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)
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。
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。
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。
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。
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。
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
《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。
2.4.1 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
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。