抽水蓄能電站：點亮電網的“最后一根火柴”

　　最近一段時間，關于“新能源”的“冷思考”似乎比較多。

　　從“產能過剩”到“過度融資”，“過熱”成了縈繞在風電光伏、鋰電氫能等賽道上的高頻詞匯之一，其中也包括常被視為新能源發展“壓艙石”的儲能。

　　“調度管理優化，也許比儲能更重要，儲能永遠不會成為電力系統第四只腳。隨機性、間歇性、波動性是新能源基本、正常的特性，不應該去消滅，也消滅不了。”在8月29日的中國國際光儲充大會上，中國南方電網有限責任公司專家委員會專職委員鄭耀東就表示，儲能與三足鼎立的“源網荷”體量相差懸殊，且這種差距依舊會持續存在。

　　這類直擊產業發展核心邏輯的質疑，似乎折射出儲能在電力系統中的尷尬處境：如果接受新能源的基本特性，那么配套儲能似乎就不再必需。

　　近日，經濟觀察網記者前往國內首座大型抽水蓄能電站——廣州抽水蓄能電站進行了現場實探，一睹究竟。

　　“老前輩”

　　在離廣州市中心東北方向約60公里處的從化區，有清澈的流溪河、奇特的芙蓉峽。荔枝之鄉從化也向來是廣州市民假期短途郊游的熱門地點之一。

　　其中，在從化呂田鎮南昆山的一座大型水利設施，就是附近市民熱衷前往消暑度假的一處“景點”，不過，許多當地居民都不知道該設施的具體作用，甚至有人直接向記者稱其為“給廣州供水的一個水庫”。

廣州抽水蓄能電站下水庫 受訪者供圖

　　這座“水庫”，實際上是我國自行設計、建設的第一座高水頭、大容量、現代化的大型抽水蓄能電站。在30年前的1993年8月2日，時任國務院副總理鄒家華來到了從化呂田鎮，親自按下了廣州抽水蓄能電站(以下簡稱“廣蓄電站”)一號機組的啟動按鈕。

　　9月26日，經濟觀察網記者到達廣蓄電站現場實探，而當日正好是廣蓄電站并網至今累計發電量突破700億千瓦時的重要時刻。

　　“廣蓄運行30年來累計發電達到712億千瓦時，安全啟停超過25萬次，節約標煤消耗875萬噸，相應減少二氧化碳排放3213萬噸。其中，對港累計送電超過127億千瓦時，相當于香港3個月的全社會用電量。”南網儲能(600995.SH)廣東蓄能發電公司董事長盧宏振介紹說。

　　南網儲能廣州抽水蓄能電站項目公司辦公室主任高井榮告訴記者，廣蓄電站總裝機規模為2400MW，分兩期建設，各裝設4臺300MW豎軸單級可逆混流式水泵水輪發電機組，是目前世界最大的抽水蓄能電站之一，運行30年間為大亞灣核電站、南方電網、香港電網的安全穩定經濟運行提供了保障，亦為西電東送提供了有力支撐。

　　記者了解到，抽水蓄能電站，是一種特殊形式的水電站，由上水庫、下水庫、輸水道、廠房及開關站等部分組成，是一種儲存電的倉庫。

　　“抽水蓄能電站利用的是可以兼具水泵和水輪機兩種工作方式的抽水蓄能機組，在用電低谷期因部分用戶用電停止，而各種大型火電、水電、核電不能大幅度停機或少發電，電力系統出現剩余電量時，抽水蓄能電站可以利用這些剩余電量，開動設備把低處的水抽到高處蓄存起來，等到電力系統用電高峰時，再把高處的水放下來，帶動水輪發電機組發電，把電力送回電網，供給用戶用電，發電后的水仍回到低處。如此循環往復地操作運用，保障整個電網運行靈活可靠、安全經濟。”高井榮說。

　　作為當前裝機規模最大的電力儲能形式，抽水蓄能具有技術成熟、響應速度快、儲能規模大、長周期放電、經濟性好、環境友好等優勢，且有調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用和“黑啟動”等多種功能。

　　根據CNESA DataLink全球儲能數據庫的不完全統計，截至2023年6月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模達70.2GW，其中以鋰電、壓縮空氣、飛輪等儲能形式為代表的新型儲能，占累計裝機規模的比例僅為30%，而抽水蓄能的占比則高達69.1%。

　　“現在有觀點總把儲能當成給新能源配套的‘充電寶’來看，這種說法是不全面的，儲能從來都不是單純給新能源做配套而存在的。”高井榮向記者表示。

　　他進一步以“削峰填谷”為例，向記者說明儲能尤其是抽水蓄能在電力系統中所發揮的作用——電力負荷在一天之內是波動的，抽水蓄能電站在用電高峰期間發電，在用電低谷期間抽水，以達到降低負荷高峰，填補負荷低谷的目的，從而改善燃煤火電機組和核電機組的運行條件，減少棄風棄光量，提高電網綜合效益。

　　又比如在“黑啟動服務”方面，當整個電力系統因故障停運后，系統全部停電，無法正常運行，抽水蓄能機組作為啟動電源，可在無外界幫助的情況下，迅速自啟動，并通過輸電線路輸送啟動功率帶動電力系統內的其他機組，從而使電力系統在發生事故后在最短時間內恢復供電能力，是點亮電網的“最后一根火柴”。

　　“抽水蓄能電站是目前技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件的儲能方式，是電力系統綠色低碳清潔靈活的調節電源。目前，我國抽水蓄能總裝機規模達到4900萬千瓦，南網儲能公司建成總裝機容量達1028萬千瓦，超過我國總裝機規模的五分之一。”高井榮說。

　　關于“抽水蓄能”的重要的性，國家能源局在《抽水蓄能中長期發展規劃(2021—2035年)》中亦明確表示，“抽水蓄能電站是當前及未來一段時期滿足電力系統調節需求的關鍵方式，對保障電力系統安全、促進新能源規模發展和消納利用具有重要作用，是建設現代智能電網新型電力系統的重要支撐”。

　　該份文件亦同時明確，“到2025年，我國抽水蓄能投產總規模要達到6200萬千瓦以上;到2030年投產總規模達到1.2億千瓦左右”。

　　“選址難”

　　不過，抽水蓄能電站的建設也有一本自己“難念的經”。

　　“抽蓄最難的問題首先在選址，你的天然地理條件越好，電站建設成本就越低，所以我們老說抽蓄電站越后建越吃虧，因為好的地方都給人選完了。”高井榮告訴記者。

　　據其回憶，當初為配套大亞灣核電站建設，國家有關部門決定在廣東建設一個抽水蓄能電站后，選址普查工作便圍繞著華南電力負荷中心廣州市方圓100公里的范圍內展開。而之所以最終將選址定在呂田南昆山，是因為該地區離廣州市直線距離僅90公里，輸電距離短，同時水頭高(上游水面與下游水面之間的高度差)，上、下水庫均有天然庫盆，筑壩工程量小，集雨面積大，天然徑流充沛。

　　在廣蓄電站的沙盤結構圖中，記者看到該電站上水庫位于珠江支流流溪河上游、南昆山脈北側召大水的陳禾洞天然盆地，集雨面積約5平方公里，正常蓄水位816.8m;下水庫位于南昆山脈北側九曲水的小杉盆地，集雨面積13平方公里，正常蓄水位287.4m;上庫大壩最大壩高68米，壩頂高程820米。下庫大壩最大壩高43.5米，壩頂高程290米;上下水庫落差達550米。

　　“沒有，全是雨水，大壩建好之后我們蓄了幾個月水就投入使用了。”在記者提及上下水庫是否有從珠江支流引水時，高井榮如是回答。

　　“為什么說對于抽蓄電站來說選址很重要，首先你附近要有負荷中心吧，不然沒有調節的需求;其次，要找一個有足夠地勢落差的地方，不然發電轉換效率不好;最后，還要找到能蓄水的天然庫盆，現在國內有一些人工挖的庫盆，但滲漏會比較大，蓄不住水，你還要用水泥全部進行鋪設，做好防滲，增加很多成本。”高井榮進一步告訴記者。

　　站在70多米高的上水庫大壩上，往下俯瞰規模快趕上一個小鎮的廣蓄電站，記者又注意到了抽蓄電站的另一大缺陷——“建設周期長、資金投入大”。

　　根據南網儲能此前公開披露的信息，抽蓄電站項目建設周期約為5年左右，而投資成本則與選址開發難度、原材料市場價格、工程建設周期、征地移民條件、開發建設技術水平等關系密切。而根據2023年6月水電水利規劃設計總院、中國水力發電學會抽水蓄能行業分會發布的《抽水蓄能產業發展報告2022》，2022年核準的抽蓄電站平均單位千瓦(1兆瓦=1000千瓦)靜態投資就達到5429元。

　　“生意經”

　　雖然抽蓄電站作為重資本、長周期建設項目，存在著建設成本波動、投資回收較慢等諸多“風險”，但從南網儲能財報來看，抽蓄電站的業務還是很好地回報了其前期投入。

　　根據南網儲能財報，2022年及2023年上半年，該公司分別實現營收82.61億元、28.61億元，其中抽水蓄能業務實現營收分別為46.05億元、21.61億元，2022年南網儲能抽水蓄能業務毛利率達到53.88%。

　　那么，抽蓄電站具體是怎么賺錢的呢?

　　記者在現場了解到，抽蓄電站的盈利模式，主要依靠與電網公司簽署電能轉換及調峰服務協議，通過向電網公司提供調峰調頻服務，一般按照省級以上發改委確定的電價，收取相應費用作為收入，扣除生產經營各項成本費用后獲得利潤，而成本費用主要為前期投資建設電站形成的固定資產折舊、運維費用及財務費用。

　　具體到南網儲能，目前其下屬的抽水蓄能電站執行的電價政策，主要包括兩部制和單一容量制兩種。其中，兩部制電價機制是按照電站的容量及上網的發電量分別計付電費的電價模式，是為容量電價和電量電價，由政府確定價格后執行。

　　根據國家發展改革委頒布的《抽水蓄能容量電價核定辦法》，在抽水蓄能電站實際成本調查的基礎上，基于彌補成本、合理收益的原則，按照資本金內部收益率對電站經營期內年度凈現金流進行折現，以實現整個經營期現金流收支平衡為目標，核定電站容量電價。

　　“簡單來說，容量電費用于彌補抽水蓄能電站的固定成本，電量電費用于補償抽水蓄能電站抽發電損耗等變動成本，2021年的發改委633號文(《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制的意見》)出臺后，抽水蓄能電站的成本疏導機制被明確，容量電價按經營期內資本金內部收益率6.5%核定;電量電價方面，有電力現貨市場時的電量電價按現貨市場價格及規則結算，無現貨市場的區域抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行。633號文在承接過往對抽水蓄能電站發展的相關政策基礎上，解決了長久以來影響抽水蓄能行業發展的容量電費疏導問題，但抽水蓄能電站的收入來源仍主要為容量電費。”10月8日，一位廣東的能源企業高管向記者表示。

　　電量電費方面，記者了解到，目前國內抽水蓄能的上網電價按燃煤發電基準價執行，抽水電價則按燃煤發電基準價的75%執行，電量電費的計算公式為：電量電費收入=燃煤發電基準價×上網電量-燃煤發電基準價×0.75×抽水電量，即行業內俗稱的“抽四發三”。

　　不難看出，只要上網電量超過抽水電量的75%時，抽發電量將實現削峰填谷效益，從而形成電量電費收入。

　　而根據南網儲能披露的公開信息，2020年至2022年第一季度，在該公司抽水蓄能業務收入結構中，容量電費收入占比超過97%，電量電費收入占比低于3%。

　　對于抽水蓄能來說，從單一容量制邁向兩條腿走路的兩部制電價固然是件好事，但在電量電價這條腿還沒長好之前，前段時間，抽蓄電站賴以生存的容量電價卻先被小“砍”了一刀。

　　今年5月15日，國家發改委發布《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》，公布了核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價，《通知》自6月1日起執行。根據《通知》，南網儲能所屬的部分投運抽水蓄能電站容量電價(含稅)分別為：廣東廣州抽水蓄能電站二期 338.34元/千瓦、廣東惠州抽水蓄能電站 324.24元/千瓦、廣東深圳抽水蓄能電站 414.88元/千瓦、廣東陽江抽水蓄能電站一期 643.98元/千瓦。

　　容量電價重新核定后，南網儲能直接發了一份公告稱：“公司2023年收入預計減少約4.96億元。”

　　“新型電力系統下我國電力現貨市場進程加快，在未來三年中，抽水蓄能電量電價部分有望得到根本性提高，因此本次容量電價下浮對公司影響甚小，須重視電網側儲能中抽蓄的主導地位以及資產的稀缺性，不改抽水蓄能的成長性、盈利性預期。”東吳證券在隨后的一份研報中如是點評容量電價核定一事。

　　而民生證券分析師嚴家源則在研報中用了一句“耐人尋味”的話來總結：“有望給過熱的抽蓄大開發降降溫，防止未來出現供給過剩的囧境。”

　　不過，對于南網儲能來說，無論電力市場機制調整如何影響收入，提升電站運營效率、降低成本總是一個不錯的選擇。在廣蓄電站實探的過程中，記者注意到，雖然該電站占地面積巨大，但其中的工作人員并不多，哪怕在電廠中控室，都是處于無人值守的狀態。

　　“2003年1月，廣蓄電站就是國內首家百萬千瓦級水電站‘廠房無人值班’的水電廠，南網儲能在電站管理上一直推進集約化、專業化改革，現在公司旗下有專門的修試公司、建管公司、運行公司、信通公司，把蓄能電站的建設、運行、檢修和信息通信業務分別集中專業化管理。”高井榮告訴記者。

　　此外，在今年7月，南網儲能的集控中心正式投入運行，廣東區域六座抽蓄電站全部接入集控中心監盤與控制，也是國內首個抽水蓄能多廠站集控中心，改變了抽水蓄能電站獨立分散監控的運行模式。

　　高井榮還表示，在2014年至2021年期間，在新增裝機容量342萬千瓦、增幅達42.75%的快速發展形勢下，南網儲能公司用工總量增幅僅為3.8%。

　　“國產化”

　　在實探過程中，記者注意到該電站的主要設備來自法國和德國。

　　高井榮表示，之所以廣蓄電站設備以海外產品為主，主要系該電站投建時間較早，彼時我國可逆式水輪機產品尚不成熟。

　　“我們到廣東省第二座抽水蓄能電站—惠州抽水蓄能電站建設時便開始嘗試采用國產機組，該電站4號機組就是首臺國產化抽水蓄能機組，邁出了抽水蓄能機組國產化的第一步;之后清遠抽水蓄能電站實現了蓄能機組監控系統核心技術國產化、自主化，深圳抽水蓄能電站實現機組全面國產化設計、制造、安裝和調試，梅州抽水蓄能電站4號機組發電電動機斷路器、電氣制動開關、換相隔離開關、啟動開關、拖動開關均實現國產化并擁有自主知識產權，不斷填補國內空白，使我國成為少數具有該類高端設備生產能力的國家之一。”高井榮說。

　　此外，記者還了解到，該公司旗下最新投產的陽江抽水蓄能電站，是國內已投運單機容量最大的抽水蓄能電站，高井榮告訴記者，該電站擁有世界首條800米水頭級鋼筋混凝土襯砌水道，同時填補了我國在40萬千瓦700米級超高水頭、超大容量抽水蓄能機組設計制造上的空白。

廣州抽水蓄能電站水輪機組 鄭晨燁攝

　　記者亦進一步了解到，目前抽蓄電站的核心設備——可逆式水輪機，國產品牌也已走在世界前列，其中代表便是哈爾濱電機廠有限責任公司(以下簡稱：“哈電”)，從公開信息來看，截至去年年底，哈電共參與了國內28座抽水蓄能電站、100臺套抽水蓄能機組的研制，總容量達2932萬千瓦，市場占有率達40%以上，穩居國內第一。

　　那么，用上國產機組的新抽蓄電站，是否能在一些關鍵性能指標上大幅領先國外呢?對此，高井榮向記者表示：“國產水輪機和國外性能其實差不多，只是一方面是國外產品性價比不如國產的，再一個是關鍵技術不能始終掌握在別人手上”。

　　經濟觀察網 記者 鄭晨燁

作者：鄭晨燁