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抽水蓄能大干快上后的風險與隱憂

中國電力企業管理發布時間:2024-04-01 14:25:11  作者:趙紫原

  抽水蓄能從發展滯后到全面開花,不過短短三年。

  抽水蓄能電站,被稱為“巨型充電寶”,其利用兩個地勢高低不同的水庫,在電力富余時,利用電能將下水庫的水抽到上水庫,相當于給“充電寶”充電;在用電高峰時,將上方水庫的水放至下方水庫,將勢能轉化為電能,相當于讓“充電寶”放電。

  相比其他電源,抽水蓄能的特殊之處在于,“工作一天,生產出的電量還沒有自身消耗的電量多”,一般情況下,每用電4千瓦時抽的水可發電3千瓦時,消耗比產出高1千瓦時,業內也常用“抽四發三”來概括抽水蓄能的運行特征。乍一看這是“賠本”的買賣,但抽水蓄能已有140余年的發展歷史,其本質上不是一個純粹的電源,而是電力系統中承擔調峰、填谷、儲能、調頻、調相、備用和黑啟動等多種功能的調節工具,被喻為電力系統的“穩定器”“調節器”“平衡器”。作為現階段最安全、最穩定的儲能方式,抽水蓄能是保障電力可靠供應、增強系統調節能力的重要手段。

  2020年,我國抽水蓄能裝機3149萬千瓦,未能完成《電力發展“十三五”規劃(2016~2020年》目標。進入“十四五”,新型電力系統建設打開了抽水蓄能的成長空間,其發展速度猶如坐上火箭——2022年,水電水利規劃設計總院的統計數據顯示,全國新核準抽水蓄能電站48座,總裝機規模6889.6萬千瓦,年度核準規模超過之前50年的投產總規模。“大干快上”甚至成為“褒義詞”,頻繁出現在各地政府、各個業主單位建設抽水蓄能的公開表態中。

  在投資企業不計成本、一哄而上搶項目的“運動式”發展節奏下,市場的開發逐漸失去了價格信號,抽水蓄能越過“胡煥庸線”紛紛落地缺水干旱的西北地區。另外,抽水蓄能快速發展帶來的生態問題、經濟問題與安全問題等矛盾正逐漸聚集。據記者梳理,當前關于抽水蓄能的討論,主要集中在三方面:一是規模,地方政府推動抽水蓄能發展的積極性是否超過實際發展需要;二是布局,大規模上馬是否存在資源錯配的現象;三是電價,抽水蓄能高速發展是否會大幅推高用戶電價。

  多名受訪人士指出,抽水蓄能開發應避免不考慮經濟性地大干快上、盲目跟風、扎堆立項,在規劃布局上,要借助“市場的手”尋找答案,注重縱深分工,既合理考慮能源轉型節奏,同時防止用能成本階段性過快上漲,社會經濟的承載能力要和能源轉型的進程相匹配。

 

  抽水蓄能發展駛入“快車道”

  抽水蓄能從昔日冷灶搖身一變成為熱門賽道。

  從“十三五”時期抽水蓄能增長情況來看,其發展速度不及規劃預期。據業內人士鄔威(化名)統計,2015~2020年,我國抽水蓄能項目裝機從2274萬千瓦增至3149萬千瓦,雖然每年平均增加219萬千瓦,但2020年抽水蓄能裝機距離《電力發展“十三五”規劃(2016~2020年》規定的4000萬千瓦的目標還相差850萬千瓦。

  電價機制不完善是抽水蓄能項目建設緩慢的主要原因。

  一方面,2019年,國家發改委修訂出臺《輸配電定價成本監審辦法》,明確提出抽水蓄能電站相關費用不納入電網企業準許收益,但對該費用如何疏導并無明確規定;另一方面,抽蓄電站常年入不敷出,據業內人士王強(化名)統計,根據當時的輔助服務管理辦法,抽蓄電站可以獲得一定的補償,但補償金較低,每年不超過1000萬元,對每年幾個億的盈虧平衡點而言“杯水車薪”。

  抽水蓄能項目成了“燙手山芋”。在多重因素疊加下,彼時抽水蓄能投資運營的絕對主力國家電網有限公司于2019年下發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》,提出“不再安排抽水蓄能新開工項目”。

  正當業內對抽水蓄能是否會成為“棄子”憂慮之時,進入“十四五”時期,在“雙碳”戰略推動下,新能源裝機大增,需要足夠的靈活性資源保障系統安全穩定運行,以2021年為分界線,抽水蓄能迎來前所未有的大發展。

  2021年4月,國家發改委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》,對抽水蓄能兩部制電價政策、費用分攤疏導機制等進行了明確規定,消除了市場中投資抽水蓄能無法疏導成本的顧慮。同年9月,國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃(2021~2035年)》,提出到2025年,抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上;到2030年,投產總規模1.2億千瓦左右;到2035年,形成滿足新能源高比例大規模發展的抽水蓄能現代化產業,全國抽水蓄能投產規模達到3億千瓦左右。

  同時,隨著我國電力體制機制改革的不斷深入,抽水蓄能投資主體多元化格局基本形成,三峽集團、國家電投集團、中國華電集團等涌入抽水蓄能行業,搶占站點資源。

  政策助推下,抽水蓄能發展駛入“快車道”。

  在“十四五”期間,我國擬開工1.8億千瓦抽蓄項目,重點實施“雙兩百工程”,即在200個市、縣開工建設超200個抽蓄項目。2023年,水電水利規劃設計總院和中國水力發電工程學會抽水蓄能行業分會聯合發布的《抽水蓄能產業發展報告2022》顯示,截至2022年底,我國已建抽水蓄能裝機容量4579萬千瓦。目前,已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約8.23億千瓦,其中已建、核準在建裝機規模1.67億千瓦。

  據不完全統計,2023年1~2月,中國核準抽水蓄能電站數量達到12個,已超過2021年全年。截至2023年11月,我國抽水蓄能在建(核準)項目正式超過2億千瓦,近半年迎來核準高峰,共核準27座抽水蓄能電站項目。2024年1月,共有30座抽水蓄能電站迎來重要進展,其中8座抽水蓄能電站項目核準、開工、簽約。鄔威直言,更有甚者,個別地區恨不得一個縣上一個抽水蓄能項目。

  抽水蓄能裝機規??焖僭鲩L,業內關于抽水蓄能發展是否過熱的討論也隨之而來。據記者梳理,業內出現了兩種涇渭分明的觀點。

  一方觀點認為,雖說電源規劃要適度超前,但當前抽水蓄能的建設規模已經遠遠超出實際需求的規模;另一方觀點認為,當前各地靈活性電源難以匹配新能源發展進度,抽水蓄能的實際建設規模,非但不過熱甚至遠遠不夠,仍需加大馬力加速推進。

  各方觀點莫衷一是,見仁見智。供需如何精準匹配,是電力系統規劃發展長久以來要面對的核心難題。一如“十二五”時期的煤電,彼時各方均認為產能過剩,但進入“十四五”時期,新能源裝機大幅增長,穩定出力的可靠電源成為稀缺性資源,煤電成了“香餑餑”。

  若仔細觀察目前有關抽水蓄能的討論就會發現,無論是裝機規模,還是空間布局,其討論的立足點最終都指向了構建新型電力系統下的靈活性需求。

  國家發改委、國家能源局2022年印發的《“十四五”現代能源體系規劃》對電力系統靈活性提出明確指標,“電力協調運行能力不斷加強,到2025年,靈活調節電源占比達到24%左右,電力需求側響應能力達到最大用電負荷的3%~5%。”國家發改委近期印發《關于加強電網調峰和智能化調度能力建設的指導意見》給出明確目標,按照“因地制宜,科學配置”的思路,提出到2027年,抽水蓄能電站投運規模達到8000萬千瓦以上,需求側響應能力達到最大負荷的5%以上。

  記者訪問諸多業內人士,均認為定量研究十分復雜,難以精確測算。

  國務院發展研究中心能源研究室副主任韓雪告訴記者,不能將抽蓄裝機混淆為系統調節能力。“抽蓄裝機不等于電力系統的調節能力,而且上多大規模合適,也是電網安全和電價水平的平衡問題,不是單一目標的問題,需要科學把握發展節奏。從調節能力的需求看,抽水蓄能當然是越多越好,但是從效率、可負擔的角度看,不同時期、不同地區、不同條件開發抽蓄的必要性各不一樣,而且抽蓄的開發周期長,當前開發得夠不夠取決于并網時候的電力需求、供需情況、負荷特點、電源結構,而這一點很難有明確判斷。”韓雪表示。

  大干快上開發項目埋下不少發展隱憂

  所謂欲速則不達,加快發展不是大干快上,沖鋒式項目開發為后續發展埋下不少隱憂。

  我們先簡單了解抽水蓄能的開發流程。新建一座抽水蓄能電站,主要包括納規、前期、核準三大環節。首先是納規,即國家能源主管部門負責制定發展規劃,納入國家發展規劃是所有項目開工的前提;接下來是前期環節,主要包括預可行性研究、可行性研究等,投資主體和勘測設計單位是這個環節的核心力量;第三步是核準,抽水蓄能項目最早由國務院核準,后來由國家發改委核準,目前已下放至省級政府,個別省份已下放至地級市。

  “一管就死、一放就亂”,地方政府按捺不住投資沖動是抽水蓄能裝機猛增的直接原因。

  記者注意到,在地方財政吃緊的狀態下,一些地方政府償債壓力逐年上升,為了推動經濟持續回暖,近兩年多地掀起“大抓項目、抓大項目”的熱潮,“撿到籃子里就是菜”,直言“大干快上正當時”的地方政府不在少數。

  “一個抽水蓄能電站建設成本動輒百億,投資運營方均為央國企,有什么比這更吸引地方政府的呢?”鄔威指出,“我們在調研中發現,一些地方出現了急功近利的苗頭,個別地方政府相互攀比、一哄而上,并沒有進行充足的產業調研和資源梳理。”

  從事抽水蓄能投資運營工作的相關人士也向記者坦言:“以前是我們找項目,現在是項目找我們。我們經常收到地方政府的入駐邀請,部分地方政府在招商或招標文件中會明確要求,在項目未按照約定時間完成前期手續和項目核準時,政府主管部門有權無條件收回項目開發權,一切為了‘快’。另外,為了拉攏企業,地方政府往往會開出豐厚的條件,但項目落地后承諾卻無法兌現。”

  地方政府的政績沖動也得到了業主方的積極響應。站在行業風向轉換的時間點上,市場份額和發展前景不能拱手讓人,業主方跑馬圈地,抽水蓄能站點資源爭奪也愈發激烈。實際上,很多取得開發權的業主并沒有建設和運營抽水蓄能電站的經驗。

  王強表示,為滿足地方政府和開發企業縮短前期工作時間的要求,部分設計單位不再“分階段開展設計”,而是采取預可研、可研兩階段合二為一等非常規措施,壓縮前期工作周期,有些項目甚至未實質完成可研工作即核準。設計單位大幅縮短前期工作工期,帶來工程開發論證不充分的風險,埋下工程質量和安全等方面的隱患。

  在這場全國范圍內大干快上的競賽里,資源錯配問題端倪可察,局部過熱的現象已經存在。

  據王強統計:“在‘規劃上量+電價保底’雙重政策刺激下,社會資本紛紛進場,與地方政府拉動投資需求一拍即合,導致不少忽視開發布局、建設時序的項目上馬。截至去年4月底,全國在運抽蓄容量約4800萬千瓦,在建及核準容量1.3億千瓦,按照7~8年建設周期,2030年前后投產總規模約1.8億千瓦,是國家規劃目標的1.5倍。”

  如果把視線轉向“胡煥庸線”以西,會發現過去抽蓄項目稀少的西北地區,也開始在抽蓄開發的道路上狂飆猛進。過去,投產和在建的抽水蓄能電站,主要集中在“胡煥庸線”以東,截至2022年,我國開工建設的抽水蓄能電站共有73座,其中位于胡煥庸線東側的有67座,西側僅有6座。但2022年,國網西北分部統計的公開數據顯示,西北地區僅一年時間便完成抽蓄可研審查12項,截至2023年3月,新增開工項目11項,容量1230萬千瓦。按照目前工程前期進度,預計到2030年,西北抽水蓄能電站總規模將超過6000萬千瓦,在不足十年的時間,規模將遠超西北電網水電。以水為生的抽水蓄能在干旱缺水的西北地區紛紛上馬,這是為何?

  某地方政府研究人員于洲(化名)表示,西部地區,特別是西北地區的抽水蓄能建設,除滿足自身需要外,更多是服務能源基地外送。西部能源基地,特別是大型光伏風電基地,需要通過特高壓直流送電至東部,必然涉及到可再生能源的調節問題。“特高壓運行技術上暫無法完全依賴受端調節,西部增加調節性電源有其客觀原因。”

  但西北地區建設抽水蓄能電站面臨以下問題:海拔高、溫度低、降雨量小、蒸發量大,這些因素和條件都給西北地區布局大量抽水蓄能電站帶來不利影響。同時,資源逆向分布,網源協調難度大。據國網西北分部公開研究,預計2030年,陜西、青海、甘肅南部將出現一定程度的抽蓄規模過剩。陜西南部、甘肅南部、青海東部等地區抽蓄資源集中度高,對主網架承載能力提出更高要求。

  針對上述一系列問題,主管部門已有察覺,開始著手優化調整。國家發改委、國家能源局去年12月發布的《抽水蓄能電站開發建設管理暫行辦法(征求意見稿)》明確,省級能源主管部門組織開展本地區抽蓄站點資源調查普查工作,各省應建立省級站點資源庫并滾動調整。同時,根據電源結構、電網網架結構等統籌各類調節資源,綜合考慮規劃水平年電力保供、新能源合理利用率、電價承受能力等因素,提出不同地區抽蓄發展需求規模建議。

  通過市場機制的調節增強發展的科學性

  對于未來抽水蓄能的可持續發展,受訪專家一致認為,新型電力系統中促進調節資源的發展應遵循基本的經濟規律,進一步發揮市場優化配置資源的作用,政策導向亟需從“單純激勵開發建設”向“市場化高效率利用并重”轉變,通過市場增強發展的科學性,平衡好調節能力、電網安全和電價水平的關系。

  抽水蓄能的“新定位”是服務新型電力系統,而構建一個新系統,本身就意味著大量投資,這些投資在系統建設初期必然要付出真金白銀。

  根據電規總院2022年12月召開的“大容量物理儲能技術論壇暨《中國低碳化發電技術創新發展報告2022》發布會”內容,抽水蓄能系統的循環效率為 70%~80%,預期使用年限約為40~60年,單個項目的裝機規模多在120~200萬千瓦之間,投資規模多在60~100億元之間。2021年核準項目中,平均單位千瓦靜態投資5367元;2022年在建和規劃的46個項目中,最低4200元/千瓦,最高8000元/千瓦,平均6200元/千瓦。抽水蓄能電站建設周期較長,初始投資大,并可能涉及環境和移民問題。

  抽水蓄能高建設成本的特點在電價承受能力較弱的西北地區體現得非常明顯。

  據國網西北分部公開研究,西北地區地質情況復雜,在建(核準)及開展前期工作的抽蓄單位造價在7000元/千瓦以上的占比超過90%,造價水平普遍高于華北、華東等其他區域。2030年,按照5000萬千瓦抽蓄規??锼?,預計年容量電費近400億元,考慮容量電費按省分攤,除寧夏外其余省(區)輸配電價漲幅較大,甘肅、青海漲幅預計超過0.04元/千瓦時。

  于洲指出,西部地區抽水蓄能的發展,有可能演變為東西部電價博弈。相比而言,西部抽蓄建設成本明顯高于東部,建設量取決于運行所需及送受電價博弈結果。

  王強表示,以一座120萬千瓦的抽水蓄能項目為例,每年需要5~6億元的容量費用,全國那么多新增電站,如果全部需要工商業分攤,這是一筆不小的支出。西部地區發展經濟,通常利用低電價的優勢吸引產業轉移,電價承受力相對較弱,若抽蓄成本建設規模超出實際需求導致電價上漲,其吸引產業進入的競爭力也將隨之下降。

  要使抽水蓄能發展節奏匹配電價承受能力、區域布局更加科學,就需要借助市場“無形之手”。

  “隨著抽水蓄能裝機容量的大規模增加,如全部將容量電費疏導至用戶側,將導致省內用戶電價快速上漲。為此,進行經濟性評價時,必須結合當地政策,以及當地社會電價承受能力,研判未來容量電價趨勢,并作為容量收益的風險評價因素。在未來,隨著市場化進程不斷推進,抽水蓄能電站應具有獨立市場主體地位,形成市場化的價格機制。”鄔威建議。

  就具體措施而言,韓雪表示,首先,要增強電力系統規劃的科學性和系統性,增強電源發展與電力市場運行的關聯性,實施滾動規劃;其二,抽蓄建設是有長期合理性的,需要適當超前布局,但是要從電力系統的需求角度考慮布局和開發次序,避免投資出現過大波動;第三,要考慮電力系統供需平衡和容量充裕度等因素確定統一的容量電價水平,而非以技術類型制定容量電價,要提高政策使用的效能,避免影響技術中性原則,導致各技術領域發展冷熱不均。

  在構建新型電力系統的要求下,電力靈活性能力提升需要在電力系統源網荷儲全環節發力,抽水蓄能、新型儲能、煤電機組、燃氣機組、虛擬電廠等不同調節資源各有相宜的應用場景,在制定規劃時需充分考慮市場運行條件下的系統綜合成本,對各類資源進行綜合技術經濟比較,同時結合新能源規劃和投產情況,因地制宜、科學激勵調節資源發展。中國水力發電學會水電站與新能源運行管理專委會主任裴哲義直言,任何運動式的發展都是不可取的,抽水蓄能電站建設也是一樣,抽水蓄能開發建設的速度和增長規模,應全面考慮電力系統運行需求、技術經濟、生態環保等多方面因素,避免出現過度開發和資源浪費,確保抽水蓄能的開發建設與整個能源體系和經濟社會發展相協調。


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