网讯：《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出，到2025年，抽水蓄能装机容量将增加至6200万千瓦以上。日前，国家能源局发布《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作有关事项的通知》（以下简称《规划通知》）强调，要坚持需求导向，深入开展抽水蓄能发展需求研究论证工作。此外，国家发展改革委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（以下简称《电价通知》），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。2021年以来，我国出台了一系列政策推动抽水蓄能行业发展，应如何理解此项政策释放的信号？如何加快各方面能力提升推动产业发展？对此，本刊记者专访了中国水力发电工程学会常务副理事长兼秘书长郑声安。
《中国电业与能源》：请您介绍一下我国抽水蓄能开发的大致情况。近年来，我国为何要加速推进抽水蓄能电站建设？
郑声安：“十三五”期间，我国抽水蓄能发展有所滞后。《水电发展“十三五”规划》中，提出抽水蓄能开工目标6000万千瓦（规划中期调整为4000万千瓦），实际核准开工3613万千瓦，约为规划目标的60%；投产846万千瓦，完成情况也有所滞后。分析其原因，主要体现在两个方面：
一是价格机制和成本疏导机制未厘清。虽然2014年《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》中提出“电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价”“电力市场化前，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，并作为销售电价调整因素统筹考虑”，但在实际执行时容量费用缺少明确的分摊疏导机制，特别是2019年发布的《输配电价成本监审办法》提出，抽水蓄能电站成本费用不得计入输配电定价成本，投资企业对于抽水蓄能的投资回收存在一定的政策风险担忧，客观上影响了社会投资的积极性，导致投资建设抽水蓄能电站的进度相对缓慢，这是制约“十三五”抽水蓄能发展的核心问题。
二是投资主体多元化程度不高。与常规水电不同，此前抽水蓄能电站主要由国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司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，中国华电、中国三峡、新华水力等几家非电网企业开始投资建设抽水蓄能。总体来看，“十三五”期间，受资金、成本、人才队伍等多方面的因素制约，只有少数几家投资企业建设抽水蓄能电站，多元市场化程度相对不高，投资建设力量有所不足，发展速度也会受到影响。
实现“双碳”目标，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统，是党中央、国务院作出的重大决策部署。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，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切。同时，随着我国经济社会快速发展，产业结构不断优化，人民生活水平逐步提高，电力负荷持续增长，电力系统峰谷差逐步加大。抽水蓄能电站具有调峰、填谷、储能、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能，是构建清洁低碳、安全可靠、智慧灵活、经济高效新型电力系统的重要组成部分，是建设新型能源体系、实现“双碳”目标的重要支撑。
《中国电业与能源》：日前，国家能源局发布《规划通知》强调要坚持需求导向，深入开展抽水蓄能发展需求研究论证工作。为什么要开展此项工作？应如何开展此项工作？
郑声安：《规划通知》对于促进抽水蓄能行业健康有序发展具有重要意义。开展此项工作的原因主要有以下三个方面：
一是促进抽水蓄能电站充分发挥作用。抽水蓄能电站启停灵活、反应迅速，能够为电力系统提供强大的支撑作用。抽水蓄能主要为电力系统提供调节服务，其需求并非无限，而是有合理的需求空间。当抽水蓄能电站规模超过需求时，不利于其作用完全发挥。根据发展需求，明确合理建设规模，有序开展建设，并根据新能源发展规划适当超前布局，可以更好地发挥抽水蓄能在新型电力系统中的作用。
二是促进抽水蓄能合理规划和布局。电力系统调节需求是抽水蓄能规划建设的重要前提和基本依据，开展抽水蓄能发展需求研究论证工作，科学确定不同水平年抽水蓄能合理建设规模，并对不同站点建设条件、合理布局、功能定位等进行研究比选，才能更好地做好抽水蓄能电站规划建设工作。
三是指导纳规工作有序开展。目前部分地区前期论证不够、工作不深、需求不清，部分地区纳规申请申报过热，开展抽水蓄能发展需求研究论证工作，可以指导纳规工作有序开展。需求有缺口的省份，可结合论证成果有序开展纳规工作；需求没有缺口的省份，暂时不开展新增纳规工作，但可根据“框定总量、提高质量、优中选优、有进有出、动态调整”的原则，进行项目调整。
开展此项工作的重点在四个方面：
一是做好组织工作。各级政府、企业等按照国家能源局相关要求，调动相关技术力量，从各省、地区实际情况出发，组织开展抽水蓄能发展需求研究论证工作。
二是听取多方面发展意见。抽水蓄能发展关乎能源安全、新能源发展，与电网规划也有密不可分的关系，应充分听取相关各方意见，重视抽水蓄能对电力系统发展的支撑作用、对电网格局发展的影响以及对全社会电价的影响，提前消弭分歧、预判后期需要深入研究的相关问题。
三是科学开展研究论证。随着我国电力系统不断发展，新技术新情况不断出现，研究论证工作应充分调研基础数据，扎实做好基础数据分析工作，深入研究论证各项边界条件，并达到各方一致。在此基础上，结合发展需求论证报告编制大纲及相应规程规范等，科学开展研究论证，使数据经得起推敲、论证结果经得起考验。
四是合理考虑社会发展需求和技术进步。随着我国提出“双碳”发展目标和新型电力系统战略，储能产业备受关注。电化学储能、压缩空气储能等新型储能虽然在安全、环保、技术成熟度等方面存在短板，但技术是进步的，在论证过程中应根据不同省（区、市）特点，统筹考虑煤电灵活性改造、气电、水电、抽水蓄能、新型储能、需求侧相应等多种途径，尤其是合理考虑新型储能技术对抽水蓄能规模的影响。
《中国电业与能源》：目前，抽水蓄能在投资、设计、施工、设备制造、运行、管理等产业链上下游存在哪些薄弱环节？应如何加快各方面能力提升推动产业发展？
郑声安：自20世纪60年代后期河北岗南电站建设运行以来，通过北京十三陵、浙江天荒坪、山东泰安、广东惠州、河北丰宁等一批抽水蓄能电站工程实践，我国抽水蓄能电站设计、施工、机组设备制造与电站运行水平不断提升，已形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理抽水蓄能产业链。《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》实施以来，抽水蓄能项目开发建设提速，对投资、设计、施工、设备制造等全产业链提出了更高要求和更大需求，综合来看，后期抽水蓄能集中投产对设备制造及机组安装等方面的压力相对较大。
为了确保中长期规划目标如期实现，下一步可以着重加强以下工作：
一是进一步提升装备制造产能。我国现有大中型水电机组生产企业十余家，其中，哈尔滨电机厂有限责任公司和东方电气集团东方电机有限公司历史悠久、生产规模大、制造能力强、设计和科研水平高，是水电机组制造的大型骨干企业。两家目前具备年产40台大型抽水蓄能机组的制造、交付能力，经过后期改造可具备年产80台左右能力，距离抽水蓄能快速发展需求还有一定差距。经与两家厂商多次沟通，后期可通过标准化设计、持续优化产能、联合生产等方式进一步提升产能。
二是进一步提升机组安装能力。目前拥有专业的安装队伍的施工企业不多，为了加快抽水蓄能建设速度，亟须开展安装队伍理论及实操培训，扩大安装力量。考虑到抽水蓄能建设周期较长，后期可通过调整施工安装招投标机制，允许联合体投标，以“老带新”的方式培养一批新的安装队伍。
《中国电业与能源》：日前，国家发展改革委发布《电价通知》，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。应如何理解此《电价通知》释放的信号？
郑声安：《电价通知》对于抽水蓄能行业的发展作用巨大，主要包括四个方面：
一是全面梳理电价体系，贯彻落实两部制电价。《电价通知》全面落实了《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，以下简称“633号文”）要求，严格按照《抽水蓄能容量电价核定办法》，核定了在运及2025年底前拟投运的抽水蓄能电站的容量电价，实现了抽水蓄能两部制电价落实，确保了价格管理的机制化、制度化。同时也标志着抽水蓄能电站多种电价机制并存的局面结束，两部制电价已经成为我国抽水蓄能的基本电价机制。
二是对标行业先进水平合理核定容量电价，引领行业发展方向。电价核定是基于大量数据调查，国家发展改革委价格司成本监审对抽水蓄能电站成本进行了深入调查和系统梳理，充分摸清了行业底数，并基于行业先进水平确定了容量电价核定参数取值，有利于促进相关主体持续提高电站投资和运行管理效率。
三是落实容量电费疏导回收的机制，促进行业健康发展。《电价通知》紧密衔接输配电价成本监审，科学疏导容量电费，确保可操作、可执行。此次核定抽水蓄能电站容量电价与第三监管周期输配电定价成本监审工作相结合，但抽水蓄能电站容量电价单列，既体现了抽水蓄能电站容量电价和输配电价的内在关系，也反映出新时期国家对抽水蓄能电站定位的科学认识。
四是强化政策落实监管，确保抽水蓄能综合效益发挥，保障系统全局效益。在633号文的基础上，《电价通知》进一步明确电网企业要统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳等，合理安排抽水蓄能电站运行，公平公开公正实施调度。严格执行核定的容量电价，按月及时结算电费，结算情况单独归集、单独反映，定期上报相关情况，并要求各地发展改革委加强对抽水蓄能容量电价执行情况的监管。从电力系统全局最优的角度，确保了抽水蓄能电站综合效益的充分发挥。
《中国电业与能源》：此次调整将对抽水蓄能电站盈利能力带来怎样的影响？
郑声安：从短期来看，此次调整将对抽水蓄能电站盈利能力存在一定不利影响，从电站电价调整情况来看，2020年之前已投运的31座电站中仅有4座电站容量价格高于2020年执行的容量电价，其余电站有不同程度的降低。
从长期来看，《电价通知》的出台释放了清晰的电价信号，完善了抽水蓄能两部制电价机制与政策，落实了抽水蓄能电站盈利途径，有利于形成稳定的行业投资预期，充分调动各方面积极性，推动抽水蓄能行业高质量发展。
《中国电业与能源》：对于未来抽水蓄能行业的健康发展，您有何建议？还需要做哪些方面的努力？
郑声安：《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》印发后，抽水蓄能进入了快速发展的新阶段。但在发展中，我们也遇到了很多新的问题。为了促进抽水蓄能行业高质量发展，进一步做好相关工作，建议可以加强以下几项工作：
一是继续加大抽水蓄能建设力度。按照目前的发展形势，到2035年前，抽水蓄能仍是技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的绿色低碳安全的调节储能电源，长期快速发展仍是主基调。为支撑新型能源体系建设、构建新型电力系统、助力“双碳”目标实现，仍应继续加大力度支持抽水蓄能建设力度。
二是加强抽水蓄能发展需求论证和科学开展项目纳规。为了实现“双碳”目标，需要建设大量新能源项目，以及与其相配套的灵活性电源。目前我国的灵活性电源仍以火电为主，不仅不利于“双碳”目标实现，且只能实现单向调节，未来对于抽水蓄能的需求规模非常大。下一步，应按照“双碳”目标要求，做好各省（区、市）抽水蓄能发展需求研究论证，在此基础上科学确定抽水蓄能合理建设规模，统筹已建、在建、已纳规项目和拟纳规项目，按照项目纳规有关要求，组织开展站址比选、布局优化等工作，科学推进项目纳规，推动抽水蓄能高质量发展。
三是尽快制定公布抽水蓄能标杆电价。综合考虑各地抽水蓄能发展需求、资源禀赋和电价承受能力，分区域、分调节性能制定抽水蓄能标杆容量电价，给予开发企业准确的投资预期，并发挥价格信号作用鼓励先进、引导降本增效。
四是强化区域抽水蓄能资源优化配置。针对华东、华北等区域，结合站点资源条件，在满足本省电力系统需求同时，加强区域内资源优化配置以及特高压输电线路送受两端的跨区域协调。
五是加强新能源基地的抽水蓄能布局和建设。围绕“沙漠、戈壁、荒漠”大型风电光伏基地及主要流域水风光一体化基地，结合新能源大规模发展和电力外送需要，结合资源条件，在西北、西南地区加强服务可再生能源基地的抽水蓄能布局和建设。
六是加大抽水蓄能产业链支撑力度。抽水蓄能电站的集中核准开工对产业链支撑能力是一个重大考验。一方面要引导各方有序、平稳开发抽水蓄能电站项目，从需求侧疏导产业链压力。另一方面要及早谋划，提升产业链装备制造、机组安装、电站运维等各环节的支撑能力，从供给侧积极应对，满足未来抽水蓄能建设、投产高峰期对产业链的产能需求。
