受訪的業內人士認為，“風光”發電企業當下投資抽蓄是不錯的選擇，起碼比配備化學儲能更安全。“不過要注意的是，雖然抽蓄發展正在提速，但在其電價尚未理順的情況下，投資需謹慎。”

 

政策利好激發投資熱情

 

國家發改委今年5月發布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確，以競爭性方式形成電量電價；7月，國家發改委再次印發的《關于進一步完善分時電價機制的通知》強調，推行分時電價旨在為抽水蓄能和新型儲能發展創造更大空間。國家能源局今年9月發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》（以下簡稱《規劃》）明確，2030年我國抽水蓄能電站投產總規模達到1.2億千瓦。

 

除了國家層面政策支持，地方政府和企業層面也紛紛明確，將支持更多投資主體。國家電網今年初曾表示，歡迎社會各方共同參與投資、建設、運營抽蓄項目，且股權比例靈活設置，可參可控，建立共建共享機制。

 

“《規劃》強調抽蓄多元化靈活性布局，調動和激發了更多企業的投資熱情和信心。”中國水力發電工程學會副秘書長張博庭接受記者采訪時表示，以往我國參與建設運營抽蓄項目的大多是大型電力央企、國企，隨著政策放開，已有一些民營資本陸續入局。“民企投資抽蓄最大的優勢是決策更加靈活，國企投資抽蓄項目如果效益較差，再投資的難度極大。”

 

“近兩年，為提高新能源消納水平，儲能成為新能源項目并網的標配。各種儲能形式中，抽蓄因技術成熟自然是‘主力軍’。”一位業內人士指出，民企是看準了我國能源轉型和降碳目標背景，畢竟目前抽蓄裝機占比偏低，今年上半年僅占1.4%，不能有效滿足電力系統安全穩定運行和新能源大規模快速發展。“按照規劃的1.2億千瓦目標計算，我國還需新增大約9000萬千瓦裝機。”

 

國網新源控股有限公司發展投資處處長王卿然曾表示，中長期看抽蓄是最經濟的儲能技術，目前我國抽蓄機組的設計制造基本實現國產化，技術成熟，未來技術經濟指標基本穩定，投資成本維持在6500元/千瓦左右。

 

發展滯緩的最佳調峰手段

 

新能源項目配套開發抽蓄，能夠平抑“風光”出力變幅及瞬時變頻，減少對電網安全的不利影響，提高新能源的消納能力，保證輸電系統穩定調度運行。“常規水電和抽蓄是最好的調峰手段。”張博庭認為，水電的調峰能力是0-100%，而煤電的調峰能力較差，一般是40%-100%。

 

在王卿然看來，抽蓄啟停速度快、爬坡卸負荷能力強，機組從空載到滿載只需30-35秒，啟動速度是燃氣機組的12倍、煤電機組的100倍；爬坡速率可達50%-100%額定容量/分鐘，約是燃氣機組的5倍，煤電機組的30倍。抽蓄機組可在發電與抽水工況之間靈活轉換，既能“削峰”也能“填谷”。

 

“我國早期的電力規劃曾預測，到2020年抽蓄裝機要達到1億千瓦左右，但現在裝機只有3000多萬千瓦，未達預期的主要原因是在于，能源轉型路線被之前無序發展的煤電打亂了。”張博庭表示，2013年后，我國連續三年實現碳排放下降，尤其是2014年—2015年，我國可再生能源發電的實際增量已超過當年全社會用電量增長。“換言之，我國早已具備了用可再生能源滿足全部社會用電增長的條件和可能。但遺憾的是，彼時煤電產能無序擴張，可再生能源尤其是水電與抽蓄建設規模卻大幅降低。目前，我國水電投資和年發電量增速均比高峰建設時期降低了90%。”

 

順利實現盈利尚待時日

 

關于抽蓄行業的前景，有觀點認為，抽蓄是當前最成熟、最經濟的儲能方式，正迎來發展窗口期，特別是《規劃》的發布，打消了業內對建設抽蓄的地理空間有限的擔憂。與此同時，有觀點認為，目前抽蓄盈利尚未迎來真正的“窗口期”。

 

“不嚴控煤電，抽蓄便推不動。”張博庭直言，政策雖大力支持社會資本投資抽蓄，但從實際出發，抽蓄發展還有一定難度，目前裝機僅有3000多萬千瓦，在電力系統中的占比不到2%。“從市場化角度看，目前抽蓄行業發展前景并不明朗，風險較大，如果電網不調用，建好的項目還有可能虧損，之前就出現過發電企業因虧損而甩賣抽蓄電站的情況。”

 

記者了解到，抽蓄發展的另一個障礙是電價機制未理順。國家發改委今年發文明確，政府核定的抽蓄容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收。與輸配電價核價周期保持銜接，在核定省級電網輸配電價時統籌考慮未來三年新投產抽水蓄能電站容量電費。但業內專家認為，納入省級電網輸配電價回收并不等于抽蓄容量電費直接進入輸配電價，分攤疏導規則尚需細化，如何平衡電力系統整體利益與抽蓄權益也需統籌考量。