓄能电站建设不能不顾基本要素与条件。当前，特别要关注现有水电站的抽水蓄能功能改造，如果经济技术可行性研究做得不够翔实，最终的结局必然是浪费投资、抬高电价。抽水蓄能电站如果无序开发，无视电力系统和电力市场需求，就有可能建而少用或不用，而输配电价却被提高，最终影响销售电价，这种情况应当通过政府监管予以避免。

（四）支持水电设备制造企业积极参与抽水蓄能电站建设

抽水蓄能电站工程投资中，机电设备及安装工程投资约占26%。“十四五”期间国家将重点实施“双两百工程”，即在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标2.7亿千瓦。力争到2025年，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。到2030年抽水蓄能投产目标是1.2亿千瓦左右。可见全国抽水蓄能建设市场之巨大。提升制造企业的生产能力和市场竞争能力极为重要。坚持自主创新为主，增强机电设备设计制造能力，重点攻关超高水头大容量抽水蓄能水轮机、大容量变速机组设计制造自主化，并进一步提升励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化水平。政府有关部门和投资企业在支持哈尔滨电气、东方电气集团增能扩产外，同样要积极支持培育中小型水电设备制造企业积极参与抽水蓄能电站建设。

文章来源： 中国能源报 ，南方能源观察，中国电力新闻网