抽水蓄能電站是技術成熟、運行可靠且較為經(jīng)濟的調(diào)節(jié)電源和儲能電源，可有效促進大規(guī)模風電和太陽能發(fā)電入網(wǎng)消納，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，是構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。近年來，我國抽水蓄能電站在運營和電價機制上問題不斷凸顯，電站電價政策尚待完善。從全球看，由于各國電力體制與電力市場進展程度不一，對抽水蓄能電站運營電價核定采用了不同的模式。本文總結國內(nèi)外抽水蓄能電站發(fā)展現(xiàn)狀，對比分析了中國、日本、英國、美國的不同運營模式和電價機制，最后提出抽水蓄能電站在我國電力市場環(huán)境下的發(fā)展建議。
（來源：微信公眾號“能源研究俱樂部” ID：nyqbyj 作者：邱麗靜）
一、國內(nèi)外抽水蓄能電站發(fā)展現(xiàn)狀
（一）概況
抽水蓄能電站具備調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相、事故備用和黑啟動等多種功能，在電網(wǎng)負荷低谷時將電能轉(zhuǎn)化為水的勢能儲存起來，負荷高峰時再將水能轉(zhuǎn)化為電能，是一項經(jīng)過不斷發(fā)展的成熟技術，能夠適應不斷變化的電力系統(tǒng)的需求。抽水蓄能電站在國外已有一百多年的歷史，世界上首座抽水蓄能電站是1882年在瑞士建成的奈特拉電站。
抽水蓄能技術能夠與風電、光伏技術有效結合，但由于缺乏政策支持及資金投入、初始成本高昂、建造時間長以及選址困難等因素，近年來全球抽水蓄能裝機增長十分緩慢。除中國外，自2014年以來，全球抽蓄裝機容量的同比增長率一直很低（見圖1）。2019年，中國抽水蓄能裝機增加了300兆瓦，同時也暫停了一些新的抽水蓄能項目。
數(shù)據(jù)來源：International Hyower Association
圖1 2014～2019年各地區(qū)抽水蓄能裝機增長情況
國際水電協(xié)會（IHA）數(shù)據(jù)顯示，截至2019年底，全球抽水蓄能總裝機容量接近160吉瓦，占全球儲能裝機容量的94%以上，占電網(wǎng)級儲能的96%以上。大部分抽水蓄能設施在歐洲和亞洲運營。其中，中國抽水蓄能裝機規(guī)模占世界總量的19%，居世界第一，其次是日本和美國（見圖2）。
數(shù)據(jù)來源：International Hyower Association
圖2 2019年底全球抽水蓄能裝機情況
抽水蓄能是最具吸引力的靈活性方案之一，與其他形式的能源存儲相比，抽水蓄能具有較長的資產(chǎn)使用壽命、較低的使用壽命期總成本和不受原材料供應影響等幾個明顯的優(yōu)勢。隨著越來越多的風力和太陽能發(fā)電并網(wǎng)消納，抽水蓄能發(fā)電的作用更為突出。根據(jù)IHA發(fā)布的調(diào)查報告，到2025年，預計全球運營357個抽水蓄能設施，總裝機容量達到164吉瓦，另有124個抽水蓄能設施處于建設中（正在建設、計劃中或宣布中）。到2030年，預計抽水蓄能設施裝機容量將增加50%，達到240吉瓦，其中中國有65個新項目，美國有19個，澳大利亞和印度尼西亞各有10個。
（二）主要國家抽蓄電站發(fā)展現(xiàn)狀
總體來看，目前國外在運的抽水蓄能電站中，歐美80%以上是在上世紀60到90年代之間投產(chǎn)的，主要功能是配合核電運行。本世紀以來，歐洲抽水蓄能的發(fā)展略有增長，主要為應對上世紀90年代和本世紀初能源需求的增加，以及風電、光伏等波動性電源的高速發(fā)展。
●日本
日本作為一個島國，幾乎沒有與國際互聯(lián)的電網(wǎng)，而且其電力體制改革的步伐和進度晚于歐美國家。在日本，電網(wǎng)充分利用抽水蓄能機組實現(xiàn)削峰填谷，抽水蓄能電站的調(diào)峰、調(diào)頻、填谷、緊急事故備用以及經(jīng)濟性蓄水等性能都得到了較好的發(fā)揮。截至2019年底，日本抽水蓄能裝機規(guī)模為27.6吉瓦，位居世界第二。目前，日本抽水蓄能電站裝機容量占其國內(nèi)發(fā)電總裝機容量的8%以上。
●英國
在英國的能源結構中，抽水蓄能發(fā)電已有一百多年歷史，其技術成熟、經(jīng)濟且發(fā)電量大，是目前英國普遍應用的儲能技術。英國燃氣電站容量大，是電網(wǎng)的主力調(diào)峰手段。抽水蓄能電站相對于燃氣電站容量較小，主要承擔尖峰負荷、容量備用等任務。目前英國已經(jīng)形成發(fā)、售電市場全面競爭體制，已建成較為成熟的電力交易市場，因此其抽水蓄能電站無需被動接受電網(wǎng)公司調(diào)度指令，可以自由參與市場交易競爭。
蘇格蘭的地形條件十分適合開發(fā)抽水蓄能項目，且負面影響很小，所以英國水電主要集中在蘇格蘭地區(qū)，但容量有限。隨著對可再生能源依賴性的日益增強，為確保電力供應安全，英國對大容量儲能技術的需求也愈加迫切。
●美國
水電是美國最古老的可再生能源發(fā)電方式，水電發(fā)電占美國總發(fā)電量的6%以上。直到2019年，水電依然是美國年度可再生能源發(fā)電量的最大來源。美國大部分抽水蓄能電站建設于1960～1990年之間，仍在運行的抽水蓄能電站中近一半建于上世紀70年代。截至2019年，全美43座抽水蓄能電站總裝機容量超過20吉瓦，儲能容量為553吉瓦時，占公用事業(yè)規(guī)模儲能容量的93%，占電能儲存的99%以上。
近幾年間，美國對抽水蓄能建設的興趣顯著增長。2020年1月，美國為3個2吉瓦的新抽水蓄能項目發(fā)放了許可證，另有22吉瓦的項目獲得了初步許可。如今，美國多個州正在關注發(fā)展抽水蓄能的可能性，2026年前加州將新增約1吉瓦的抽水蓄能或類似的長期儲能資源。此外，美國抽水蓄能電站的地域范圍也在不斷擴大，賓夕法尼亞州、弗吉尼亞州、懷俄明州、俄克拉荷馬州、俄亥俄州、紐約州都在探索新項目。美國能源部一項研究顯示，根據(jù)可再生能源發(fā)電增長趨勢，到本世紀中葉，美國水電裝機容量有望從2015年的101吉瓦增長到近150吉瓦，其中新增抽水蓄能容量為36吉瓦。美國抽水蓄能需求不斷增加的同時，也面臨一些問題，如新建抽蓄電站如何獲得長期貸款，以支付高昂的前期投資等。
●中國
與歐美、日本等發(fā)達地區(qū)和國家相比，中國抽水蓄能發(fā)展起步較晚，國內(nèi)第一臺抽水蓄能電站河北崗南水電站于1968年建成投產(chǎn)。經(jīng)歷50多年的發(fā)展，基于大型水電建設所積累的技術和工程經(jīng)驗，中國已經(jīng)積累了豐富的建設經(jīng)驗，同時也掌握了先進的機組制造技術。目前，中國已經(jīng)建成潘家口、十三陵、天荒坪、泰安、宜興等一批大型抽水蓄能電站。這些大型抽水蓄能電站采用的高水頭、高轉(zhuǎn)速、大容量可逆式機組，達到世界先進水平。
目前世界在建裝機容量最大的抽水蓄能電站為中國河北豐寧抽水蓄能電站，裝機容量360萬千瓦，對比三峽電站2240萬千瓦的裝機，豐寧電站相當于六分之一個三峽電站。該電站首臺機組計劃于2022年投產(chǎn)發(fā)電。截至2020年底，中國抽水蓄能裝機容量約3100萬千瓦，居世界第一。
中國“十四五”規(guī)劃和2035年遠景目標綱要明確提出，要“加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規(guī)模化應用”；中央財經(jīng)委員會第九次會議強調(diào)要“構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，更是為抽蓄如何服務碳達峰、碳中和錨定了全新發(fā)展方位；2021年能源工作指導意見明確提出，開展全國新一輪抽水蓄能中長期規(guī)劃，穩(wěn)步有序推進儲能項目試驗示范......未來在碳達峰、碳中和目標的引領下，中國抽水蓄能建設步伐還將進一步加快，發(fā)展前景十分廣闊。特別是國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發(fā)改價格〔2021〕633號）（簡稱“633號文”），在承接過往對抽水蓄能電站發(fā)展的相關政策基礎上，解決了長久以來影響抽水蓄能行業(yè)發(fā)展的容量電費疏導問題，進一步理順了抽水蓄能電價形成和疏導機制，提出建立與電力市場建設發(fā)展相銜接的機制。同時，國內(nèi)兩大電網(wǎng)積極推進抽水蓄能項目建設。國家電網(wǎng)“十四五”期間將新增超1000億元抽水蓄能電站投資以及新增開工2000萬千瓦以上抽水蓄能電站。從河北易縣項目到山西垣曲項目，國家電網(wǎng)抽水蓄能項目正在加速重啟。南方電網(wǎng)也宣布將持續(xù)大力發(fā)展中、小型抽水蓄能及儲能建設，全面布局、梯次推進，確保抽水蓄能及儲能呈梯隊發(fā)展。
二、國內(nèi)外抽水蓄能電站電價機制及效益
全球抽水蓄能電站中約85%的電站采用內(nèi)部核算制（電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營）或租賃制形式解決投資回報問題，采用內(nèi)部核算制的主要有法國、日本以及美國的一些州，其沒有獨立的抽水蓄能電價。租賃制形式是由第三方投資，由電網(wǎng)來租賃，相關費用納入電網(wǎng)統(tǒng)一核算，再通過銷售電價一并疏導。采用租賃制的電站大部分是電力體制改革之前建成的，由于歷史慣性，仍然沿用以前的方式來解決收益問題。日本有兩種情況，有的抽蓄電站由電網(wǎng)公司建設，也有一些由發(fā)電公司建設，采用租賃制，租給當?shù)仉娋W(wǎng)公司，租賃費作為電網(wǎng)公司成本的一部分，在銷售電價中疏導。其余15%的情況是抽蓄電站參與市場競爭，典型代表是英國和美國一些地區(qū)，但這些電站通過市場競爭來參與電能量和輔助服務市場獲得的收入僅占到收益的20%～30%，其他絕大部分還是通過補償?shù)姆绞将@取。
（一）內(nèi)部核算制
在電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營核算模式下，抽水蓄能電站的運行成本以及合理回報等一并計入電網(wǎng)公司銷售電價中，通過銷售電價回收成本。部分國家和地區(qū)按照綜合經(jīng)濟效益最優(yōu)原則，安排抽水蓄能電站經(jīng)濟運行，與其他電源形成了很好的效益互補，如日本、法國以及美國的一些州，在這種情況下，抽水蓄能電站作為電網(wǎng)一個組成部分，類似其他輸變電資產(chǎn)，沒有單獨的電價。
日本電力公司是發(fā)、輸、配、售一體的體系結構，其擁有大量發(fā)電資產(chǎn)，包括抽水蓄能電站。由于已按總資產(chǎn)核定了電力公司總收入，電站作為電力公司內(nèi)部下屬單位，實行的是內(nèi)部核算模式。東京電力公司實行內(nèi)部核算制，公司擁有裝機容量超過60吉瓦的電站，其中抽水蓄能電站6.8吉瓦。經(jīng)濟價值在電力公司內(nèi)部統(tǒng)一核算，抽水蓄能電站并沒有獨立的電價。
法國抽水蓄能電站由法國電力公司統(tǒng)一建設、管理、考核和使用。法國電力工業(yè)垂直一體化，抽水蓄能沒有單獨的電價，只是作為電網(wǎng)的一個工具，完全按照電網(wǎng)的調(diào)度抽水和發(fā)電運行，同時電力公司也負責電站的運營成本。
美國各州電力體制和改革進程不同，在未實行“廠、網(wǎng)分開”的地區(qū)，抽水蓄能電站仍由原發(fā)、輸、配一體化公司統(tǒng)一運營。
中國在電力市場化改革前，抽蓄電站由電網(wǎng)統(tǒng)一運營或租賃運營，電網(wǎng)不區(qū)分輸送電能的服務和保障安全調(diào)節(jié)的輔助服務，抽蓄成本計入電網(wǎng)運營成本統(tǒng)一核算，定價也未實行獨立價格機制。
（二）租賃制
在租賃制付費模式下，抽水蓄能電站由所有權獨立的發(fā)電公司建造，電網(wǎng)公司為抽水蓄能電站支付租賃費，包括電站總成本（不含抽水用電費）、稅金、利潤、投資者回報、償還貸款本金等費用，電網(wǎng)公司獲得電站使用權，并在使用期間對電站進行考核獎懲，按期支付租賃費。
日本一些電力公司和政府合資組建國營的發(fā)電公司，只負責建設抽水蓄能電站，不負責運行管理，所建電站租賃給當?shù)氐碾娏?，租賃費是按成本原則，以電站建設費作為基價的固定電費制度，即把營業(yè)費加上事業(yè)報酬全部作為基本費用，用來計算總費用。租賃費作為電力公司購電費的一部分，在銷售價格中明確。
美國以Summit抽水蓄能電站為例，在電站建設前，電站投資方與俄亥俄州電力公司簽訂備忘錄，就電站的租賃容量、電力系統(tǒng)服務輔助設施以及調(diào)度控制等方面達成協(xié)議，并以此作為貸款保證。電站要保證租賃期間的設備可用率和機組啟動成功率。而電站運行中的維修費用以及低谷抽水用電都由承租者提供。因此，容量租賃費實際上只包括建設投資的償還以及投資者的利潤。
（三）兩部制電價
兩部制電價由容量電價和電量電價構成，由國家政府價格主管部門核定。兩部制電價模式可以明確抽水蓄能電站在電網(wǎng)中的重要作用，計算出抽水蓄能電站在電網(wǎng)中的價值。
目前中國浙江天荒坪、湖北天堂、江蘇沙河抽水蓄能電站均采用兩部制電價。公開信息顯示，天荒坪是中國最早運用兩部制電價的抽蓄電站，該電站的裝機容量1800兆瓦，設計年發(fā)電量31.6億千瓦時，服從電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度，容量電價470元/千瓦/年，電量電價0.264元/千瓦時，抽水電價0.1829元/千瓦時。
兩部制電價能夠更好地體現(xiàn)抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中削峰填谷、吸納新能源的價值和作用，進一步促進抽水蓄能電站建設。2014年底，國家發(fā)展改革委發(fā)布的《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號）（簡稱“1763號文”）指出，在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價。容量電價按照彌補抽水蓄能電站固定成本及準許收益的原則核定，電量電價體現(xiàn)其通過抽發(fā)電量實現(xiàn)調(diào)峰填谷效益，電價水平按當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行。兩部制的實施難點集中在容量電費的支付上。對于電費回收方式，1763號文提出：電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調(diào)整因素統(tǒng)籌考慮。該抽水蓄能價格形成機制較2004年有了較大進步，但仍缺乏有效的針對性措施。這意味著如果銷售電價不調(diào)整，抽水蓄能電站運行費用由電網(wǎng)企業(yè)負擔，無法傳導給受益方。為完善和落實兩部制電價政策，633號文進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收。
（四）參與電力市場競價
在市場成熟期，抽水蓄能電站可參與電能量市場，通過“低買高賣”獲得收益，可參與AGC、常規(guī)備用的市場競爭，提供響應服務，獲得市場效益。另外，可將黑啟動、緊急事故備用等服務出售給系統(tǒng)安全管理機構，通過基于成本的費率方式獲得費用補償。全球抽水蓄能電站中約4%處于完全競爭的電力市場中，這些電站主要分布在美國區(qū)域輸電組織（RTO）和獨立系統(tǒng)運營商（ISO）所覆區(qū)域，以及英國、德國、瑞士等國。該模式下，抽水蓄能電站按照電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，參與電能量市場和輔助服務市場競爭。
如瑞士抽水蓄能電站充分利用與德國、法國、意大利組成的跨國電力市場中的電能量市場差價獲利。瑞士抽水蓄能電站通常在夜晚用電低谷時儲存來自法國的核電，白天用電高峰時期再將電力出售給包括德國在內(nèi)的周邊國家，儲能電站利用電價峰谷差實現(xiàn)盈利。
美國加州在電力市場外設立了以競價為基礎的輔助服務市場。美國加利福尼亞赫爾姆斯抽水蓄能電站的輔助服務收入占其總收入的60%，峰谷套利占40%。抽水蓄能電站可在電力市場和輔助服務市場間進行策略選擇，以獲得最大收益。美國賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭（PJM）電力市場中，抽水蓄能機組需要在日前確定自身抽水/發(fā)電計劃并進行優(yōu)化。
奧地利普芬寧貝格抽水蓄能電站規(guī)劃裝機容量3×150兆瓦，項目預計2024年投產(chǎn)運營。根據(jù)該項目的相關報告，在當前市場價格水平下，如果機組將更多的容量參與輔助服務市場，項目可獲得更佳的收益。
（五）固定收入+變動競價
由于抽水蓄能機組的技術特性和在電網(wǎng)中的特殊作用，英國電力市場中采取了抽水蓄能機組的競價模式和電價機制，明確抽水蓄能電站收入由兩部分組成，類似于我國的兩部制電價，包括年度交易中的固定收入（固定部分）與競價交易中的電量銷售收入（變動部分）。固定收入來源于抽水蓄能電站在系統(tǒng)中提供的電網(wǎng)輔助服務（包括快速響應、調(diào)頻調(diào)相、黑啟動、備用作用等）的補償，以及機組參與調(diào)峰填谷時保障基荷機組平穩(wěn)運行、提高基荷機組經(jīng)濟效益得到的補償。變動競價收入由抽水蓄能電站參與電力平衡市場交易獲得，隨著不同時段和報價而變動，由市場需求決定。
在英國電力市場，抽水蓄能電站年度交易中固定收入占70%～80%（其中輔助服務固定收入約占70%），由英國國家電網(wǎng)予以補償，并通過附加費的方式向用戶疏導；通過參與電能量市場套利獲得的變動收入只占20%～30%，這部分也覆蓋了電站的抽發(fā)損耗。再如英國迪諾威克抽水蓄能電站裝機180萬千瓦，是歐洲最大的抽水蓄能電站之一。該電站由國家投資興建，1984年投運，現(xiàn)由Edison Mission Energy公司獨立經(jīng)營。電站參與英格蘭和威爾士電力市場競爭。電站年收入額基本維持在1億英鎊左右，年運營收入中輔助服務收費約占一半。
另外，英國市場電能交易以雙邊交易為主，實時平衡機制為輔，雙邊交易合同是電網(wǎng)調(diào)度的重要依據(jù)，由雙邊交易和提前1小時平衡市場組成，市場的競價結果決定發(fā)電站效益。這一市場模式中，由于雙邊交易合同量的絕對性占比，可實現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)的傳統(tǒng)電源與用戶對未來收入/用能成本的穩(wěn)定預期。但對于以提供靈活性調(diào)節(jié)資源為主的抽水蓄能電站而言，由于平衡機制市場規(guī)模的不穩(wěn)定性以及價格波動性，使得抽水蓄能電站難以在這一市場模式中產(chǎn)生穩(wěn)定的收益預期。
三、結論與建議
從國內(nèi)外經(jīng)驗來看，抽水蓄能電站在電網(wǎng)穩(wěn)定運行中發(fā)揮著不可替代的作用，建立符合我國行業(yè)發(fā)展實際的抽水蓄能電站運營體系，確保抽水蓄能電站充分發(fā)揮作用，非常必要且迫切。同時，關于抽水蓄能電站在新型電力系統(tǒng)構建中發(fā)揮的作用，有待重新認識。要進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制，積極推動抽水蓄能電站參與電能量、輔助服務等競爭性電力市場，推動抽水蓄能電站通過市場回收成本、獲得收益。
（一）進一步完善價格機制，逐步推動抽水蓄能電站進入市場
科學的價格機制要能夠合理彌補成本，同時也應具備有效的信號引導作用。全球來看，抽水蓄能電站市場化電量并不高，僅有約4%的抽水蓄能電站進入了自由競爭的電力市場。原因主要有兩個方面：一是收益難以確定。抽水蓄能電站提供的緊急事故備用、黑啟動等輔助服務對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行作用巨大，但效益難以定量確定，因此也難以確定補償標準。比如英國部分電站，仍需要與調(diào)度簽訂專屬中長期輔助服務協(xié)議。二是競爭性的電力批發(fā)市場將引導市場價格逼近短期邊際成本。這對于抽水蓄能電站這種高資本成本、低運營成本（不含抽發(fā)損耗）的設施非常不利，僅通過電能量市場難以回收成本。
近幾年我國抽水蓄能電站逐漸作為市場主體參與現(xiàn)貨電力市場。但現(xiàn)階段我國電力市場的建設還不夠完善，僅有部分試點省份建立了現(xiàn)貨市場并啟動了連續(xù)模擬試運行，電力輔助服務市場仍處于初級發(fā)展階段，產(chǎn)品種類不完善、補償費用長期偏低等情況客觀存在，尚不具備將抽水蓄能電站完全推向市場的條件。633號文明確抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價，還提出以競爭性方式形成電量電價，以激勵性監(jiān)管的方式核定容量電價。下一步落實這一政策，還需要在具體實踐中進一步細化、在電力體制改革的進程進一步深化。例如，如何采取更加市場化的方式確定電量電價，除了電網(wǎng)企業(yè)競爭性招標的辦法，也可以讓具有調(diào)節(jié)能力的主體比如新型儲能、靈活性改造的火電機組等一起競爭，更好地發(fā)現(xiàn)調(diào)峰服務的價格。
（二）加快抽水蓄能電站建設，設定合理發(fā)展目標
從國際經(jīng)驗看，建設一定規(guī)模的抽水蓄能電站是十分必要的。特別是日本，優(yōu)先選擇抽水蓄能機組作為調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)相、事故備用等主要手段，較快地發(fā)展了抽水蓄能電站，抽水蓄能電站容量占日本總裝機容量的8%以上。我國抽水蓄能電站總裝機規(guī)模僅占電源總裝機的1.5%左右，占比偏低，無法滿足新能源快速發(fā)展的需求。
截至2020年底，我國抽水蓄能裝機容量在3100萬千瓦左右，與“十三五”規(guī)劃目標有一定差距。過去十年，我國抽水蓄能規(guī)劃裝機目標已先后兩次下調(diào)，進展不盡人意。“十四五”期間，電力系統(tǒng)對儲能設施的需求將更強烈，抽水蓄能電站規(guī)?；瘍δ艿膬?yōu)勢也將有更大的發(fā)揮空間。“十四五”期間，我國應大力推動在建抽水蓄能電站按期投產(chǎn)，加快已納入規(guī)劃、條件成熟的電站開工，加快已納入中長期發(fā)展規(guī)劃項目的前期工作。
2020年12月，我國在氣候雄心峰會上提出，到2030年風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上。新能源的隨機性、波動性決定了新能源并網(wǎng)規(guī)模越大，電力系統(tǒng)靈活性資源的需求越大。如果沒有相應規(guī)模的儲能等可調(diào)節(jié)資源支撐，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力存在缺額，將難以支撐高比例新能源高效利用和高占比電量替代。在“3060”目標確立之后，能源電力系統(tǒng)清潔低碳轉(zhuǎn)型步伐加快，高比例可再生能源成為電力系統(tǒng)未來發(fā)展的一個突出特征。建設以抽水蓄能為代表的靈活性電源是支撐可再生能源高比例發(fā)展和保障電力系統(tǒng)綠色、經(jīng)濟、安全協(xié)同發(fā)展的關鍵途徑。
（三）積極推動新一輪抽水蓄能電站選點規(guī)劃，科學有序開發(fā)
抽蓄電站規(guī)模巨大，通常建于山區(qū)等崇山峻嶺位置，而且開發(fā)時間可能長達10年之久。同時，抽水蓄能的發(fā)展還需要大量的開支，尤其是在修建水庫和發(fā)電廠方面，一旦開始遠距離輸電，成本會大幅上升。盡管成本高昂，抽水蓄能電站仍具有發(fā)展意義。抽蓄電站使用壽命長，能夠提供幾十年的蓄水量。如果可以解決抽水蓄能建設地理位置與選址問題，將有機會建造更多的抽水蓄能電站。我國水能資源豐富，水電是提高能源發(fā)展中可再生能源比重、發(fā)電領域節(jié)能減排的主力電源，未來在優(yōu)化生態(tài)環(huán)境和做好移民安置的基礎上，要做好抽蓄中長期規(guī)劃編制，在選點規(guī)劃推薦站點內(nèi)開展前期工作，做好抽水蓄能規(guī)劃資源選取、開發(fā)需求分析和建設時序安排。與此同時，應認真地維護好長期形成的成熟技術管理體系，做到前期論證深入、技術先進、標準規(guī)范，保證后期質(zhì)量。