0 引言

从第1座河北岗南抽水蓄能电站算起，我国抽水蓄能电站的建设和运营历时近50 a，已逐步发展为建设、运维、经营都具有世界先进水平的抽水蓄能建设大国。本文回顾了我国抽水蓄能电站的发展历程，分析了抽水蓄能电站的经营情况，指出抽水蓄能电站面临的挑战与机遇，并根据行业发展和政策措施提出了几点建议，供同行参考。

1 我国抽水蓄能电站发展历程

我国抽水蓄能电站的发展历程大致可以分为4个阶段：探索与试验阶段，总结与提高阶段，快速发展阶段，谨慎发展阶段。

1.1 探索与试验阶段

1968年，我国首次在河北岗南水库安装了1台从日本引进的容量为11 MW的抽水蓄能机组，1972年在北京密云水库安装了2台单机容量为12 MW的国产抽水蓄能机组^[1]。但由于调度和机组质量问题，加之水头低、容量小，这些机组并未受到电网的重视。1984年开工、1992年投产的潘家口抽水蓄能电站^[2]，安装了3台单机容量90 MW的可变速抽水蓄能机组，在电网中发挥了重要作用，抽水蓄能电站首次得到电网的认可和重视。

1.2 总结与提高阶段

1980年以后，随着核电的发展，尤其是广东大亚湾核电站和浙江秦山核电站的建设，催生了广州抽水蓄能电站和天荒坪抽水蓄能电站的建设。这2个电站都装配了具有世界先进水平的高水头（>500 m）、大容量（300 MW）、高转速（500 r/min）机组，工程建设、项目管理均具世界先进水平。通过这2个电站的建设，培养了一批设计、施工、监理和业主高素质工程建设人才，为下一步抽水蓄能电站的迅速发展积累了经验。其中，广州抽水蓄能电站建设项目获得了国家科技进步二等奖。

1.3 快速发展阶段

快速发展阶段以成立抽水蓄能专业运营公司，即国家电网公司成立国网新源控股有限公司，南方电网公司成立调峰调频发电公司为标志。这2家发电公司专门建设、运营抽水蓄能电站，为电网提供调峰、调频、调相等辅助服务。

截至2017年底，我国抽水蓄能电站在运规模29 645 MW，在建规模达38 710 MW，在建和在运装机容量均居世界第一。国网新源控股有限公司运行抽水蓄能电站25家，总装机容量达20 610 MW，占全国抽水蓄能容量66%，运行电站分布在全国14个省（市）^[3]。南方电网调峰调频发电有限公司运行抽水蓄能电站5家，总装机容量为7800 MW，详情见表 1（在建电站本文不再列表）。

1.4 谨慎发展阶段

“十三五”以来，中国经济进入新常态，由高速发展阶段转为中低速发展，经济增长由外延型增长转变为内涵式增长，国内经济对电力的需求减缓。一批抽水蓄能电站建成后一直处于亏损状态，引起运营公司的警惕。抽水蓄能电站建设进入谨慎发展阶段。

此外，根据国家能源局2018年抽水蓄能相关报告，我国在役抽水蓄能电站普遍存在年利用小时数远低于设计小时数的情况，2008—2012年，抽水蓄能电站机组平均利用小时数从2649 h降至1419 h^[4]。由于新能源消纳的要求，2018年国网新源控股有限公司所属抽水蓄能电站的平均利用小时数恢复到2659 h^[5]，抽水蓄能电站现有能力远未得到利用。

上述种种情况，导致两大运营公司对于新项目建设更加谨慎，十三五期间抽水蓄能电站开工量不足，远低于规划开工容量。

2 抽水蓄能电站的经营情况

我国抽水蓄能电站主要有以下几种经营方式。

2.1 加工电量制

这种模式下，抽水蓄能电站将电力系统中的低谷电加工成峰荷电。加工原料（低谷电）免费，电网不向抽水蓄能电站收费，电站按发出的峰荷电量与电网结算，获得收入。

广州抽水蓄能电站一期工程（容量600 MW）售卖给了香港中华电力公司，之前该电站投产初期采用加工电量制经营模式。在此模式下，由于加工电量无法保证、电价没有峰谷差等原因，投产初期处于严重亏损状态^[6]。

2.2 租赁制

目前抽水蓄能电站普遍采用租赁制，即整体租赁给电网使用，电网支付租赁费。该费用必须足以覆盖电厂成本并保证一定的收益，抽水蓄能电站只要保证机组可用率即可。

广州抽水蓄能电站（二期工程）采用租赁模式。这种模式存在的问题是，在厂网分开，电网与电厂分属不同利益主体的情况下，抽水蓄能电站运行带来的电量损失完全由电网负担，导致电网对投资、运行抽水蓄能电站的积极性下降。

1996年广州抽水蓄能电站（一期工程）采用电厂参与的租赁制。租赁费由广东电网和大亚湾核电站共同承担，由电网保证大亚湾核电站不调峰稳定运行。

这种租赁模式源于欧洲，如德国南部Chluch-seewerk公司和卢森堡SEO公司拥有的抽水蓄能电站均采用这种经营方式。由技术上不宜调节（如核电）或考虑经济因素不愿调节的拥有大型核电、煤电及联合循环机组的独立电厂（公司）参与租用抽水蓄能电站容量，由电网保证其安全、稳定运行^[1]。

2.3 两部制电价

容量电价由国家发展和改革委员会核定，主要体现抽水蓄能电站备用、调峰、调频、调相、黑启动等辅助服务价值，由省级电网公司与抽水蓄能电站结算，容量费纳入当地省级电网运行费用统一核算；电量电价主要弥补抽水蓄能电站抽发损耗等变动成本，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘等环保电价，下同）执行，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行^[7]。国网新源控股有限公司所属的抽水蓄能电站多采取这种经营模式。

3 抽水蓄能电站发展面临的困难与挑战 3.1 经营方面

国家发展和改革委员会下发的《省级电网输配电电价定价办法（试行）》指出：抽水蓄能电站不得纳入输配电有效资产，但对通过何种途径疏导并无明确规定，新投产和已投产尚未疏导的抽水蓄能电站面临电费不能正常结算的困局。因此，需要研究适合现阶段的抽水蓄能电价疏导机制。

现有的电力辅助服务市场尚待完善。目前国内开展了8个电力辅助服务市场试点。这些试点均存在交易品种单一、交易规则粗糙、市场设计简单等问题，比如东北辅助服务市场仅开展深度调峰、火电应急启停调峰、跨省调峰、抽蓄超额使用辅助服务、黑启动辅助服务等交易；山西省、广东省电力辅助服务市场仅有调频辅助服务；福建省电力辅助服务市场有深度调峰和启停调峰2种辅助服务。

此外，根据国外经验，电力辅助服务价格很低，其市场规模有限，如澳大利亚电力市场和美国电力市场辅助服务费用占其电能费用总额的比重均在2%以内^[8]。

以海水蓄能电站为例，测算抽水蓄能电站通过电能量市场及各类辅助服务市场所能获得的收益。根据海南省“十三五”电力发展规划，到2020年海南省全社会用电量达到435亿kWh，按照上述2%的辅助服务费占比及当前平均销售电价0.6083元/ kWh计算得出其辅助服务总费用约为5.29亿元，海水蓄能电站容量（600 MW）占全省调峰电源总装机容量（3090 MW）的比重为19.42%，按照文献[8]测算得出成熟电力市场条件下海水蓄能可分得1.02亿元。考虑加上电量市场收益，两者的收益占所需容量电费的比重约为50%，与现行容量电费（约4.38亿元）相比仍存在较大资金缺口。

综上所述，即使抽水蓄能电站参与辅助服务市场，其收益也很低。此外，随着优质资源开发殆尽，新建抽水蓄能电站的单位千瓦投资还将上升，市场的不确定性导致抽水蓄能电站的投资风险增大。

3.2 技术方面

大规模新型储能技术带来新的挑战^[9-10]。首先华丕龙：抽水蓄能电站建设发展历程及前景展望7是化学储能。化学电池储能是目前最热的发展领域之一，世界上无论是美国、欧洲，还是澳洲、日本，都有容量达百兆瓦级的在运示范工程。化学电池具有能量密度高、综合效率高（达85%以上）等优点。南方电网调峰调频发电有限公司在2019年工作报告中明确提出，将电池储能列为该公司新的增长点，布局化学储能^[11]。目前化学储能存在的问题是电池寿命较短，一旦在新型材料上有所突破，将会给抽水蓄能带来颠覆性的影响。

压缩空气储能（Compressed Air Energystor⁃ age，CAES）是目前已经被验证可以与抽水蓄能技术相当的储能技术，世界上已有2座百兆瓦级的电站在役。第1座是德国Huntorf压缩空气储能电站，容量321 MW；第2座大型CAES电站McIntosh在美国Alabama建成，储能110×26 MWh^[12]。目前中国科学院工程热物理研究所、南方电网、广州能源研究所均已开展研究和工程示范。

3.3 政策方面

国家发展和改革委员会于2004年印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源[2004]71号），2006年7月又下发《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格[2007]17号），进一步明确了71号文中有关抽水蓄能电站的建设运营管理。71号文下发后审批的抽水蓄能电站由电网经营企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定；71号文下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。而《省级电网输配电电价定价办法（试行）》指出：抽水蓄能电站不得纳入输配电有效资产。目前2个文件仍存在矛盾之处。

此外，在开发主体上，国家能源局强调，抽水蓄能电站一般由电网企业开发运营。这限制了社会资本进入该领域，不利于在电站建设阶段引入竞争，降低造价^[13-16]。

4 抽水蓄能技术的发展展望 4.1 变速抽水蓄能

随着并网核电及新能源机组（风电、太阳能等）越来越多，电网出现新的稳定问题：一是夜间定常运行发电设备增加；二是新能源在电网中的占比越来越大，电网的稳定性面临更大挑战。

变速抽水蓄能机组具有自动跟踪电网频率变化和高速调节有功功率等优越性，一方面，可根据风电等新能源出力过程，调节水泵输入功率，更灵活地跟踪电网频率，在保证电网安全稳定运行的前提下提高新能源利用率；另一方面，机组调节速率提高，可更好地跟踪风电等稳定性差电源的出力过程，从而减小新能源电源对电网的冲击^[17]。

此外，可变速机组还可以使水轮机在各出力下运行在高效率区，提高了水轮机效率；由于可变速机组可运行水头范围增大，可以降低上水库大坝高度，节省建设成本^[18]。

更具优势的是变速机优良的调节性能，变速机组在响应时间、调节速度方面明显优于定速机组。变速机组可以在0.25 s内调整水泵入力±5%，调整水轮机出力±10%。日本大河内电站（1993年完成改造，2台可变速机组）400 MW变速机组0.2 s内可改变输出功率32 MW或输入功率80 MW^[17]。

目前世界上共有34台可变速机组在运或在建，其中日本15台，瑞士10台，斯洛文尼亚1台，德国2台（有4台在建），葡萄牙2台，中国在这方面尚属空白。

为此，2014年11月国家发展和改革委员会2482号文件中明确提出我国要积极推进变速机组的国产化，提高主辅设备的独立成套设计和制造能力。新源控股有限公司在2018年建设的河北丰宁抽水蓄能电站将会有1台可变速机组。

新建变速抽水蓄能电站和现有机组变速改造是今后2个发展方向。根据现在的经济和电力发展形势，积极开展现有机组的可变速改造大为可行。日本矢木泽、大河内、高见、奥多多良木抽水蓄能电站在役可变速机组均为旧机组改造而成，运行效果良好^[19]。

4.2 海水抽水蓄能

建设海洋强国是我们的国家战略。海水抽水蓄能电站则是解决海岛及沿海大规模可再生能源消纳、支撑海洋资源开发的重要选项之一。

海水抽水蓄能面临的困难和机遇一样多。国家能源局2015年起组织国内相关单位开展海水抽水蓄能电站资源普查，2017年以国能新能[2017]68号文发布了这一成果。本次共普查出海水抽水蓄能资源站点238个（其中近海站点174个，岛屿站点64个），总装机容量为4208.3万kW（其中近海为3744.6万kW，岛屿为463.7万kW）。国家能源局2018-04-12国能函新能[2018]48号文，明确将宁德浮鹰岛（拟装机4.2万kW）站点作为海水抽水蓄能电站试验示范项目站点。

但是，海水抽水蓄能电站面临海水腐蚀机电设备，海水渗漏污染周边环境，海洋生物爆发阻塞输水管道等难题^[20]。据有关报道，日本冲绳海水抽水蓄能电站在运行了17 a后，因为上库的海水溢出渗出、对周围环境造成不利影响以及防腐问题等，已于2016年停止运行，并计划关闭^[21]。

5 几点建议

随着我国经济进入新常态，抽水蓄能电站建设进入谨慎发展期，像“十二五”“十三五”期间的开工规模水平不可持续，但现有机组的可变速改造及海水抽水蓄能电站的建设会是一个新的增长点，抽水蓄能经营企业应该在这方面开展工作。海水抽水蓄能电站挑战与机遇并存，在彻底解决海水带来的环境污染、设备侵蚀等问题前，不会有大规模的发展。此外，抽水蓄能企业还应该关注和布局新型大规模储能技术。

政策方面，建议有关部门进一步梳理抽水蓄能电价政策，确保独立发电公司运营能有基本收益。在投资和管理体制上，可以考虑放开社会资本，不再强调原则上由电网企业投资建设。

在管理体制方面，可以考虑增加抽水蓄能与新能源一体化的运营模式。比如核蓄一体，“新能源+抽蓄”一体运营模式，以更加开放、创新的环境，促进抽水蓄能行业的大发展。