新價(jià)格形成機(jī)制下抽水蓄能電站投資建設(shè)盈利能力研究

段敬東

（國(guó)家能源集團(tuán)技術(shù)經(jīng)濟(jì)研究院，北京市 102211）

0 引言

隨著以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)建設(shè)提速，為了消納大規(guī)模、高比例的可再生能源，將波動(dòng)性、間歇性、難以調(diào)節(jié)的清潔能源變成系統(tǒng)友好、安全可靠的穩(wěn)定電源，靈活機(jī)動(dòng)、深度調(diào)峰、快速啟停的調(diào)節(jié)能力成為電力系統(tǒng)中越來(lái)越稀缺的資源。抽水蓄能電站具有調(diào)節(jié)規(guī)模大、調(diào)度靈活、響應(yīng)速度快等優(yōu)點(diǎn)，可滿足以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)需求。

目前，我國(guó)已投運(yùn)抽蓄電站裝機(jī)占比僅為全部電力裝機(jī)的1.4%，存在著發(fā)展相對(duì)滯后、投資主體單一等問(wèn)題，主要原因在于抽水蓄能電價(jià)機(jī)制尚不健全。2021年4月，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)），為抽水蓄能電站的建設(shè)運(yùn)營(yíng)彌補(bǔ)成本、合理收益提供了保障，是促進(jìn)抽水蓄能可持續(xù)發(fā)展的重要政策文件。本文將對(duì)在新的電價(jià)機(jī)制下，抽水蓄能項(xiàng)目如何挖掘盈利能力、提高自爭(zhēng)力，如何進(jìn)行區(qū)域布局進(jìn)行分析研究，為投資建設(shè)抽水蓄能電站提供參考。

1 我國(guó)抽水蓄能發(fā)展現(xiàn)狀及存在問(wèn)題

1.1 發(fā)展現(xiàn)狀

截至2020年，我國(guó)抽水蓄能電站投運(yùn)總裝機(jī)規(guī)模3149萬(wàn)kW，在建總裝機(jī)規(guī)模5373萬(wàn)kW[1]，主要分布在華東、華北、南方電網(wǎng)等自然資源較好、經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、用電負(fù)荷高的地區(qū)，西北等新能源占比高、外送基地集中地區(qū)暫無(wú)已投運(yùn)抽水蓄能電站。

2016年以前，我國(guó)抽水蓄能電站處較低運(yùn)行水平，發(fā)電小時(shí)在600h左右，2016～2018年，抽水蓄能電站運(yùn)行有較大提升，平均發(fā)電小時(shí)達(dá)1100h以上，其中，用電負(fù)荷較高地區(qū)如北京、江蘇、安徽，核電機(jī)組集中地區(qū)如遼寧、福建、廣東、浙江，外來(lái)電集中地區(qū)如河南、湖南等，抽水蓄能電站的發(fā)電小時(shí)數(shù)高于全國(guó)水平。

目前，我國(guó)大約90%的已建抽水蓄能電站由電網(wǎng)企業(yè)獨(dú)資或控股建設(shè)，國(guó)家電網(wǎng)區(qū)域是國(guó)網(wǎng)新源控股有限公司，南方電網(wǎng)區(qū)域是南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司，其中，新源公司運(yùn)營(yíng)的抽水蓄能電站約20座、裝機(jī)容量1907萬(wàn)kW，約占全國(guó)抽水蓄能的60%；由發(fā)電企業(yè)控股在建的抽水蓄能電站有兩個(gè)，分別為中國(guó)長(zhǎng)江三峽集團(tuán)有限公司浙江長(zhǎng)龍山抽水蓄能電站（210萬(wàn)kW），中國(guó)華電集團(tuán)有限公司福建分公司周寧抽水蓄能電站（120萬(wàn)kW）；由地方國(guó)企控股的已投運(yùn)抽水蓄能電站有3個(gè)，分別為江蘇國(guó)信控股的沙河抽水蓄能、溧陽(yáng)抽水蓄能電站，寧波國(guó)企控股的溪口抽水蓄能電站；另有福建省投的永泰抽水蓄能電站在建。

1.2 發(fā)展規(guī)劃

根據(jù)已建、在建和已批復(fù)的抽水蓄能電站選點(diǎn)規(guī)劃或規(guī)劃調(diào)整成果，截至2019年，我國(guó)抽水蓄能規(guī)劃站點(diǎn)總裝機(jī)容量約1.2億kW，其中，華東電網(wǎng)最多4129萬(wàn)kW，其次為華北電網(wǎng)2327萬(wàn)kW，華中、南方、東北電網(wǎng)分別為1959萬(wàn)、1448萬(wàn)、1110萬(wàn)kW，西北電網(wǎng)最少為820萬(wàn)kW[2]。2020年，國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展全國(guó)新一輪抽水蓄能中長(zhǎng)期規(guī)劃編制工作的通知》（國(guó)能綜通新能〔2020〕138號(hào)），要求各地充分挖掘當(dāng)?shù)厮苜Y源潛力，優(yōu)選符合條件的抽水蓄能站點(diǎn)，切實(shí)為新型電力系統(tǒng)建設(shè)打下扎實(shí)基礎(chǔ)。

根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織預(yù)測(cè)，到2030年我國(guó)抽水蓄能電站規(guī)模將達(dá)到1.13億kW裝機(jī)容量，到2060年將達(dá)到1.8億kW裝機(jī)容量。2021年3月，國(guó)家電網(wǎng)有限公司提出“十四五”期間，將在新能源集中地區(qū)及電力負(fù)荷中心新增建設(shè)抽水蓄能電站裝機(jī)容量2000萬(wàn)kW以上，投資規(guī)模超過(guò)1000億元。

1.3 存在問(wèn)題

我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)占比低，在運(yùn)抽水蓄能電站占全國(guó)電力總裝機(jī)的1.4%，而西方發(fā)達(dá)國(guó)家此數(shù)據(jù)通常為3%～10%，日本抽水蓄能電站裝機(jī)容量占其國(guó)內(nèi)發(fā)電總裝機(jī)容量的8%以上[3]。2016～2019年期間，我國(guó)新開(kāi)工抽水蓄能電站裝機(jī)容量為3183萬(wàn)kW，為“十三五”規(guī)劃目標(biāo)的53.1%；2019年底投產(chǎn)總裝機(jī)容量3029萬(wàn)kW，為“十三五”規(guī)劃的75.7%，建設(shè)滯后于規(guī)劃，與近兩年蓬勃發(fā)展的風(fēng)電、光伏等新能源相比差距較大。另外，我國(guó)抽水蓄能主要集中在華北華東等地，建設(shè)區(qū)域分布不均，投資主體單一，社會(huì)資本參與程度低。

我國(guó)抽水蓄能電站建設(shè)相對(duì)落后、社會(huì)參與程度低的原因，有站點(diǎn)選址困難、前期設(shè)計(jì)論證與開(kāi)發(fā)建設(shè)周期長(zhǎng)等因素，但最主要的在于沒(méi)有形成有效的電價(jià)形成疏導(dǎo)機(jī)制。我國(guó)部分已投運(yùn)抽水蓄能電站電價(jià)情況參見(jiàn)表1。

表1 我國(guó)部分已投運(yùn)抽水蓄能電站電價(jià)情況Table 1 Electricity price of some pumped storage power stations in-operation

我國(guó)抽水蓄能電價(jià)歷史上存在單一容量電價(jià)（租賃）、單一電量電價(jià)、兩部制電價(jià)等多種模式。單一容量電價(jià)收入來(lái)自固定容量電費(fèi)，收益與機(jī)組利用率基本無(wú)關(guān)，機(jī)組運(yùn)行時(shí)間增加反而會(huì)提高運(yùn)營(yíng)成本，抽水蓄能電站缺乏發(fā)電積極性；單一電量電價(jià)沒(méi)有固定容量電費(fèi)收入，通過(guò)抽發(fā)電量盈利，導(dǎo)致抽水蓄能電站調(diào)用頻繁、多發(fā)超發(fā)。

2014年，國(guó)家發(fā)展改革委《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2014〕1763號(hào)），提出實(shí)行兩部制電價(jià)，電量電價(jià)彌補(bǔ)抽發(fā)電損耗等變動(dòng)成本，容量電價(jià)彌補(bǔ)固定成本及準(zhǔn)許收益，按無(wú)風(fēng)險(xiǎn)收益率（長(zhǎng)期國(guó)債利率）加1～3個(gè)百分點(diǎn)的風(fēng)險(xiǎn)收益率確定，納入當(dāng)?shù)厥〖?jí)電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算。2016年，國(guó)家發(fā)展改革委《省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法（試行）》（發(fā)改價(jià)格〔2016〕2711號(hào)），明確抽水蓄能電站是與省內(nèi)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電業(yè)務(wù)無(wú)關(guān)的固定資產(chǎn)，從此抽水蓄能電站的資產(chǎn)、成本費(fèi)用剔除在電網(wǎng)有效資產(chǎn)和輸配電成本定價(jià)的范圍之外，導(dǎo)致抽水蓄能電站容量電費(fèi)無(wú)法全額疏導(dǎo)至銷(xiāo)售電價(jià)，影響了抽水蓄能電站的建設(shè)熱情。

2 抽水蓄能電站盈利能力分析

2.1 新價(jià)格機(jī)制分析

2021年4月30日，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》（發(fā)改價(jià)格〔2021〕633號(hào)，下稱《完善意見(jiàn)》），堅(jiān)持和完善了兩部制電價(jià)的思路，其中：

電量電價(jià)：回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本，以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成。在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格及規(guī)則結(jié)算；在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未運(yùn)行的地方，抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行，也可委托電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)方式采購(gòu)，抽水電價(jià)按中標(biāo)電價(jià)執(zhí)行。收益的20%由抽水蓄能電站留存，進(jìn)一步調(diào)動(dòng)抽水蓄能參與市場(chǎng)積極性。

容量電價(jià)：回收的是抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益。在成本調(diào)查基礎(chǔ)上，對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理確定核價(jià)參數(shù)，按照資本金內(nèi)部收益率6.5%、經(jīng)營(yíng)期40年對(duì)電站年度凈現(xiàn)金流進(jìn)行折現(xiàn)，以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營(yíng)期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)核定。

《完善意見(jiàn)》的發(fā)布，解決了原有價(jià)格機(jī)制與市場(chǎng)建設(shè)不能有效銜接的突出矛盾，釋放了穩(wěn)定的合理收益預(yù)期，為社會(huì)資本投資抽水蓄能電站提供了必需的機(jī)制遵循。

2.2 電量電價(jià)盈利分析

根據(jù)《完善意見(jiàn)》，電量電價(jià)維持抽發(fā)運(yùn)營(yíng)，通過(guò)峰谷價(jià)差套利（有現(xiàn)貨市場(chǎng)）或保持基本收支平衡（無(wú)現(xiàn)貨市場(chǎng)）。理想的市場(chǎng)中，抽水蓄能電站通過(guò)參與電能量市場(chǎng)，利用低谷電價(jià)抽水，在系統(tǒng)用能高峰以較高電價(jià)發(fā)電，獲取發(fā)電收益。電能市場(chǎng)是否盈利考驗(yàn)的是抽水蓄能電站在系統(tǒng)中合理工作位置的設(shè)定以及運(yùn)營(yíng)階段對(duì)分時(shí)現(xiàn)貨市場(chǎng)的把握。

我國(guó)第一批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)省份為廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等，2021年5月國(guó)家再次擴(kuò)大電力現(xiàn)貨試點(diǎn)范圍，選擇上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現(xiàn)貨試點(diǎn)。由于處于現(xiàn)貨交易市場(chǎng)建設(shè)初期，我國(guó)大多數(shù)地區(qū)尚未建立以分時(shí)電價(jià)為基礎(chǔ)的現(xiàn)貨市場(chǎng)，調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)同現(xiàn)貨交易市場(chǎng)的關(guān)系也各有不同，有獨(dú)立運(yùn)行的，如廣東、山東、四川、甘肅、山西、福建等，也有聯(lián)合優(yōu)化、一體出清的，如浙江、山西等。未來(lái)隨著電力現(xiàn)貨交易市場(chǎng)建設(shè)的不斷完善，實(shí)時(shí)電價(jià)將引導(dǎo)電力供需自平衡，抽水蓄能電站調(diào)峰價(jià)值將回歸到峰谷電價(jià)上。

國(guó)內(nèi)外電力市場(chǎng)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明，成熟電力市場(chǎng)的峰谷現(xiàn)貨電價(jià)比在1.5～2倍。以美國(guó)PJM市場(chǎng)為例，2015年度高峰時(shí)段日前現(xiàn)貨電價(jià)均值為40.97美元/MWh，低谷電價(jià)均值為28.11美元/MWh，負(fù)荷高峰時(shí)段平均電價(jià)為低谷時(shí)段平均電價(jià)的1.4倍。澳大利亞電力市場(chǎng)高峰電價(jià)為41澳元/MWh，低谷電價(jià)為21澳元/MWh，負(fù)荷高峰時(shí)刻平均電價(jià)為低谷時(shí)刻平均電價(jià)的2倍左右[4]。

按照通常意義上抽水蓄能電站的綜合效率75%為基礎(chǔ)，測(cè)算不同峰谷現(xiàn)貨電價(jià)比下的抽發(fā)電量收益。其中，發(fā)電量為Q，當(dāng)?shù)厝济簶?biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為s。

由表2可見(jiàn)，峰谷電價(jià)比為1.33，即抽水電價(jià)為發(fā)電電價(jià)的75%時(shí)，抽發(fā)收益達(dá)到平衡，低于此值虧損，若高于此值，峰谷電價(jià)比越大，收益越高。除價(jià)差外，基本電價(jià)同樣是影響收益的重要因素。因此，抽水蓄能電站的建設(shè)宜選擇基礎(chǔ)電價(jià)高、調(diào)峰需求高、電力市場(chǎng)較為完善的地區(qū)，合理確定在電力系統(tǒng)中的工作位置，保障抽水發(fā)電盈利。

表2 峰谷電價(jià)比與收益關(guān)系測(cè)算Table 2 Calculation of the relationship between peak-valley price ratio and income

2.3 建設(shè)運(yùn)維成本分析

《完善意見(jiàn)》明確以行業(yè)先進(jìn)水平合理確定容量電價(jià)核價(jià)參數(shù)，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率按在運(yùn)電站從低到高排名前50%的平均水平核定，旨在容量電價(jià)中引入競(jìng)爭(zhēng)成分，控制好開(kāi)發(fā)及運(yùn)維成本成為抽水蓄能電站建設(shè)投資回收的關(guān)鍵。

抽水蓄能電站前期建設(shè)周期長(zhǎng)，一個(gè)項(xiàng)目從預(yù)可行研究到建成投產(chǎn)正常情況下需要8～10年時(shí)間，“十三五”期間，我國(guó)抽水蓄能電站單位千瓦總投資平均值約為6300元/kW[5]，預(yù)計(jì)“十四五”期間將略有上漲，單位造價(jià)平均約為6400元/kW。其中，東北、華北、華東、華中、南方、西北區(qū)域單位造價(jià)預(yù)計(jì)分別為6600、6700、6000、6300、5800、7500元/kW。按照《完善意見(jiàn)》的核定辦法，依據(jù)現(xiàn)行抽水蓄能電站經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)暫行辦法[6]，以120萬(wàn)kW裝機(jī)、連續(xù)發(fā)電11h、建設(shè)期6年的抽水蓄能電站為例，在不考慮電量電價(jià)收益的條件下，主要電網(wǎng)區(qū)域的容量電價(jià)預(yù)測(cè)如表3所示。

表3 主要電網(wǎng)區(qū)域容量電價(jià)預(yù)測(cè)Table 3 Forecast of regional capacity electricity price of main power grid

根據(jù)上述測(cè)算，從另一個(gè)角度來(lái)說(shuō)，容量電價(jià)與總投資額度成正比，投資越高，需要越高的容量電價(jià)，在650元/kW（含稅）的容量電價(jià)條件下，單位投資應(yīng)不超過(guò)6400元/kW。另外，裝機(jī)容量的規(guī)模效益對(duì)容量電價(jià)也有影響，裝機(jī)容量越大，對(duì)容量電價(jià)的需求越小。抽水蓄能電站容量電價(jià)與單位千瓦造價(jià)關(guān)系如圖1所示。

圖1 抽水蓄能電站容量電價(jià)與單位千瓦造價(jià)關(guān)系Figure 1 Relationship between capacity electricity price and unit cost of pumped storage power statio

影響抽水蓄能電站開(kāi)發(fā)成本的因素主要來(lái)自站點(diǎn)選址條件，包括地形地質(zhì)情況、距高比、水資源情況、到負(fù)荷中心距離等，其中，距高比參數(shù)尤為重要[7]。一般情況下，抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)水頭為330～600m，距高比小于10具開(kāi)發(fā)價(jià)值，距高比越小，引水隧洞越短，開(kāi)發(fā)成本越低，運(yùn)行費(fèi)用越少。其次，隨著國(guó)家生態(tài)環(huán)保要求、移民安置以及保障社會(huì)穩(wěn)定等方面政策的不斷收緊，環(huán)境保護(hù)和水土保持工程專項(xiàng)投資以及建設(shè)征地移民安置補(bǔ)償?shù)荣M(fèi)用不容忽視。因此，抽水蓄能電站的建設(shè)應(yīng)對(duì)以上因素進(jìn)行統(tǒng)籌考慮，合理控制投資，優(yōu)選先進(jìn)運(yùn)維方式，確保項(xiàng)目成本費(fèi)用的回收。

2.4 區(qū)域開(kāi)發(fā)競(jìng)爭(zhēng)力分析[8]

2.4.1 華東區(qū)域

華東電網(wǎng)包括上海、江蘇、浙江、安徽和福建四省一市電網(wǎng)，其中，福建電網(wǎng)通過(guò)浙江電網(wǎng)與華東電網(wǎng)相聯(lián)，其抽水蓄能電站滿足本省需求，其余三省一市抽水蓄能電站由國(guó)家電網(wǎng)華東分部統(tǒng)一調(diào)度，統(tǒng)籌消納。

華東區(qū)域在建抽水蓄能電站情況如表4所示。華東區(qū)域用電負(fù)荷高，增長(zhǎng)幅度快，峰谷差大，對(duì)調(diào)節(jié)性的需求高；當(dāng)?shù)孛弘姍C(jī)組比重較大，環(huán)保要求嚴(yán)格，減排壓力大，增量電力主要為可再生能源和特高壓外來(lái)電，調(diào)峰缺口大。華東電網(wǎng)三省一市中，上海沒(méi)有抽水蓄能站點(diǎn)資源，江蘇省內(nèi)抽水蓄能電站資源較差，浙江和安徽抽水蓄能站點(diǎn)資源相對(duì)豐富且建設(shè)條件較好，兩省在滿足自身需求的基礎(chǔ)上，同時(shí)承擔(dān)支援上海和江蘇調(diào)峰需求。目前，華東地區(qū)約有1890萬(wàn)kW站點(diǎn)規(guī)劃資源。

表4 華東區(qū)域在建抽水蓄能電站情況Table 4 Pumped storage power stations under construction in East China

2.4.2 西北區(qū)域

受自然稟賦、水資源、地形地質(zhì)等條件限制，西北區(qū)域抽水蓄能站點(diǎn)資源缺乏，開(kāi)發(fā)成本高，加之當(dāng)?shù)赜秒娯?fù)荷小，調(diào)峰需求小，西北區(qū)域抽水蓄能發(fā)展滯后，目前尚無(wú)已投運(yùn)抽水蓄能電站，在建380萬(wàn)kW，分別是陜西鎮(zhèn)安抽水蓄能電站140萬(wàn)kW、新疆哈密抽水蓄能電站120萬(wàn)kW以及新疆阜康抽水蓄能電站120萬(wàn)kW，如表5所示。目前，西北地區(qū)約有440萬(wàn)kW站點(diǎn)規(guī)劃資源，部分省區(qū)如青海省等正在開(kāi)展新一輪抽水蓄能中長(zhǎng)期規(guī)劃的需求研究工作。

表5 西北區(qū)域在建抽水蓄能電站情況Table 5 Pumped storage power stations under construction in Northwest China

西北區(qū)域傳統(tǒng)上以煤電機(jī)組為主，水電少，近年新能源發(fā)展迅速，其中青海新能源裝機(jī)占比高達(dá)60%，甘肅、寧夏新能源裝機(jī)占比超過(guò)40%，新疆、內(nèi)蒙古、陜西超過(guò)30%。西北地區(qū)大型風(fēng)、光基地集中，大比例新能源接入電網(wǎng)帶來(lái)的調(diào)峰問(wèn)題日趨嚴(yán)重，如僅通過(guò)煤電機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰，燃料及排放帶來(lái)的綜合成本過(guò)高，亟待其他調(diào)峰形式的加入。

2.4.3 華北區(qū)域

華北區(qū)域站點(diǎn)資源較豐富，是我國(guó)抽水蓄能電站發(fā)展最早的地區(qū)。華北電網(wǎng)火電占比大，風(fēng)電發(fā)展快，缺少事故情況下可快速啟動(dòng)的常規(guī)水電，亟須增加抽水蓄能電站參與調(diào)峰和整體平衡，以提高全網(wǎng)運(yùn)行的安全性與經(jīng)濟(jì)性。

目前，河北省在建抽水蓄能電站裝機(jī)容量達(dá)640萬(wàn)kW，是國(guó)內(nèi)在建抽水蓄能電站裝機(jī)最多的省份（見(jiàn)表6）。河北省緊鄰京津高用電負(fù)荷、高環(huán)保要求地區(qū)，冀北風(fēng)電項(xiàng)目開(kāi)發(fā)早建設(shè)集中，對(duì)調(diào)節(jié)電源需求大。目前，華北地區(qū)約有320萬(wàn)kW站點(diǎn)規(guī)劃資源。

表6 河北省在建抽水蓄能電站情況Table 6 Pumped storage power stations under construction in Hebei province

2.4.4 華中區(qū)域

華中區(qū)域“缺煤、少油、乏氣”，水電已基本開(kāi)發(fā)完畢，能源對(duì)外依存度高，能源供給及需求的季節(jié)性不均衡現(xiàn)象突出。華中地區(qū)屬三北地區(qū)新能源的受端電網(wǎng)，在“十四五”期間，華中電網(wǎng)將形成“以受為主”“強(qiáng)直強(qiáng)聯(lián)”“多能互補(bǔ)”的新格局，電力系統(tǒng)亟須調(diào)節(jié)容量滿足安全運(yùn)行要求。

目前，華中地區(qū)約有840kW站點(diǎn)規(guī)劃資源。其中，湖南省水電為主力電源（見(jiàn)表7），裝機(jī)占比達(dá) 35%，但大部分為徑流式電站，調(diào)節(jié)能力不強(qiáng)，在冬季枯水期難以適應(yīng)調(diào)峰的需求；電煤價(jià)格高企，火電廠季節(jié)性調(diào)峰的定位嚴(yán)重影響企業(yè)效益。湖南省目前僅平江一個(gè)抽水蓄能電站在建。

表7 湖南省在建抽水蓄能電站情況Table 7 Pumped storage power stations under construction in Hunan province

3 結(jié)論

抽水蓄能作當(dāng)前技術(shù)最成熟、功能最齊全、經(jīng)濟(jì)性最好的安全調(diào)節(jié)資源，可大幅提高電力系統(tǒng)消納間歇性可再生能源的能力，保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中具有不可或缺的地位。因此，應(yīng)對(duì)抽水蓄能電站的建設(shè)加以重點(diǎn)關(guān)注，選擇在具備站點(diǎn)資源條件、調(diào)峰需求大、新能源增速快、基礎(chǔ)電價(jià)高地區(qū)，開(kāi)發(fā)布局建設(shè)抽水蓄能電站，通過(guò)優(yōu)化設(shè)計(jì)、控制建設(shè)造價(jià)、改進(jìn)運(yùn)維等方式，增強(qiáng)自身競(jìng)爭(zhēng)力，確保項(xiàng)目成本費(fèi)用的回收，合理設(shè)定電站的工作位置、充分利用峰谷電價(jià)差，在電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)中發(fā)揮應(yīng)有的作用。