与新型储能相比，抽水蓄能电站技术成熟度高、容量大、寿命长、可靠性高、经济性好，适用于调峰容量需求或调峰电量需求较大的场景，并以较高电压等级接入主网中。

  构建新型电力系统是推动可持续发展、实现碳达峰碳中和目标的重要举措。抽水蓄能作为新型电力系统的重要组成部分，具有保障大电网安全、服务清洁能源消纳和促进电力系统优化运行三大作用，是目前技术最成熟、应用最广泛、经济性最优的灵活性调节电源，在能源清洁低碳转型发展过程中充当着重要角色。

  自《国家发展改革委关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）及《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》发布以来，社会各界就抽水蓄能在构建新型电力系统中的及其重要的作用和进一步加快开发抽水蓄能已形成广泛共识，对抽水蓄能的关注和参与也呈现出前所未有的新局面。本文在新型电力系统规划对抽水蓄能优化配置的重要意义、抽水蓄能与新型储能的协同发展、电价机制对抽水蓄能发展的影响和抽水蓄能的碳减排作用方面提出了一些思考，旨在为抽水蓄能在新型电力系统中的科学健康发展提供部分建议。

  构建新型电力系统是一项复杂的系统性工程，需要同时考虑电力安全稳定、新能源比例逐步的提升、系统成本合理三个方面的协调，需要处理好火电机组清洁转型、风光等可再次生产的能源有序渗透、电网协调互济能力建设、灵活性资源合理配置等方面的关系。科学规划新型电力系统的构建路径是实现碳达峰碳中和目标的基础，也是新型电力系统中各主体发展的边界和指南。

  截至2021年底，我国煤电装机容量超过11亿千瓦，占发电总装机容量23.78亿千瓦的46.67%，煤电发电量50426亿千瓦时，占总发电量83959亿千瓦时的60.06%，约占能源活动CO2排放量103亿吨的40%，约占CO2总排放量110亿吨的35%，减排压力巨大，需要在确保供应安全的情况下有序减量减容。风光装机容量6.35亿千瓦，仅占技术可开发总量57亿千瓦的11.14%，发电量9828亿千瓦时，仅占总发电量的11.7%，装机及发电量具有巨大的提升空间，需要在电网中加速渗透。系统灵活性资源严重缺乏，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机容量为14533万千瓦，占总装机容量的6.1%，尤其是抽水蓄能作为绿色清洁的灵活性调节电源，装机容量3639万千瓦，仅占总装机容量的1.53%，远远落后于欧洲、日本等发达国家4%~8%的水平，需全力加快开发建设。除此之外，增加系统灵活性的措施还包括新能源的出力预测、负荷侧的需求管理、火电机组灵活性改造等。在这种情况下，各主体的协调发展、资源的优化配置、经济成本的节约均需从更大范围和更长时间尺度上进行统筹，并制定科学合理的规划。

  进入“十四五”以来，国家相继发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》、《氢能产业高质量发展中长期规划（2021-2035年）》、《“十四五”可再次生产的能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号）等文件，但都局限于本行业领域，对于电力行业整体统筹和指导意义较大的电力发展“十四五”规划也尚未发布。亟需国家主管部门组织并且开展构建新型电力系统实现路径的研究工作，加快编制新型电力系统建设的中长期规划，以指导电力行业其它规划的制定和滚动调整，达到优化配置资源的目的。抽水蓄能作为电力系统中重要的清洁灵活性调节电源，其开发容量和布局与煤电未来减量减容的进程、新能源在电力系统中渗透比例和其他灵活性资源配置的方案均存在紧密联系，加之本身建设周期长、投资规模大，更应加强规划引领、最大限度地考虑自身开发与新型电力系统建设需求的衔接。

  随着风光等新能源在新型电力系统中的高比例渗透，为应对新能源出力不连续、不稳定等问题，需要配置特殊的比例的储能保证电力系统的安全稳定运行。我国风光总装机在2030年将达到12亿千瓦以上，按照15%配置储能的规模估算，至少需要匹配1.8亿千瓦的储能。目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，截至2021年底，我国已投运的新型储能573万千瓦，抽水蓄能装机容量3639万千瓦，需要在未来共同发力、协同发展，以满足电力系统的调节需求。

  新型储能包括电化学储能、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能等。各类新型储能电站大多具有建设周期短，选址简单灵活的优点，但目前经济性尚不理想。其中，电化学储能规模通常为10~100MW级，响应速度在几十至几百毫秒、单位体积内的包含的能量高、调节精度好，但规模化发展受到安全环保的制约，主要适合分布式调峰应用场景，通常接入中低压配网或新能源场站侧，在技术上适合频繁快速调节环境。压缩空气储能以空气为介质，具有容量大、充放电次数多、寿命长的特点，但目前效率相比来说较低，压缩空气储能是与抽水蓄能最为类似的储能技术，对于沙漠戈壁荒漠等不适宜布置抽水蓄能的地区，压缩空气储能的布置能够有效配合大型风光基地新能源的消纳，发展的潜在能力较大；氢能作为可再次生产的能源规模化高效利用的重要载体，其大规模、长周期储能的特点可以在一定程度上促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，是未来国家能源体系的重要组成部分，具有广阔的应用前景。

  与之相比，抽水蓄能电站技术成熟度高、容量大、寿命长、可靠性高、经济性好，适用于调峰容量需求或调峰电量需求较大的场景，并以较高电压等级接入主网中。考虑到新型电力系统的多样化调节需求，抽水蓄能的多样化发展也应被重视。

  一是加强中小型抽水蓄能的开发，中小型抽水蓄能具有站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源结合紧密等优势，是抽水蓄能开发的重要补充。

  二是因地制宜开发混合式抽水蓄能，我国常规水电开发程度高，站址资源丰富，利用合适的水电站址，通过增建可逆机组开发混合式抽水蓄能电站可以缩短建设周期，利用现有基础设施，节省工程量和建设投资。混合式抽水蓄能电站使用常规水电上、下水库，调节容量大，连续发电或抽水运行时间长，能够直接进行周、旬、季调节，同时还能通过提高平均运行水位和发电水头优化常规水电站水库调度运行方式，进而提高水能利用效率。

  三是探索海水抽水蓄能的开发和应用，大规模海上风电的并网消纳需要就近配置相应的灵活性调节资源，根据2017年发布的《关于发布海水抽水蓄能电站资源普查成果的通知》（国能新能〔2017〕68号）显示，我国东部沿海5省和南部沿海3省的近海及所属岛屿区域的海水抽水蓄能资源达到4208.3万千瓦，拥有较好的开发前景。

  在我国电力系统灵活性资源严重缺乏的现状下，抽水蓄能与新型储能都具有广阔的发展前途，应根据各自技术特点的差异，结合区域电力系统的实际的需求，以安全稳定、清洁能源消纳等边界条件为约束，在容量和布局上进行协同布置以达到最优效果。

  抽水蓄能服务整个电力系统，包括电源、电网、用户均为受益对象，且各方受益特点表现出非竞争性和非排他性，从经济学角度来看，抽水蓄能提供的产品属于电力系统公共产品，并为电力系统高效运行提供公共服务。

  电力体制改革前，国家先后发布政策明确抽水蓄能主要服务于电网，主要由电网经营企业统一运行或租赁运营。当时，政府统一制定上网电价、销售电价，电网的主要收入来源于购销价差，已有政策实质上是明确了抽水蓄能的成本从电网购销价差回收，统一了疏导渠道。

  输配电价改革以后，《国家发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）明确抽水蓄能实行两部制电价，按照合理成本加准许收益的原则核定。抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行的成本统一核算，作为销售电价调整因素统筹考虑，但成本传导的渠道并未理顺。随后国家发展改革委于2016年、2019年先后发布文件规定抽水蓄能电站相关联的费用不纳入电网企业准许收益、抽水蓄能电站费用不得计入输配电定价成本，更是进一步切断了抽水蓄能成本疏导的途径。加之彼时对抽水蓄能功能定位认识不足、投资主体单一，抽水蓄能在“十三五”期间的发展规模远低于预期。

  面对这种困境，《国家发展改革委关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）于2021年5月重磅推出，该政策对抽水蓄能电价政策进行了科学界定，一方面结合抽水蓄能公共属性强、无法通过电量回收成本的客观事实，采用经营期定价法核定了容量电价并通过输配电价回收；另一方面结合电力市场改革的步伐，对电量电价做了现货市场的探索。政策的出台有力激发了社会主体的投资意愿，为抽水蓄能的快速发展打下了坚实的基础。据统计，目前投运、在建、推进抽水蓄能项目容量已达到1.3亿千瓦。

  与传统的化石能源发电方式相比，风光等新能源的发电边际成本几乎为零，但对应的系统消纳成本巨大且缺乏分摊和传导的机制。在此情况下，在能源转型过程中，对于抽水蓄能等公共属性较强的资源在发展前期需要政策的支持和引导才可能正真的保证产业的快速发展。在我国抽水蓄能开发规模相对落后、碳达峰碳中和窗口期时间较短的客观环境下，新电价政策的出台起到了对抽水蓄能产业高质量发展重要的推动作用。

  能源供给侧从常规化石能源向间歇性可再次生产的能源的转型，决定了电力价格的主要成本从化石燃料的成本向可再次生产的能源和灵活性调节资源建设的成本转变。由于转型的艰巨性和长期性，我国以煤为主的电力生产体系与可再次生产的能源为主体的新型电力系统的建立过程将长期共存，这就要求我们更要坚定碳达峰碳中和的气候目标，在能源转型初期，对推动能源清洁转型有巨大贡献的基础设施建设，要以政策驱动为主、市场驱动为辅，减少资本逐利对整体战略的干扰和错误引导，保证能源清洁低碳转型的正确方向。

  随着可再次生产的能源充分发展并逐步成为电力供给主体，我国电力市场的建设也逐渐完备成熟，灵活性调节资源将成为新型电力系统中的主要需求，抽水蓄能以及新型储能等主体的供给也更充分，届时可再次生产的能源和灵活性调节资源的建设将主要由市场力量驱动，抽水蓄能等主体的价格机制将真正反应市场供求关系，体现充分的竞争性。

  抽水蓄能电站具有非常明显的节能减排效益。在传统电力系统中，抽水蓄能节能减排的作用大多数表现在两个方面。

  一是在系统中代替火电进行调峰，负荷高峰时发电，减少调峰火电机组的启停次数，负荷低谷时抽水，使火电机组压负荷幅度降低，从而起到节能减排的作用。

  二是发挥调频、调相、旋转备用和事故备用等安全稳定支撑作用以及代替火电机组进行事故备用时，使系统中所有火电机组的负荷率升高，以此来降低火电机组煤耗，达到节能减排的作用。

  随着新能源在新型电力系统中的高比例渗透，抽水蓄能的节能减排作用在已有基础上呈现出新的特点，一种原因是发挥更大的调峰作用助力大规模风光等新能源并网消纳，对系统整体产生巨大的减排效益；另一方面是发挥调频、调相、旋转备用等安全稳定支撑作用帮助系统克服新能源的出力不稳定和高比例电力电子设备带来的转动惯量缺失等问题，进一步提升新能源在电力系统中的渗透比例，由此减少化石能源消费带来的的排放。

  我国实现碳达峰碳中和的时间紧、任务重。国家发展改革委发布《关于完善能源消费强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕1310号）向全国各地下达控排指标以合理控制能源消费，因此能起到减排作用的主体应得到正确的评价和应有的重视。但就目前来看，抽水蓄能的碳减排效益并未得到正确认识，个别碳排放权交易试点地区根据公司（单位）二氧化碳排放核算和报告指南对抽水蓄能电站进行碳排放核算，并把全部抽水电量作为排放计算基数，使抽水蓄能电站变成了“重点排放单位”，给抽水蓄能电站正常经营带来了诸多不便，也给社会公众造成了极大的误解。

  在抽水蓄能碳方法学尚未明确的阶段，建议将设计转换效率作为抽水蓄能电站能耗管理的主要控制指标，以减少对抽水蓄能健康发展的制约。为达到正确认识抽水蓄能的碳减排作用、理顺其能耗管理机制的目的，应结合抽水蓄能对电力系统的整体碳减排效益开展量化研究，建立适用的方法学，科学评价抽水蓄能的碳减排作用。