前不久，随着山西蒲县抽水蓄能电站项目建设专班会的召开，这家装机容量120万千瓦的电站开始加速施工。与之相呼应的是，一山之隔的洪洞县同等规模的抽水蓄能电站项目刚刚成功签约。
进入2023年，随着我国双碳战略的深入实施，新能源电力快速发展，被誉为电力系统“调节器”的抽水蓄能电站项目也加速落地，开工新闻不断刷屏。
据国家能源局不久前发布的数据，2022年全国新核准抽水蓄能项目48个，装机6890万千瓦，已超过“十三五”时期全部核准规模，全年新投产880万千瓦，创历史新高。截至2022年末，全国已建抽水蓄能装机容量达4539万千瓦。
《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（简称《规划》）指出：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
抽水蓄能电站项目的急剧增加一方面凸显了我国电力系统在储能上的短板，同时也使得这个领域成为新的投资蓝海，其对新能源电力产业发展的重要作用正慢慢发挥出来。
2023年初春的晋南乍暖还寒，蒲县克城镇周边山顶的风电巨轮正在转动，成为吕梁山巅的一道风景线。蒲县是著名的三分之一焦煤生产大县，2022年原煤产量近2000万吨。自从2010年左右山西大规模煤炭资源整合后，产煤大镇克城众多小煤窑被关闭。让人们始料不及的是，10年之后，这里开始挖掘另一座“富矿”——风电。
2020年，总投资4.2亿元，装机容量50MW（兆瓦）的蒲县远天克城风电项目开工建设，工程建成后，年可生产清洁电能8800万千瓦时，年可节约标煤24722.56吨。之后，周边吕梁山脉沿线乡镇的多个风电项目上马，装机容量40 MW、50 MW、100 MW不等。曾经的煤炭产区，开始把源源不断的清洁能源输送出来。
据国家能源局前不久的统计数据，2022年我国风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，较2021年增加2073亿千瓦时，同比增长21%，占全社会用电量的13.8%，同比提高2个百分点，接近全国城乡居民生活用电量。2022年，可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%，较2021年提高1.7个百分点，可再生能源在保障能源供应方面发挥的作用越来越明显。
同时，2022年，全国可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。其中，风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦。截至2022年底，可再生能源装机达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%。其中，风电3.65亿千瓦、太阳能发电3.93亿千瓦，占比超过62%。而生物质发电仅为0.41亿千瓦、常规水电3.68亿千瓦、抽水蓄能0.45亿千瓦。
由此可见，装机占比将近一半的可再生能源，发电量仅占全社会用电量的31.6%。全社会电力装机容量占比大约为30%的风电和太阳能发电，年发电量仅为13.8%。一方面是风光发电受自然条件的限制，另一方面因为无法调峰，弃风弃光现象也不容小觑。
蓄能需求迫切，电站成为超级“充电宝”
让人们记忆犹新的是2022年夏天长江流域的局部电力短缺，从而导致企业拉闸让电保民生。北半球的局地高温天气使得干旱严重，众多河流断流，而主要依靠水电的四川、重庆一下子面临无水发电的局面。
就连日常供电，因为新能源供电的增加，使得光伏发电、风电受到昼夜、阴雨天气、风力等因素的影响，以致于众多发电与用电无法完全匹配，弃风弃光现象严重。
在这样的背景下，储能就变得迫不及待。
经济学家任泽平表示：“2021年，全国弃风电量206.1亿千瓦时，弃光电量67.8亿千瓦时。弃电总量同比高增约22.7%。西藏、青海等省份弃光率较高，光伏利用率仅为86.2%、80.2%。未来，随着电力供给结构向风光倾斜，新能源发电量大幅上涨，弃风电和弃光电量将在未来一段时间保持上升趋势，新能源发电消纳上网问题仍不容小觑，需要积极运用储能系统解决弃电问题。”
《规划》指出，抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。加快发展抽水蓄能，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。在全球应对气候变化，我国努力实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标，加快能源绿色低碳转型的新形势下，抽水蓄能加快发展势在必行。
一面是新能源发电项目的加速发展，另一面是储能需要的不断增加。
在前不久的项目建设专班会上，蒲县县委书记杨晓舟指出，要充分认识抽水蓄能项目建设的重要性、紧迫性，进一步提高政治站位，树立超前意识，全力以赴加快项目推进。要强化要素保障，相关部门要加强指导、精细服务、精准施策，全力保障项目早日开工建设。
抽水蓄能发展滞后，未来7年需6000亿直接投资
《规划》指出，抽水蓄能是世界各国保障电力系统安全稳定运行的重要方式，欧美国家建设了大量以抽水蓄能和燃气电站为主体的灵活、高效、清洁的调节电源，其中美国、德国、法国、日本、意大利等国家发展较快，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过 10%。我国油气资源禀赋相对匮乏，燃气调峰电站发展不足，抽水蓄能和燃气电站占比仅6%左右，其中抽水蓄能占比1.4%，与发达国家相比仍有较大差距。
虽然相对电力系统，我国的抽水蓄能发展比较滞后，但其规模已经居世界首位。《规划》强调，抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，是建设现代智能电网新型电力系统的重要支撑，是构建清洁低碳、安全可靠、智慧灵活、经济高效新型电力系统的重要组成部分。
随着我国经济社会快速发展，电力负荷持续增长，电力系统峰谷差逐步加大。到2030年风电、太阳能发电总装机容量12亿千瓦以上，比当前的7.58亿千瓦增长近六成。大规模的新能源并网迫切需要大量调节电源提供优质的辅助服务，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。
据公开数据，截至今年2月，“十四五”期间我国已核准抽水蓄能电站共计67个项目，装机规模合计为9219.1万千瓦，项目投资金额合计约为6116亿元。
按照《规划》的目标，到2030年，我国投产的抽水蓄能装机容量总规模将达到1.2亿千瓦左右，按照国家能源局公布的数据，目前这一规模仅为4500亿千瓦，还存在7500亿千瓦的缺口。抛开影响不大的其他小规模储能因素，如果按照目前一座120万千瓦（1200 MW）的抽水蓄能电站投资大约80亿元来测算，需要建成62.5座这样规模的电站，而投资将达到6000亿元。而这仅仅是静态投资，不包括外围的配套投入。
前不久，《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）发布。指出新型储能为除抽水蓄能外以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能项目。包括但不限于电化学储能、空气压缩储能、重力储能、抽汽蓄热储能等。这意味着，除了抽水蓄能这样大型储能方式外，一些用电终端的小型储能配套设施也成为重要的发展内容。
正是在这样抓大不放小的立体储能观念的支撑下，我国电力系统绿色低碳发展能力将得到进一步增强。
