近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，要求加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设。不少省份按照通知要求，能核尽核、能开尽开，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作。例如，湖北罗田平坦原抽蓄项目正在开展各项建设前的准备工作、浙江省庆元抽水蓄能电站将很快开展可研设计、国网华中分部刚调研完湖北白莲河抽水蓄能电站。
多位业内人士认为，随着风、光等新能源大规模高比例发展，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切，抽水蓄能因能够平抑新能源出力的波动性、随机性，减少对电网的不利影响，是当前及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式。
新型电力系统特征不断强化
按照国家提出的“十四五”末可再生能源发电装机占比超过50%的目标，新能源将呈现超常规、跨越式发展。“随着新能源占比的不断提升，新型电力系统的特征不断增强，新能源对系统调节资源的需求越来越大。尤其是大规模‘靠天吃饭’的风电、光电并网后，呈现高电力电子化的特征，风电光电在高峰时段难以发挥顶峰作用，在极端天气条件下，新能源出力受限。”南方电网调峰调频发电有限公司总经理李定林表示。
业内人士认为，电力系统实时平衡越来越难把控，随着新能源快速发展，高电力电子化特征日趋明显，系统转动惯量持续下降，系统调频和调压能力将显得不足，加上新能源的随机性、波动性和间歇性特征，电力系统实施平衡的难度会越来越大。李定林直言，在碳中和条件下，电力系统约束了煤电电量，进而约束了在网煤电机组容量。正常情况下，可以通过新能源预测提前增加在网备用容量以应对新能源出力波动，由于预测难以保证100%准确性，或将存在小时乃至十小时级实际出力与预测偏差的情况。水电受制于水库的调节能力和地理分布，气电与煤电一样受制于碳排放约束容量。“相比之下，抽蓄是目前技术最成熟、经济性最优，最具大规模开发潜力的绿色低碳的清洁电源，可以在所有场景中，发挥电力支撑和电量保障作用。”
实际发展严重滞后
抽水蓄能在新型电力系统中的作用不言而喻，然而，其开发建设规模与需求相差甚远。数据显示，我国2010年风能和太阳能发电装机仅有2984万千瓦，然而到2021年底，两项新能源装机总量达到6.34亿千瓦，增长21倍之多。而同期抽水蓄能电站装机从2010年的1691万千瓦增加到2021年的3639万千瓦，增加仅2.1倍。
“大量稳定性差的风、光电进入电力系统，带来了电网稳定性和安全性的巨大隐患。”中国大坝工程学会理事长矫勇表示，由于抽水蓄能电站发展严重滞后，燃气发电成本高，调蓄能力有限，电力系统调峰能力严重不足，不得不大力推动煤电机组灵活性改造，承担电网调峰任务。“要实现2030年抽水蓄能电站投产1.2亿千瓦的目标任务，未来9年，现有装机规模几乎需要翻两番，远超过去10年翻一番的水平，时间紧、任务重 。”
为加快抽水蓄能电站开发建设进度，记者了解到，不少电网侧企业采取了一系列行动，提升电网弹性。例如，国网浙江电力，正着力加快推进全省抽水蓄能开发建设。“我们正在研究探索风光储一体化发展模式，广泛吸引社会资本参与开发，促进新能源+抽水蓄能联合开发，通过市场帮助投资主体获取收益、回收成本，拉动市场积极性。”浙江电力相关负责人表示。
“抽水蓄能工程开发最大的风险是半途而废。例如，论证不充分、开发目标不明，导致系统风险。”中国电建集团总工程师周建平坦言，抽水蓄能建设的难题是，复杂工程地质与水文地质条件、复杂地基处理及建筑结构形式等均会使建设成本超支。
打造良好的产业生态链环境
随着抽水蓄能规划资源约束和电价瓶颈的解决，加上地方政府的支持，目前，各类社会资本积极布局、抢占规划资源，抽水蓄能开发建设热情空前高涨。
中国电建北京院总规划师靳亚东接受记者采访时建议，地方政府主管部门应做好监督工作，避免无序开发和资源浪费。同时，抽水蓄能项目在各省份核准的前置要件有所不同，需加强与各省发改委的沟通，建议国家能源局积极推进《抽水蓄能项目管理实施办法》出台，规范前期设计、项目核准以及运行管理的相关要求，优化审批流程，确保抽水蓄能行业高质量发展。
周建平直言，健康的产业离不开良好的产业链生态环境，相关企业务必认识到，抽水蓄能开发没有捷径，没有暴利，没有超额利润。唯有贯彻落实国家战略，践行责任使命担当，维护市场秩序，才能实现抽水蓄能产业效益和社会效益的最大化。
