《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》（以下简称《规划》）等国家政策文件的出台，为抽水蓄能快速发展提供了有力支撑。近年来，部分地区出现了抽水蓄能项目申报过热等情况。抽水蓄能与其他常规电源不同，其功能作用主要是为电力系统提供调节服务，亟须根据新能源发展和电力系统运行需要，科学规划、合理布局、有序建设，切实发挥好抽水蓄能投资效益。

一、时序布局有待进一步优化

一是发展进度远超规划。《规划》提出，到2030年，抽水蓄能投产总规模1.2亿千瓦左右。部分地区未充分考虑系统实际需求，急于通过抽水蓄能项目落地拉动地方经济，抽水蓄能呈现过热、过快发展态势。截至2023年7月底，全国已建和核准在建抽水蓄能规模约为1.9亿千瓦，远超2030年规划预期规模。届时，预计部分省份抽水蓄能年发电利用小时数将低于500小时，尚不足目前全国抽水蓄能平均年发电利用小时数（1077小时）的50%；中东部和南方地区新能源消纳水平可基本达到95%以上，部分抽水蓄能装机规模较高的省份，增加500万千瓦及以上抽水蓄能，新能源综合利用率提高不足1%，边际效益较低，调节作用得不到充分发挥。此外，抽水蓄能目前还存在前期论证不够、工作不深等问题。部分项目前期工作周期由以往的平均3~4年压缩至1~1.5年，且存在可研、核准、开工并行推进等建设程序混乱及勘探设计深度不足、项目技术方案论证不充分等问题。

二是布局与系统需求存在错配。结合各省预测情况，到2030年，全国新能源新增装机规模超11亿千瓦，其中超过60%布局在三北地区，将进一步加重三北地区新能源消纳压力。目前全国核准开工抽水蓄能规模约1.4亿千瓦，其中新能源消纳困难的三北地区占比仅不到40%，抽水蓄能布局与系统需求存在错配问题。具体到省份，部分省份未能结合系统需求充分论证最优布点，存在布点过于集中、调节功能无法充分发挥等情况。以中东部某省为例，该省西部为大型电源基地，东部为负荷中心，目前核准及开展前期的抽水蓄能约65%布局在西部，存在与现有电源基地“抢占”存量送出通道的情况，若考虑新增通道，电网建设代价高且易形成密集通道，影响系统安全稳定运行。

三是容量电价疏导压力较大。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确，抽水蓄能容量电价纳入输配电价回收。按照2030年全国抽水蓄能装机规模1.9亿千瓦测算，全国输配电价推升约0.7分/千瓦时。一些新增抽水蓄能装机规模大、用电量小的地区，输配电价推升幅度较为明显。例如青海，按2030年全社会用电量1519亿千瓦时、新增抽水蓄能装机已核准规模760万千瓦测算，将推升当地输配电价约3.3分/千瓦时。普遍来讲，输配电价推升幅度较高的地区，也是电价承载能力较弱的地区，一定程度上将影响地区经济社会发展。

二、坚持系统观念推动可持续发展

一是坚持系统观念，统筹做好区域与省级抽水蓄能布局的协调发展。电力系统调节需求是抽水蓄能规划建设的重要前提和基本依据，应坚持需求导向，做好区域与省级抽水蓄能发展的协调优化工作。建议压实地方政府责任，抓紧组织开展系统调节能力需求测算，结合站址资源条件和系统电价疏导路径，深入论证项目建设的必要性、可行性和经济性，结合各省新能源开发时序和调节能力实际需求，在区域内统筹优化各省抽水蓄能发展规模、布局和时序。以华东区域为例，江苏省系统调节能力需求较大，但自身站址资源稀缺；浙江、安徽省内站址资源丰富，除满足自身发展需求外还有富余，需要以区域需求为出发点，合理分配各省抽水蓄能发展规模，通过分摊共享机制最大化发挥抽水蓄能应有调节效益。建议引入国家级咨询机构评估机制，客观研判系统发展需求，严格把关技术经济方案，为合规推动项目核准审批、合理控制开发建设节奏提供科学支撑，促进行业良性有序发展。同时，建议投资企业确保前期工作深度，落实好外部建设条件，强化接入系统、并网运行等专题研究，为投产后抽水蓄能高效经济运行奠定基础。

二是坚持系统观念，统筹做好抽水蓄能与其他调节资源的优化配置。调节资源配置需在满足电力电量平衡的基础上，统筹考虑多电源品种特性、调节时间尺度等因素，结合时长效益发挥、减煤降碳趋势等系统优化、科学研判。省级电网方面，需将抽水蓄能纳入整体电源结构体系中统筹考虑，迭代优化。以北方某省为例，在规划方案基础上，考虑增加120万千瓦抽水蓄能替代部分火电，既可保障电力供应需求，又可提高系统调节能力、降低短时新能源弃电。对于存在长时间连续弃电问题的某些西部地区省份，仅新增短时调节电源难以解决弃电问题，应先解决大量电量盈余问题，如增加外送规模、承接产业转移等，再开展省内电源优化配置，合理确定抽水蓄能规模。通道配套方面，结合国家规划的“三交九直”输电通道，建议新增通道尤其是“沙戈荒”基地送出通道优先考虑周边具备深度调峰能力的煤电机组，不足部分由其他储能进行补充，目前以电化学储能为主。抽水蓄能调节速度较快，从技术方面看，也可作为通道配套调节电源的选择之一，但受站址条件限制、建设周期较长等问题，可能不能满足基地建设相关要求。应结合站址条件、规模及时序的匹配性统筹论证，因地制宜明确通道配套调节电源方案。

三是坚持系统观念，统筹做好当前与未来市场机制的有效衔接。现阶段，抽水蓄能建设成本及合理收益采用直接认定方式通过容量电价予以疏导，缺乏对投资主体主动压降投资、加强造价管控的约束，需优化抽水蓄能竞争机制，支持投资水平低、系统需求高的抽水蓄能获得更多容量收益，推动行业技术进步和产业升级。长远来看，为进一步提高电站运行效率，引导投资主体主动融入市场、增强竞争意识，需探索建立服务大系统、大型风光基地等不同功能定位的抽水蓄能电价疏导模式，提前谋划现有成本回收机制和市场化成本回收机制的过渡衔接，推动抽水蓄能参与市场实现成本回收并获得收益，健全完善长效发展机制，促进行业合理有序、可持续发展。（来源：中国电力报）