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抽水蓄能电站是建设新型电力系统、平衡新能源电力的措施之一，并要和其他形式的灵活性资源进行组合优化，共同为电力系统提供支撑，其中包括需求侧响应、各类储能技术等。与此同时，在相当长的时间内，仍需煤电作为一种重要的调节电源。
日前，国家电网公司（以下简称“国网”）出台加快抽水蓄能开发建设六项重要举措，提出“十四五”期间力争在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。
在“30·60”双碳目标确立之后，能源电力系统清洁低碳转型步伐加快。日前召开的中央财经委员会第九次会议提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”，业内人士认为，这将给本就缺乏调峰等灵活性资源的现有电力系统带来更艰巨的挑战，对灵活性电源的需求也将愈发迫切。
抽蓄发展按下“快进键”
据了解，截至2020年底，我国抽水蓄能装机容量刚刚超过3000万千瓦，国网此次提出“十四五”期间新开工2000万千瓦以上抽水蓄能电站，无疑将极大加快抽水蓄能发展速度。
2019年底，国网曾下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”，并同时叫停电网侧储能项目。但2020年开始，随着“六稳”“六保”工作对能源领域提出要求，国网旗下抽水蓄能项目逐渐重启。有业内人士指出，作为抽水蓄能电站的主要建设者，国网此次出台的六项举措，对于明确电力系统清洁低碳转型方向意义重大。
华北电力大学教授曾鸣认为，上述六项措施中有两方面特别需要强调。“首先抽水蓄能电站应在电力系统中尽可能实现时间、空间上的最优布局，如此才能保证其最大程度上发挥灵活性电源价值，保证电网平衡和安全运行。”
“另一方面，抽水蓄能未来要在电力市场中体现价值、回收投资，需要进一步完善运营机制，保证灵活性电源可持续发展，让新型电力系统能够在保证经济性、安全性的同时，实现双碳目标。”曾鸣说。
灵活电源“供不应求”将加剧
对于目前的电力系统乃至未来以新能源为主体的新型电力系统而言，灵活性电源的需求正在快速增加。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出：“灵活性电源在电力系统中的地位将越来越重要。一方面，为了应对气候变化，更多地建设风电、光伏，电力系统不稳定性随之增加；另一方面，气候变化使得极端天气越来越多，气象条件更加不稳定，风电、光伏的不稳定性会被放大。两方面的不稳定叠加，给未来电网安全运行带来巨大挑战。”
中国水力发电工程学会副秘书长张博庭认为，要构建以新能源为主体的新型电力系统，水电是非常重要的支撑。“从国际经验看，几乎所有全部使用清洁能源的国家或地区，都有大量水电做支撑。我国水能资源相对丰富，依靠水电进行能源转型是可行的。”
张博庭直言，抽水蓄能未来能否获得健康发展，取决于政策和市场对煤电的态度。“抽水蓄能电站规划的目标容量近年来一降再降，从最初的2020年底达到1亿千瓦降至‘十三五’规划的4000万千瓦后，目标仍未完成，其中一个重要原因在于，电网更愿意调用大量现成的闲置煤电机组。抽蓄电站建好之后若不能被充分使用，将成为比抽蓄电价机制更棘手的问题。”
煤电仍是电力系统转型关键
曾鸣指出：“抽水蓄能电站是建设新型电力系统、平衡新能源电力的措施之一，并要和其他形式的灵活性资源进行组合优化，共同为电力系统提供支撑，其中包括需求侧响应、各类储能技术等。与此同时，在相当长的时间内，仍需要煤电作为一种重要的调节电源。”
我国存量煤电机组仍有较大灵活性改造空间，但由于碳排放压力当前，煤电地位在“30·60”双碳目标提出后显得更为尴尬。煤电的“进退”不仅决定煤电自身的市场定位，也影响着整个电力系统转型的步伐。
“我国煤电占比仍然很高，近年来很多煤电机组完成了超低排放和节能改造，实现了低煤耗、低排放、高效率。但在双碳目标提出之后，这些机组受制于碳排放，未来定位也将由主要承担基荷逐渐转向为新能源电力进行调峰。”曾鸣直言，这些机组在低负荷运行时，煤耗、能效、排放等指标势必受到一定影响，但系统整体经济性仍是划算的。“目前煤电调峰的成本相较电化学储能等技术要低得多，安全性方面也更有保障。算‘经济账’要从系统整体的投入产出来算总账，不能单纯考虑某一维度、某一环节。”
林伯强表示：“在风电、光伏占据电力系统主体地位后，必将有很多煤电机组被挤出电量市场；从减碳的角度考虑，煤电利用小时数下降也是必然。但这些煤电机组可以作为容量电源备用，为电力系统运行提供保障。而如何应对煤电投资带来的沉没成本、如何让这些低利用小时数的机组能够生存，也是必须要解决的问题。”
