我國抽水蓄能電站發(fā)展現(xiàn)狀及前景

2018-02-07 18:45:59 能源研究俱樂部　點擊量：評論 (0)

作為目前經(jīng)濟、清潔的大規(guī)模儲能方式，抽水蓄能電站(以下簡稱抽蓄電站)啟停靈活、反應迅速，具有調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相、緊急事故備用和黑啟

作為目前經(jīng)濟、清潔的大規(guī)模儲能方式，抽水蓄能電站(以下簡稱抽蓄電站)啟停靈活、反應迅速，具有調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相、緊急事故備用和黑啟動等多種功能。做好抽蓄電站建設和調(diào)度運行，有利于更好地利用新能源資源，有利于提升電力系統(tǒng)綜合效益。

進入“十三五”以來，我國抽蓄電站發(fā)展一改“十二五”時期緩慢態(tài)勢，新開工步伐加快，但能否實現(xiàn)“十三五”目標尚待觀察。

一、發(fā)展現(xiàn)狀

(一)開發(fā)進展

1.常規(guī)抽蓄電站

隨著由國家電網(wǎng)公司投資建設的6座抽蓄電站去年12月22日開工，我國抽蓄電站在運規(guī)模2849萬千瓦，在建規(guī)模達3871萬千瓦，在建和在運裝機容量均居世界第一。

2017年，國家電網(wǎng)公司開建了河北易縣、內(nèi)蒙古芝瑞、浙江寧海、浙江縉云、河南洛寧、湖南平江6座總裝機840萬千瓦的抽蓄電站;由江蘇省國信集團投資、總裝機容量為150萬千瓦的江蘇溧陽抽蓄電站全面投產(chǎn);此外，南方電網(wǎng)公司深圳抽蓄和海南瓊中抽蓄電站均實現(xiàn)首臺機組投產(chǎn)，廣東陽江和梅州抽蓄電站按照建設進度完成節(jié)點。

2.海水抽蓄電站

目前，我國初步查清全國海水抽蓄電站資源，并篩選出典型站點。2017年4月5日，國家能源局發(fā)布海水抽蓄電站資源普查成果顯示，我國海水抽蓄資源站點達238個，總裝機容量可達4208.3萬千瓦。其中，位于浙江舟山、廣東汕頭、福建寧德等8個建設條件相對較好的典型站點將作為下一步研究重點。

(二)投資主體

過去，由于抽蓄電站主要服務于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，由電網(wǎng)企業(yè)負責開發(fā)，抽蓄電站的盈利與整個電網(wǎng)運營利潤進行捆綁式計算，其他企業(yè)建設抽蓄電站的積極性并不高。

抽蓄電站目前以電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)獨資或控股投資建設為主，逐步建立引入社會資本的多元市場化投資體制機制。在具備條件的地區(qū)，鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主。

目前，國家電網(wǎng)公司所屬國網(wǎng)新源控股有限公司是我國最大的抽蓄電站開發(fā)建設單位。截至2017年底，該公司運行抽蓄電站達到20座，裝機容量1907萬千瓦，占全國抽蓄運行容量的66%。

(三)電價機制

目前，我國抽蓄電站主要實行三種價格機制——單一容量電價、單一電量電價、兩部制電價。按照2014年國家發(fā)展改革委《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》，在形成競爭性電力市場以前，對抽蓄電站實行兩部制電價。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，并按無風險收益率(長期國債利率)加1個百分點至3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發(fā)電損耗等變動成本;逐步對新投產(chǎn)抽蓄電站實行標桿容量電價;電站容量電價和損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。當時已核定電價的抽蓄電站逐步實行兩部制上網(wǎng)電價。

(四)建造成本與收益

抽蓄電站前期建設周期長，一個項目從預可行研究到建成投產(chǎn)正常情況下需要8至10年時間，每千瓦成本7000元左右。國家電網(wǎng)公司去年底開工的6座抽蓄電站總裝機容量840萬千瓦，總投資524億元，平均每千瓦投資6200余元。6座電站計劃全部于2026年竣工投產(chǎn)。去年全面投產(chǎn)的江蘇溧陽抽蓄電站于2008年12月開工，總投資89億元、總裝機容量為150萬千瓦，每千瓦投資近6000元。

業(yè)界人士表示，以目前的電價，抽蓄電站最好的運行情況也只能是保本微利。國家能源局2015年發(fā)布的《華北華東區(qū)域抽蓄電站運營情況監(jiān)管報告》顯示，2014年1~9月份區(qū)域內(nèi)實施單一容量電價的抽蓄電站發(fā)電利用小時數(shù)為518.8小時，抽水利用小時數(shù)為642.5小時。此外，在大多數(shù)情況下，抽蓄電站調(diào)峰填谷、調(diào)頻、調(diào)相，安全備用保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行所產(chǎn)生的輔助功能效益難以準確計算。

與常規(guī)抽蓄電站相比，海水抽蓄電站有利用海洋作為下水庫、占地面積小、水源充足等優(yōu)點，但也有其獨有特性和技術難度。海水抽蓄電站相對較小，單位造價更高，經(jīng)濟指標可能更差。

二、存在問題

目前，我國抽蓄電站總體上存在發(fā)展慢、電價機制待完善、電站作用未充分發(fā)揮、投資主體單一等問題，導致部分機組利用率較低、頂峰發(fā)電能力未能充分發(fā)揮。從根本上看，還是在于認識差異和經(jīng)濟吸引力不夠，企業(yè)投資積極性不高。

(一)建設速度低于預期，裝機比重占比較低

“十二五”期間，全國規(guī)劃新開工抽蓄電站4000萬千瓦、投產(chǎn)1324萬千瓦，2015年底裝機容量達到3000萬千瓦，但實際開工2090萬千瓦、投產(chǎn)732萬千瓦，2015年底裝機容量僅2303萬千瓦，分別完成“十二五”規(guī)劃目標的52%、55%和77%。進入“十三五”，抽蓄電站建設明顯加快，前兩年新開工規(guī)模約1900萬千瓦。

目前，我國抽蓄電站裝機在電力裝機中占比還不到2%，而西方發(fā)達國家普遍重視抽蓄電站建設，裝機容量通常占電力系統(tǒng)總裝機的5%~10%。其中，美國抽蓄電站占比達7%~8%，日本達14%。我國調(diào)峰能力不足已開始影響電力系統(tǒng)運行，部分地區(qū)時段性影響嚴重。

(二)市場化電價未形成，投資效益不高

電價形成機制未理順是抽蓄發(fā)展的核心問題。2014年《關于完善抽蓄電站價格形成機制有關問題的通知》對抽蓄電站電價政策是原則性規(guī)定，沒有實施細則，兩部制電價政策并未得到全面落實。據(jù)了解，抽蓄電站年容量電費分配是電網(wǎng)50%、用戶25%通過銷售電價疏導落實，發(fā)電企業(yè)25%通過招標解決。在現(xiàn)有電價機制下，抽蓄電站的建設成本只能全部進入輸配電成本并通過調(diào)整銷售電價進行疏導，由電網(wǎng)和用戶承擔，受益電源并未補償抽蓄電站。

國家能源局2015年發(fā)布的《華北華東區(qū)域抽蓄電站運營情況監(jiān)管報告》指出，抽蓄電站的相關招標競價方式、電價測算方法、工作時間節(jié)點、各方職責等尚未明確，兩部制電價推進工作無實質(zhì)性進展。

再如，我國首個由發(fā)電企業(yè)投資建設的抽蓄電站黑麋峰電站，2009年投運后持續(xù)虧損，不得已于2013年轉賣給電網(wǎng)企業(yè)。發(fā)電企業(yè)無意承擔25%電站容量電費，理由之一即是火電本身具有一定調(diào)峰能力，并不一定需要抽蓄電站。

(三)電力供需形勢與體制機制也存制約

在個別業(yè)界專家看來，抽蓄電站建設緩慢歸根結底是當前全國電力產(chǎn)能嚴重過剩造成的。近幾年來，隨著我國經(jīng)濟由高速增長階段轉向高質(zhì)量發(fā)展，單位GDP能耗下降，電力需求增速降低，而且火電機組出現(xiàn)過剩。這一觀點認為，抽蓄電站最主要的作用就是參與可再生能源調(diào)峰，目前電力產(chǎn)能過剩，普遍存在棄風、棄光現(xiàn)象。可再生能源規(guī)模上不去，抽蓄自然也就跟著受影響。同時，抽蓄部分調(diào)峰任務被大量過剩火電機組所替代，抽蓄電站的經(jīng)濟效益無法保證，大大降低了企業(yè)投資建設的積極性。

三、發(fā)展前景與建議

(一)抽蓄電站將加速發(fā)展

從全球范圍看技術較成熟的抽蓄仍是儲能主力。根據(jù)國際可再生能源署去年底發(fā)布的“電力儲存與可再生能源——2030年的成本與市場”報告，到2017年中，全球儲能裝機容量為176吉瓦，其中169吉瓦抽蓄(占96%);3.3吉瓦熱能儲存(1.9%);1.9吉瓦電池儲能(1.1%);1.6吉瓦機械儲能(0.9%)。而且，與發(fā)達國家抽蓄電站占電力總裝機的比重相比，我國的比重偏低，專家認為我國抽水蓄能的合理比例應保持在10%以上。

非水可再生能源快速發(fā)展需要。《水電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確，“十三五”將加快抽蓄電站建設，以適應新能源大規(guī)模開發(fā)需要，保障電力系統(tǒng)安全運行。我國未來能源革命電力轉型中，間歇性的非水可再生能源將是主力，其發(fā)電能力超過電網(wǎng)的最低負荷是必然的趨勢。2017年，我國非化石能源發(fā)展已經(jīng)領跑全球，新增裝機規(guī)模占全球增量40%左右。我國非化石能源發(fā)電裝機占比已達38.1%，比2012年提高9.6個百分點，是歷史上增長最快的時期。2017年，我國可再生能源發(fā)電裝機容量達到約6.56億千瓦，風電和光伏發(fā)電建設成本分別下降20%和60%。

(二)發(fā)展目標設定應更加科學

按照我國規(guī)劃，“十三五”全國新開工抽蓄電站6000萬千瓦左右，到2020年抽蓄電站裝機容量達到4000萬千瓦，預計2025年全國抽蓄電站約9000萬千瓦。按照目前的開工規(guī)模，意味著未來三年至少還要新開工4100萬千瓦抽蓄機組才能完成既定規(guī)劃目標。這個規(guī)劃目標完成難度較大。

要滾動調(diào)整抽蓄規(guī)劃，適時啟動新一輪選點規(guī)劃工作。統(tǒng)籌考慮區(qū)域電力系統(tǒng)調(diào)峰填谷需要、安全穩(wěn)定運行要求和站址建設條件，對尚未開展選點規(guī)劃的地區(qū)適時啟動規(guī)劃工作;對部分已有選點規(guī)劃，經(jīng)論證有增補、調(diào)整站點必要的地區(qū)進行滾動調(diào)整，充分論證系統(tǒng)需求，分析研究抽蓄電站的合理建設規(guī)模和布局，優(yōu)選確定規(guī)劃站點。為適應長遠需要，考慮到抽蓄電站建設的合理工期，有必要組織新一輪的選點規(guī)劃工作。

(三)深化電改完善利益補償機制

抽蓄電站的屬性導致其不追求直接的經(jīng)濟效益，而其間接經(jīng)濟和社會效益難以計算，需要借助電改將其間接效益量化出來。應實行“優(yōu)質(zhì)優(yōu)價”，鼓勵電力系統(tǒng)優(yōu)化電源結構，將煤電、核電等受益電源的增量效益部分用于對抽蓄電站的補償，體現(xiàn)“誰受益、誰分擔”的原則。通過電源側峰谷電價、輔助服務補償?shù)确绞剑侠矸从吵樾铍娬镜男б妗Ｍ瑫r，完善和落實兩部制電價政策，擴大峰谷電價差。以美國加州電力交易中心為例，不同時段電價差異很大，最高電價與最低電價相差52倍。抽蓄電站可以在電力市場高拋低吸，獲得效益，有足夠生存空間。

(四)做好分類管理利用

由于電源結構、負荷特性、電力供需狀況和電力保障需求的實際情況存在差異，不同電網(wǎng)抽蓄電站實際發(fā)揮的作用應該有所側重，抽蓄的作用不能一概而論，需要分類管理利用。

目前看，華東電網(wǎng)規(guī)模大，系統(tǒng)峰谷差較大，系統(tǒng)內(nèi)火電比重較高，核電和區(qū)外來電比重也逐年增加，對電能質(zhì)量要求高。因此，抽蓄功能以調(diào)峰填谷為主，輔以調(diào)頻調(diào)相和備用;湖南、湖北電力系統(tǒng)內(nèi)小水電比重大，且遠離負荷中心，負荷中心缺乏快速反應電源，因此抽蓄以承擔調(diào)頻調(diào)相、事故備用功能為主，輔以調(diào)峰填谷功能;東北、西北電網(wǎng)新能源發(fā)展迅速，電網(wǎng)規(guī)模小，消納能力有限，要保證遠距離外送，配置抽蓄更多發(fā)揮其儲能作用，輔以調(diào)峰調(diào)頻、事故備用等功能。

(五)促進投資建設市場化

目前，“鼓勵采用招標、市場競價等方式確定抽蓄電站項目業(yè)主”的政策效果尚未顯現(xiàn)。從長遠看，抽蓄電站走市場化道路或許是最優(yōu)選擇。建立多元化的投資機制，鼓勵社會資本投資，促進抽蓄電站投資建設市場化。研究推行抽蓄電站和核電、風電等項目協(xié)調(diào)配套投資及運營管理模式，實現(xiàn)項目聯(lián)合優(yōu)化運行，促進優(yōu)勢互補、良性互動，減少資源浪費。

原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2018年1月19日第3期