记者从国家能源局9月9日召开的抽水蓄能中长期发展规划媒体吹风会上获悉，本次《规划》的印发实施实现了四个“首次”，即首次将抽水蓄能作为完整产业定制发展规划，首次在全国范围进行抽水蓄能资源普查，首次建立抽水蓄能中长期发展项目库，首次将中小微抽水蓄能和常规水电项目融合改造纳入国家级规划，对于加快抽水蓄能电站发展具有重要意义。
同时，《规划》指出，促进市场化发展，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能，推动抽水蓄能电站投资主体从以电网为主向多元化投资主体发展，充分调动社会资本积极性，促进行业健康有序发展。
总规模7.26亿千瓦项目纳入中长期发展项目库
在本次发布的《规划》中，避让生态保护红线成为抽水蓄能中长期发展项目库遴选的“铁门槛”。
《规划》明确，对满足规划阶段深度要求、条件成熟、不涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，按照应纳尽纳的原则，作为重点实施项目，纳入重点实施项目库，这部分项目总装机规模4.21亿千瓦；对满足规划阶段深度要求，但可能涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，作为储备项目，纳入储备项目库，这些项目待落实相关条件、做好与生态保护红线等环境制约因素避让和衔接后，可滚动调整进入重点实施项目库，这部分项目总装机规模3.05亿千瓦。
国家能源局新能源和可再生能源司相关负责人表示，当前，我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电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。与此同时，我国上一轮抽水蓄能电站选点规划开展于2009年，当时提出的项目总装机容量1.2亿千瓦，目前已建及在建项目总装机规模约9000万千瓦，剩余抽水蓄能项目储备仅有约3000万千瓦，不能满足“十四五”及未来电力系统需求。
为推进抽水蓄能行业发展提速，2020年12月，国家能源局启动了新一轮抽水蓄能中长期规划。与以往不同的是，本次规划在全国范围内进行资源站点普查，通过综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素，确定将分布在除北京、上海以外的29个省（区、市）的总规模7.26亿千瓦的项目纳入中长期发展项目库。
国家能源局相关负责人表示，本次抽水蓄能电站核准建设目标的提出，是综合考虑新型电力系统发展需求以及抽水蓄能电站的产业链配套建设能力、电站建设周期等因素的基础上提出，能够推进抽水蓄能快速发展，适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，助力实现碳达峰、碳中和目标。
市场化机制进一步激发投资主体热情
《规划》要求，简化储能新技术示范项目审批程序，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。下一阶段，市场化发展成为抽水蓄能行业发展关键词。
近年来，伴随风电、光伏发电等新能源速度的不断加快以及装机规模的快速提升，电网安全有序运行不断面临更大挑战。作为当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，发展潜力巨大。然而，很长时间以来，不算完善的电价机制和商业运营模式，为行业发展“拖后腿”。
为完善价格机制、改善行业发展环境，2021年4月30日发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》直击行业发展痛点，要求坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，厘清了抽水蓄能电站的电价形成机制，确保项目业主能够获得稳定投资收益，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造有利条件。
5月18日发布的《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》再次明确，将完善抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制，为行业发展再吃“定心丸”。
在电价机制不断完善的基础上，为进一步调动投资主体建设积极性，《规划》进一步释放积极信号。不仅细分不同地区、不同建设周期的项目供投资主体选择，还将抽水蓄能建设市场向社会资本开放，一改电网企业、发电企业、地方国企“独揽”抽水蓄能电站建设权的局面，有望再度激发社会参与热情。
中小型抽蓄建设创新行业发展
值得关注的是，本轮规划中创新性地将开展中小型抽水蓄能建设纳入国家级规划。《规划》要求，做好资源站点保护，积极推进项目建设，加强规划站点储备和管理，因地制宜开展中小型抽水蓄能建设。
一直以来，我国抽水蓄能建设都以大型电站为主，建设规模在120万千瓦左右。尤其是在近十年来，为适应新能源快速发展需求，我国相继建设了河北丰宁、安徽绩溪、广东阳江、浙江、吉林敦化等抽水蓄能电站，不仅电站的单机容量、装机规模已达先进水平，也形成了涵盖标准设计、运营维护等全产业链发展体系。
本轮规划中，为了更好地服务分布式新能源发展，提供更加灵活多样的系统调节电源，装机规模不高于30万千瓦的中小型抽水蓄能电站建设首次进入主流投资视野。
记者在吹风会上了解到，通过利用现有的水位落差，投资主体可因地制宜地建设一批投资成本相对较少、建设周期相对较短、服务形式更加灵活多样的抽水蓄能调节电源，为西北新能源资源富集地区、丘陵地带及浙江、江苏等用电“大户”提供更好服务。例如，仅需要通过对距离相对较近、满足条件的已建梯级水电站进行改造，就能快速完成一个抽水蓄能电站建设，为地区顺利度过迎峰度夏（冬）等用电高负荷时期提供稳定电力支撑，为抽水蓄能电站发展奠定良好基础。
国家能源局上述负责人表示，希望通过本轮规划，到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业，为实现“双碳”目标助力，为构建新型电力系统奠定基础。
为完善价格机制、改善行业发展环境，4月30日发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》直击行业发展痛点，要求坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，厘清了抽水蓄能电站的电价形成机制，确保项目业主能够获得稳定投资收益，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造有利条件。
5月18日发布的《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》再次明确，将完善抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制，为行业发展再吃“定心丸”。
在电价机制不断完善的基础上，为进一步调动投资主体建设积极性，《规划》进一步释放积极信号。不仅细分不同地区、不同建设周期的项目供投资主体选择，还将抽水蓄能建设市场向社会资本开放，一改电网企业、发电企业、地方国企“独揽”抽水蓄能电站建设权的局面，有望再度激发社会参与热情。
中小型抽蓄建设创新行业发展
值得关注的是，本轮规划中创新性地将开展中小型抽水蓄能建设纳入国家级规划。《规划》要求，做好资源站点保护，积极推进项目建设，加强规划站点储备和管理，因地制宜开展中小型抽水蓄能建设。
一直以来，我国抽水蓄能建设都以大型电站为主，建设规模在120万千瓦左右。尤其是在近十年来，为适应新能源快速发展需求，我国相继建设了河北丰宁、安徽绩溪、广东阳江、吉林敦化等抽水蓄能电站，不仅电站的单机容量、装机规模已达先进水平，也形成了涵盖标准设计、运营维护等全产业链发展体系。
本轮规划中，为了更好地服务分布式新能源发展，提供更加灵活多样的系统调节电源，装机规模不高于30万千瓦的中小型抽水蓄能电站建设首次进入主流投资视野。
记者在吹风会上了解到，通过利用现有的水位落差，投资主体可因地制宜地建设一批投资成本相对较少、建设周期相对较短、服务形式更加灵活多样的抽水蓄能调节电源，为西北新能源资源富集地区、丘陵地带及浙江、江苏等用电“大户”提供更好服务。例如，仅需要通过对距离相对较近、满足条件的已建梯级水电站进行改造，就能快速完成一个抽水蓄能电站建设，为地区顺利度过迎峰度夏（冬）等用电高负荷时期提供稳定电力支撑，为抽水蓄能电站发展奠定良好基础。
国家能源局上述负责人表示，希望通过本轮规划，到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业，为实现“双碳”目标助力，为构建新型电力系统奠定基础。
中国电力新闻网记者 王怡 伍梦尧
责任编辑：张栋钧
