抽水蓄能电站：点亮电网的“最后一根火柴”

　　最近一段时间，关于“新能源”的“冷思考”似乎比较多。

　　从“产能过剩”到“过度融资”，“过热”成了萦绕在风电光伏、锂电氢能等赛道上的高频词汇之一，其中也包括常被视为新能源发展“压舱石”的储能。

　　“调度管理优化，也许比储能更重要，储能永远不会成为电力系统第四只脚。随机性、间歇性、波动性是新能源基本、正常的特性，不应该去消灭，也消灭不了。”在8月29日的中国国际光储充大会上，中国南方电网有限责任公司专家委员会专职委员郑耀东就表示，储能与三足鼎立的“源网荷”体量相差悬殊，且这种差距依旧会持续存在。

　　这类直击产业发展核心逻辑的质疑，似乎折射出储能在电力系统中的尴尬处境：如果接受新能源的基本特性，那么配套储能似乎就不再必需。

　　近日，经济观察网记者前往国内首座大型抽水蓄能电站——广州抽水蓄能电站进行了现场实探，一睹究竟。

　　“老前辈”

　　在离广州市中心东北方向约60公里处的从化区，有清澈的流溪河、奇特的芙蓉峡。荔枝之乡从化也向来是广州市民假期短途郊游的热门地点之一。

　　其中，在从化吕田镇南昆山的一座大型水利设施，就是附近市民热衷前往消暑度假的一处“景点”，不过，许多当地居民都不知道该设施的具体作用，甚至有人直接向记者称其为“给广州供水的一个水库”。

广州抽水蓄能电站下水库 受访者供图

　　这座“水库”，实际上是我国自行设计、建设的第一座高水头、大容量、现代化的大型抽水蓄能电站。在30年前的1993年8月2日，时任国务院副总理邹家华来到了从化吕田镇，亲自按下了广州抽水蓄能电站(以下简称“广蓄电站”)一号机组的启动按钮。

　　9月26日，经济观察网记者到达广蓄电站现场实探，而当日正好是广蓄电站并网至今累计发电量突破700亿千瓦时的重要时刻。

　　“广蓄运行30年来累计发电达到712亿千瓦时，安全启停超过25万次，节约标煤消耗875万吨，相应减少二氧化碳排放3213万吨。其中，对港累计送电超过127亿千瓦时，相当于香港3个月的全社会用电量。”南网储能(600995.SH)广东蓄能发电公司董事长卢宏振介绍说。

　　南网储能广州抽水蓄能电站项目公司办公室主任高井荣告诉记者，广蓄电站总装机规模为2400MW，分两期建设，各装设4台300MW竖轴单级可逆混流式水泵水轮发电机组，是目前世界最大的抽水蓄能电站之一，运行30年间为大亚湾核电站、南方电网、香港电网的安全稳定经济运行提供了保障，亦为西电东送提供了有力支撑。

　　记者了解到，抽水蓄能电站，是一种特殊形式的水电站，由上水库、下水库、输水道、厂房及开关站等部分组成，是一种储存电的仓库。

　　“抽水蓄能电站利用的是可以兼具水泵和水轮机两种工作方式的抽水蓄能机组，在用电低谷期因部分用户用电停止，而各种大型火电、水电、核电不能大幅度停机或少发电，电力系统出现剩余电量时，抽水蓄能电站可以利用这些剩余电量，开动设备把低处的水抽到高处蓄存起来，等到电力系统用电高峰时，再把高处的水放下来，带动水轮发电机组发电，把电力送回电网，供给用户用电，发电后的水仍回到低处。如此循环往复地操作运用，保障整个电网运行灵活可靠、安全经济。”高井荣说。

　　作为当前装机规模最大的电力储能形式，抽水蓄能具有技术成熟、响应速度快、储能规模大、长周期放电、经济性好、环境友好等优势，且有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和“黑启动”等多种功能。

　　根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2023年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达70.2GW，其中以锂电、压缩空气、飞轮等储能形式为代表的新型储能，占累计装机规模的比例仅为30%，而抽水蓄能的占比则高达69.1%。

　　“现在有观点总把储能当成给新能源配套的‘充电宝’来看，这种说法是不全面的，储能从来都不是单纯给新能源做配套而存在的。”高井荣向记者表示。

　　他进一步以“削峰填谷”为例，向记者说明储能尤其是抽水蓄能在电力系统中所发挥的作用——电力负荷在一天之内是波动的，抽水蓄能电站在用电高峰期间发电，在用电低谷期间抽水，以达到降低负荷高峰，填补负荷低谷的目的，从而改善燃煤火电机组和核电机组的运行条件，减少弃风弃光量，提高电网综合效益。

　　又比如在“黑启动服务”方面，当整个电力系统因故障停运后，系统全部停电，无法正常运行，抽水蓄能机组作为启动电源，可在无外界帮助的情况下，迅速自启动，并通过输电线路输送启动功率带动电力系统内的其他机组，从而使电力系统在发生事故后在最短时间内恢复供电能力，是点亮电网的“最后一根火柴”。

　　“抽水蓄能电站是目前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式，是电力系统绿色低碳清洁灵活的调节电源。目前，我国抽水蓄能总装机规模达到4900万千瓦，南网储能公司建成总装机容量达1028万千瓦，超过我国总装机规模的五分之一。”高井荣说。

　　关于“抽水蓄能”的重要的性，国家能源局在《抽水蓄能中长期发展规划(2021—2035年)》中亦明确表示，“抽水蓄能电站是当前及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，对保障电力系统安全、促进新能源规模发展和消纳利用具有重要作用，是建设现代智能电网新型电力系统的重要支撑”。

　　该份文件亦同时明确，“到2025年，我国抽水蓄能投产总规模要达到6200万千瓦以上;到2030年投产总规模达到1.2亿千瓦左右”。

　　“选址难”

　　不过，抽水蓄能电站的建设也有一本自己“难念的经”。

　　“抽蓄最难的问题首先在选址，你的天然地理条件越好，电站建设成本就越低，所以我们老说抽蓄电站越后建越吃亏，因为好的地方都给人选完了。”高井荣告诉记者。

　　据其回忆，当初为配套大亚湾核电站建设，国家有关部门决定在广东建设一个抽水蓄能电站后，选址普查工作便围绕着华南电力负荷中心广州市方圆100公里的范围内展开。而之所以最终将选址定在吕田南昆山，是因为该地区离广州市直线距离仅90公里，输电距离短，同时水头高(上游水面与下游水面之间的高度差)，上、下水库均有天然库盆，筑坝工程量小，集雨面积大，天然径流充沛。

　　在广蓄电站的沙盘结构图中，记者看到该电站上水库位于珠江支流流溪河上游、南昆山脉北侧召大水的陈禾洞天然盆地，集雨面积约5平方公里，正常蓄水位816.8m;下水库位于南昆山脉北侧九曲水的小杉盆地，集雨面积13平方公里，正常蓄水位287.4m;上库大坝最大坝高68米，坝顶高程820米。下库大坝最大坝高43.5米，坝顶高程290米;上下水库落差达550米。

　　“没有，全是雨水，大坝建好之后我们蓄了几个月水就投入使用了。”在记者提及上下水库是否有从珠江支流引水时，高井荣如是回答。

　　“为什么说对于抽蓄电站来说选址很重要，首先你附近要有负荷中心吧，不然没有调节的需求;其次，要找一个有足够地势落差的地方，不然发电转换效率不好;最后，还要找到能蓄水的天然库盆，现在国内有一些人工挖的库盆，但渗漏会比较大，蓄不住水，你还要用水泥全部进行铺设，做好防渗，增加很多成本。”高井荣进一步告诉记者。

　　站在70多米高的上水库大坝上，往下俯瞰规模快赶上一个小镇的广蓄电站，记者又注意到了抽蓄电站的另一大缺陷——“建设周期长、资金投入大”。

　　根据南网储能此前公开披露的信息，抽蓄电站项目建设周期约为5年左右，而投资成本则与选址开发难度、原材料市场价格、工程建设周期、征地移民条件、开发建设技术水平等关系密切。而根据2023年6月水电水利规划设计总院、中国水力发电学会抽水蓄能行业分会发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》，2022年核准的抽蓄电站平均单位千瓦(1兆瓦=1000千瓦)静态投资就达到5429元。

　　“生意经”

　　虽然抽蓄电站作为重资本、长周期建设项目，存在着建设成本波动、投资回收较慢等诸多“风险”，但从南网储能财报来看，抽蓄电站的业务还是很好地回报了其前期投入。

　　根据南网储能财报，2022年及2023年上半年，该公司分别实现营收82.61亿元、28.61亿元，其中抽水蓄能业务实现营收分别为46.05亿元、21.61亿元，2022年南网储能抽水蓄能业务毛利率达到53.88%。

　　那么，抽蓄电站具体是怎么赚钱的呢?

　　记者在现场了解到，抽蓄电站的盈利模式，主要依靠与电网公司签署电能转换及调峰服务协议，通过向电网公司提供调峰调频服务，一般按照省级以上发改委确定的电价，收取相应费用作为收入，扣除生产经营各项成本费用后获得利润，而成本费用主要为前期投资建设电站形成的固定资产折旧、运维费用及财务费用。

　　具体到南网储能，目前其下属的抽水蓄能电站执行的电价政策，主要包括两部制和单一容量制两种。其中，两部制电价机制是按照电站的容量及上网的发电量分别计付电费的电价模式，是为容量电价和电量电价，由政府确定价格后执行。

　　根据国家发展改革委颁布的《抽水蓄能容量电价核定办法》，在抽水蓄能电站实际成本调查的基础上，基于弥补成本、合理收益的原则，按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，核定电站容量电价。

　　“简单来说，容量电费用于弥补抽水蓄能电站的固定成本，电量电费用于补偿抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本，2021年的发改委633号文(《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》)出台后，抽水蓄能电站的成本疏导机制被明确，容量电价按经营期内资本金内部收益率6.5%核定;电量电价方面，有电力现货市场时的电量电价按现货市场价格及规则结算，无现货市场的区域抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。633号文在承接过往对抽水蓄能电站发展的相关政策基础上，解决了长久以来影响抽水蓄能行业发展的容量电费疏导问题，但抽水蓄能电站的收入来源仍主要为容量电费。”10月8日，一位广东的能源企业高管向记者表示。

　　电量电费方面，记者了解到，目前国内抽水蓄能的上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价则按燃煤发电基准价的75%执行，电量电费的计算公式为：电量电费收入=燃煤发电基准价×上网电量-燃煤发电基准价×0.75×抽水电量，即行业内俗称的“抽四发三”。

　　不难看出，只要上网电量超过抽水电量的75%时，抽发电量将实现削峰填谷效益，从而形成电量电费收入。

　　而根据南网储能披露的公开信息，2020年至2022年第一季度，在该公司抽水蓄能业务收入结构中，容量电费收入占比超过97%，电量电费收入占比低于3%。

　　对于抽水蓄能来说，从单一容量制迈向两条腿走路的两部制电价固然是件好事，但在电量电价这条腿还没长好之前，前段时间，抽蓄电站赖以生存的容量电价却先被小“砍”了一刀。

　　今年5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，公布了核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，《通知》自6月1日起执行。根据《通知》，南网储能所属的部分投运抽水蓄能电站容量电价(含税)分别为：广东广州抽水蓄能电站二期 338.34元/千瓦、广东惠州抽水蓄能电站 324.24元/千瓦、广东深圳抽水蓄能电站 414.88元/千瓦、广东阳江抽水蓄能电站一期 643.98元/千瓦。

　　容量电价重新核定后，南网储能直接发了一份公告称：“公司2023年收入预计减少约4.96亿元。”

　　“新型电力系统下我国电力现货市场进程加快，在未来三年中，抽水蓄能电量电价部分有望得到根本性提高，因此本次容量电价下浮对公司影响甚小，须重视电网侧储能中抽蓄的主导地位以及资产的稀缺性，不改抽水蓄能的成长性、盈利性预期。”东吴证券在随后的一份研报中如是点评容量电价核定一事。

　　而民生证券分析师严家源则在研报中用了一句“耐人寻味”的话来总结：“有望给过热的抽蓄大开发降降温，防止未来出现供给过剩的囧境。”

　　不过，对于南网储能来说，无论电力市场机制调整如何影响收入，提升电站运营效率、降低成本总是一个不错的选择。在广蓄电站实探的过程中，记者注意到，虽然该电站占地面积巨大，但其中的工作人员并不多，哪怕在电厂中控室，都是处于无人值守的状态。

　　“2003年1月，广蓄电站就是国内首家百万千瓦级水电站‘厂房无人值班’的水电厂，南网储能在电站管理上一直推进集约化、专业化改革，现在公司旗下有专门的修试公司、建管公司、运行公司、信通公司，把蓄能电站的建设、运行、检修和信息通信业务分别集中专业化管理。”高井荣告诉记者。

　　此外，在今年7月，南网储能的集控中心正式投入运行，广东区域六座抽蓄电站全部接入集控中心监盘与控制，也是国内首个抽水蓄能多厂站集控中心，改变了抽水蓄能电站独立分散监控的运行模式。

　　高井荣还表示，在2014年至2021年期间，在新增装机容量342万千瓦、增幅达42.75%的快速发展形势下，南网储能公司用工总量增幅仅为3.8%。

　　“国产化”

　　在实探过程中，记者注意到该电站的主要设备来自法国和德国。

　　高井荣表示，之所以广蓄电站设备以海外产品为主，主要系该电站投建时间较早，彼时我国可逆式水轮机产品尚不成熟。

　　“我们到广东省第二座抽水蓄能电站—惠州抽水蓄能电站建设时便开始尝试采用国产机组，该电站4号机组就是首台国产化抽水蓄能机组，迈出了抽水蓄能机组国产化的第一步;之后清远抽水蓄能电站实现了蓄能机组监控系统核心技术国产化、自主化，深圳抽水蓄能电站实现机组全面国产化设计、制造、安装和调试，梅州抽水蓄能电站4号机组发电电动机断路器、电气制动开关、换相隔离开关、启动开关、拖动开关均实现国产化并拥有自主知识产权，不断填补国内空白，使我国成为少数具有该类高端设备生产能力的国家之一。”高井荣说。

　　此外，记者还了解到，该公司旗下最新投产的阳江抽水蓄能电站，是国内已投运单机容量最大的抽水蓄能电站，高井荣告诉记者，该电站拥有世界首条800米水头级钢筋混凝土衬砌水道，同时填补了我国在40万千瓦700米级超高水头、超大容量抽水蓄能机组设计制造上的空白。

广州抽水蓄能电站水轮机组 郑晨烨摄

　　记者亦进一步了解到，目前抽蓄电站的核心设备——可逆式水轮机，国产品牌也已走在世界前列，其中代表便是哈尔滨电机厂有限责任公司(以下简称：“哈电”)，从公开信息来看，截至去年年底，哈电共参与了国内28座抽水蓄能电站、100台套抽水蓄能机组的研制，总容量达2932万千瓦，市场占有率达40%以上，稳居国内第一。

　　那么，用上国产机组的新抽蓄电站，是否能在一些关键性能指标上大幅领先国外呢?对此，高井荣向记者表示：“国产水轮机和国外性能其实差不多，只是一方面是国外产品性价比不如国产的，再一个是关键技术不能始终掌握在别人手上”。

　　经济观察网 记者 郑晨烨