发展滞后的抽水蓄能，如今又碰上新问题！

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以往，抽蓄是基于火电为主、西电东送水电和核电为辅的传统电力系统而规划；如今，抽蓄发展要面对风光大规模集中开发的新形势和构建新型电力系统的新要求。

5月7日，中国能源报官方微信发布《抽水蓄能发展严重滞后！》一文后，引发行业热议。围绕业内关注的发展为什么严重滞后、发展障碍有哪些、如何系统研究抽水蓄能（简称“抽蓄”）行业发展等问题，记者再次深入采访，探寻其快速匹配新要求的路径。

发展底层逻辑正在改变

我国以往的抽蓄发展是基于火电为主、西电东送水电和核电为辅的传统电力系统而规划的。如今，面对大规模集中开发风电和光伏发电以及构建新型电力系统这一新的发展要求，我国抽蓄发展严重滞后，不能适应新能源大规模快速发展的要求。

多位业内人士向记者坦言，与新能源装机的快速增长相比，抽蓄电站开发建设规模与需求相差甚远。根据我国“十二五”、“十三五”相关产业发展规划，到2020年和2025年，抽蓄装机规模应分别达到4000万千瓦和9000万千瓦。实际上，2020年我国抽蓄装机规模仅为3549万千瓦，预计2025年可达到6200万千瓦，无法完成规划目标。“十三五”时期，抽蓄建设同样严重滞后。

中国电建总工程师周建平接受记者采访时表示，过去，抽蓄是电力系统中的奢侈品，由于抽蓄功能定位和市场电价的缺失，导致开发主体单一，限于电网公司投资开发，成本纳入当地电网运行费用，投资者积极性不高。

周建平认为，目前，在构建新型电力系统的要求下，抽蓄成为电力系统的基本配置，不可或缺，而按照“先立后破”的要求，“立”在先，需要加快“立”，因此在加快风光清洁能源基地规模化开发的同时，抽水蓄能电站建设迫在眉睫。“更关键的是，如果抽蓄工程仓促上马，与新能源开发、电网规划建设不匹配，缺乏统筹规划，不计成本代价，不仅开发企业投资收益没有保障，还将显著增加全社会用电成本，造成极大浪费。”

在中国电建副总工程师侯靖看来，截至2021年底，我国电力储能容量的总规模为4610万千瓦，其中抽蓄总装机规模约3934万千瓦，占比约86.3%。为了实现“双碳”目标，若2030年我国风光电新能源总装机容量超过12亿千瓦，按照新能源配置储能15%保守测算，总容量至少为1.8亿千瓦。考虑到2030年风光新能源总装机容量可能会进一步增加到16亿千瓦，则需要储能规模接近 2亿千瓦，在“十四五”期间，至少新开工建设1.6亿千瓦抽蓄，差额缺口巨大，任务十分艰巨。

抽蓄电站选址颇为不易

中国电建北京院总规划师靳亚东对记者表示，我国目前有超过2亿千瓦的抽蓄正在开展前期工作。但抽蓄电站投资大、建设周期长，一座100万千瓦的抽蓄电站建设周期一般要7-8年。相较于目前紧迫的发展要求，过去30年里，我国抽蓄建设进度滞后，前期工作储备也显得不足。

一位不愿具名的业内人士向记者透露，仅在抽蓄前期勘测阶段就面临诸多掣肘。例如，中长期规划中有一些优良的抽蓄站址由于位于生态保护红线范围内而无法开发，为了避开生态保护红线而选择了一些建设条件较差、经济指标欠佳的站址，而这些站址由于建设条件差，投资高，随着工作的推进很可能搁浅；而有些抽蓄站址为了论证，严重滞缓了项目前期工作的进度。

昆明勘测设计研究院副总工程师王昆也直言，抽蓄电站选点工作十分重要，首先涉及电站与电网，若选址不当，后续工作难度大，严重制约项目的推进。此外，抽蓄选点要从多方面论证站点位置的必要性、合理性及可行性，工作中需要规划、移民、环境、水工、地质、机电等多专业密切配合，熟悉掌握本地区重要的基础资料。前期选点经常因基础资料不够，反复调整站点位置，造成勘探费用增加，并影响项目的进度。

多位业内人士认为，为避免抽蓄后续工作推进难度大甚至“半途而废”，电站要选择地质条件相对较好，上、下水库具备成库条件的站址，因为输水发电系统属大型地下洞室群工程，要求围岩总体稳定性好，应以Ⅲ类及以上岩体为主，并避开地下水丰富、断裂、地应力极高及放射性地区，否则后续施工难度大，严重影响投资及工期，且施工安全风险大。

“在项目明确、方案可行的前提下，可提前实施地下厂房勘探平洞；为降低勘探费用，建议探索多项目集中打包，采用小型TBM等手段掘进勘探平洞的可行性，可大幅提高勘探效率。”王昆建议，抽蓄电站涉及多个专业，规划专业前期尤其重要。由于抽蓄电站勘察设计周勘短，各专业协同配合时常出现信息不一、沟通不够等问题。因此，组建高效勘察设计团队十分必要。

一位勘探公司相关负责人透露，“有的抽蓄站点在建设的必要性、可行性及建设条件、投资等方面都具有较大优势，但未纳入‘十四五’规划，推进难度较大。若某抽蓄站点前期未入规，重新纳规程序复杂，且不统一。”

除了最重要的电站选址问题，业内人士还纷纷提出系统规划难、成本控制难、协调关系难、回报兑现难等多方面影响因素。

建议系统研究抽蓄建设措施

在新型电力系统的源、网、荷各环节中，抽蓄的功能定位、合理配置容量、运行调度规则等，目前尚缺乏系统研究论证。采访中，业内人士建议，要加强统一规划，维护规划的权威性和严肃性；鼓励投资主体多元化，激发投资者积极性，还要明确开发模式、商业模式和投资回报路径，要避免无序竞争、过度竞争和恶性竞争。

侯靖建议，由国家发改委和国家能源局结合全国的新能源和新型电力系统发展规划，组织开展全国各区域统一的抽蓄选点规划布局，再由各省详细选点规划。

业内人士认为，抽蓄行业健康发展，需要扎实开展项目前期论证，优选开发方案，规范项目审批流程，确保抽水蓄能电站建设规范有序。目前存在的问题是部分项目规划论证深度不足，前期工作基础不扎实，在“能核尽核”、“能开尽开”的号召下，放宽要求和管控，难免鱼目混珠，泥沙俱下。

除了上述问题，记者采访了解到，抽蓄电站参建各方的一个普遍共识是：当前的水电定额水平偏低。目前采取的水电行业定额依旧以2004年发布的《水电建筑工程预算定额》为主，费用标准采用2013年发布的《水电工程费用构成及概（估）算费用标准（2013年版）》，定额水平与行业现状存在脱节，投标限价编制价格水平普遍偏低，而当前抽蓄市场竞争激烈，一些施工企业为了中标往往低价投标，而实际人工、材料费、设备成本相对较高，导致项目安全质量难以得到充分的保障。

在中国电建北京院副总经理王可看来，抽蓄电站建设是个系统工程，国家能源主管部门应尽快出台《促进抽水蓄能高质量发展指导意见》，从政府管控、技术把关、项目核准、新技术应用、费用定额等等方面提出指导性意见，促进抽蓄科学健康高质量发展。