当前，全国多地抽蓄建设如火如荼。与此同时，我国西部地区抽蓄建设相对滞后，尤其是甘肃、宁夏和陕北，至今没有建成的大型抽蓄电站。西部地区抽蓄缘何发展缓慢?其发展面临哪些难题?未来西部区域如何高质量发展抽蓄?
▲石泉县席家坝抽水蓄能电站效果图(纳规申请中)
近日，山东枣庄山亭抽水蓄能电站(以下简称“抽蓄”)、江西铅山抽蓄、寻乌抽蓄、辽宁太子河抽蓄等一批抽蓄电站项目核准建设，全国多地抽蓄建设如火如荼。
然而，我国西部地区抽蓄建设相对滞后，尤其是甘肃、宁夏和陕北，至今没有建成的大型抽蓄电站。
西部地区抽蓄缘何发展缓慢?其发展面临哪些难题?未来西部区域如何高质量发展抽蓄?就这些问题《中国能源报》记者展开了采访。
西部建成投产大型抽蓄比例小
我国西部地区，尤其是高原区域，因高海拔、高边坡、电价承受能力有限等因素，抽蓄建设难度颇大。
按照规划，“十四五”期间，西北、西南地区拟建大型抽蓄项目超过30座。目前在建的阜康、镇安、蟠龙等6个抽蓄项目分别分布在西北的新疆、宁夏、陕西和西南的重庆。
西部省区中，新疆、甘肃、四川等省区均提速抽蓄相关工作。例如，陕西佛坪抽蓄电站通过可行性研究报告审查;甘肃兰州后湾抽蓄电站正在预可行性研究阶段勘察设计;新疆自治区已核准的阜康、哈密、布尔津、若羌、和静5个抽蓄项目全部开工建设;四川已经设计十多个抽蓄并已经开工建设了好几个项目。不过，西部地区完全建成投产的大型抽蓄屈指可数。
此外，西部并非所有省份都拥有丰富的水资源，其他地质条件也限制了抽蓄项目的选址和建设。 例如，我国黄土地带多分布于甘肃、宁夏和陕北一带。黄土多具湿陷性，这类地区抽蓄库址选择和水库防渗问题突出，目前尚未有大型抽蓄建成实例。
“过去西部常规水电站多，在新能源尚未快速发展以前，也没必要建设抽蓄调峰。”中国水力发电工程学会秘书长助理杨永江接受《中国能源报》记者采访时表示，“如今，在碳达峰碳中和、构建新型电力系统背景下，西部地区风电、光伏等新能源‘跑步’发展，常规水电调节能力不足，抽蓄建设自然需要提上日程。”
诸多因素制约抽蓄建设
记者采访了解到，西部地区抽蓄发展缓慢的原因很多。
首先，西部地区大多处于高寒、高海拔区域，地质构造复杂，生态环境脆弱，此外，西北区域普遍水源匮乏，这些都是抽蓄开发建设需要面临的难题。
“中东部很多地区抽蓄地形地质条件较好，相比之下，西部地质条件更复杂，断裂构造较为发育，崩塌、泥石流常有，还有很多处于泥岩红层地区，岩性偏软成洞条件差等问题突出。”一位不愿具名的水电设计专家对《中国能源报》记者表示。
其次，在自然保护区内建设抽蓄项目也受到限制。 “尤其是陕西秦岭、甘肃祁连山、宁夏贺兰山、内蒙古阴山等都在自然保护区内，保护区限制了抽蓄项目发展。”杨永江对记者直言，北京十三陵、浙江天荒坪的抽蓄项目如今均已成为当地著名的旅游景区。建议相关部门论证抽蓄是否属于生态工程、环保工程、民生工程，这是西部地区抽蓄高质量发展的关键。
陕西浤源水电发展有限公司总经理姜俊峰接受《中国能源报》记者采访时表示，抽蓄电站纳规，需要自然资源部门、林业部门、环境部门无影响查询回执和电网的初步审查资料。在项目深度开发后，一些临建、送出线路等无法避让地要与保护区重叠。因此，有关专项设计无法通过评审。
再次，西部电网建设滞后也制约了抽蓄发展。 建设抽蓄的主要目的是调节电网平衡和消纳新能源。抽蓄电站装机容量大，需要接入330千伏以上等级变电站。而高等级变电站布点少，现有变电站主变容量小，根本不可能提供大规模的容量接入。“比如，陕南地区汉中、安康、商洛三市平均用电功率仅150万千瓦，电网的主力电源为汉江梯级水电，基本没有外电送入。而现有电网难以支撑1000多万千瓦的新建抽蓄运行。抽蓄步伐过快，电网建设却滞后，势必出现建好了用不了的窘境。”姜俊峰说。
多位业内人士认为，西部电源抽蓄建设滞后的一大因素是体制机制不健全。 客观上，与中东部经济发达地区相比，西部工商业用户电价的上涨承受能力相对有限;同时，因为西部地区的新能源资源禀赋好、经济性优，新能源上网电价是逐步走低的，所以综合来看，全社会用户的电价上涨有限是制约抽蓄发展的瓶颈。
盈利空间小直接导致民间投资西部抽蓄热情不高。 目前的抽水蓄能电站营收两方面，即容量电价和电量电价。容量电价可称之为“租赁费”，按6.5%的年化收益率返还建设成本，几乎没有经营的弹性发挥空间。“静态资本回收期满后，如何收益没有明确。电量电价仅能维持损耗和效率损失，投资建设抽蓄未来不确定性太多。”姜俊峰直言。
政策措施待进一步明确和细化
那么，西部区域如何高质量发展抽蓄?中国水力发电工程学会学术交流部主任王立涛对《中国能源报》记者表示，必须明确在西部地区建设抽蓄是践行“生态优先、绿色发展”的理念。迫切需要从国家层面统筹区域风光电力的外送消纳，加强外送电网建设，保障西部配备抽蓄的可再生能源电力稳定向外输送。 将水电和抽蓄纳入可再生能源开发利用目标考核体系，建立优先消纳的保障机制，构建合理的交易方式、价格补偿和碳排放机制。
此外，需要推动建立统一运营管理机制，实现风、光、抽蓄清洁能源基地集约调度，充分激发清洁能源企业的创造性和开发热情。
在杨永江看来，随着新能源发电的快速发展，抽蓄电站在促进其开发和消纳发挥越来越重要的作用，抽蓄不仅可以实时储存新能源发电的电量，还可发挥调峰、调频、备用等作用。西部抽蓄一般建在电源端，“抽蓄+风电、光电”形成“水风光电站”，类似于火电的“坑口电站”，目前缺少相应的上网电价政策，即体制机制尚未健全。未来需要制定相应的并网、调度运行、电价等政策，以促进西部地区抽蓄的健康发展。
上述水电设计专家认为，《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》明确了抽蓄电价机制除了服务电力系统，还有服务特定电源，从区域电源布局分类上多为服务新能源，即电源端抽蓄功能定位是为服务新能源基地的。电价机制是清晰的，只是哪些是服务特定电源落实有个过程，需要在服务特定电源方面尽快明确具体落实细节并逐步完善。
可利用现有水库组合开发
业内人士普遍认为，利用已建成的水库作为蓄能水库的工程逐渐增多，采用单个蓄能站点多个水库的建设模式会比多个蓄能站点更具优势。西部抽蓄高质量建设，可根据单个蓄能站点实际情况，利用三个或更多的水库组合，最大化地利用地形优势，降低投资成本，提高管理效率，体现出蓄能电站上下水库布局的灵活性和多样性。
“大部分已建水库具有下游供水、灌溉、发电等综合利用功能，利用已建水库作下水库时需重视综合利用水库在水量分配、功能定位及水库调度上的协调，水库运行管理、产权、功能等边界条件需要明晰。”姜俊峰建议，利用已建水库时需对现有水库大坝建筑物工程等级、防洪标准、安全标准、耐久性等进行复核，若不满足作为蓄能电站水库标准时应进行论证、采取加固改造措施。原有水库作为蓄能电站水库使用后，原有电站运行调度方式等也需进行改变调整，需取得权属单位或行政主管部门的同意或审批。
《中国能源报》记者采访了解到，在西部的部分地区，特别是西北区域，由于降水量稀少、气候干旱，加上复杂的地质条件，上下水库面临着天然径流量少、蒸发量大和水量损失严重等问题，水库的初期蓄水和运行期补水都相当困难。为了满足电站的用水需求，需要设置专门的补水工程，从附近的河流或湖泊抽水至下水库。
