抽水蓄能从发展滞后到全面开花，不过短短三年。 抽水蓄能电站，被称为 “巨型充电宝”，其利用两个地势高低不同的水库，在电力富余时，利用电能将下水库的水抽到上水库，相当于给“充电宝”充电；在用电高峰时，将上方水库的水放至下方水库，将势能转化为电能，相当于让“充电宝”放电。 相比其他电源，抽水蓄能的特殊之处在于， “工作一天，生产出的电量还没有自身消耗的电量多”，一般情况下，每用电
抽水蓄能电站，被称为 “巨型充电宝”，其利用两个地势高低不同的水库，在电力富余时，利用电能将下水库的水抽到上水库，相当于给“充电宝”充电；在用电高峰时，将上方水库的水放至下方水库，将势能转化为电能，相当于让“充电宝”放电。
相比其他电源，抽水蓄能的特殊之处在于， “工作一天，生产出的电量还没有自身消耗的电量多”，一般情况下，每用电 4 千瓦时抽的水可发电 3 千瓦时，消耗比产出高 1 千瓦时，业内也常用“抽四发三”来概括抽水蓄能的运行特征。乍一看这是“赔本”的买卖，但抽水蓄能已有 140 余年的发展历史，其本质上不是一个纯粹的电源，而是电力系统中承担调峰、填谷、储能、调频、调相、备用和黑启动等多种功能的调节工具，被喻为电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”。作为现阶段最安全、最稳定的储能方式，抽水蓄能是保障电力可靠供应、增强系统调节能力的重要手段。
2020年，我国抽水蓄能装机3149万千瓦，未能完成《电力发展“十三五”规划（2016~2020年》目标。进入“十四五”，新型电力系统建设打开了抽水蓄能的成长空间，其发展速度犹如坐上火箭——2022年，水电水利规划设计总院的统计数据显示，全国新核准抽水蓄能电站48座，总装机规模6889.6万千瓦，年度核准规模超过之前50年的投产总规模。 “大干快上”甚至成为“褒义词”，频繁出现在各地政府、各个业主单位建设抽水蓄能的公开表态中。
在投资企业不计成本、一哄而上抢项目的 “运动式”发展节奏下，市场的开发逐渐失去了价格信号，抽水蓄能越过“胡焕庸线”纷纷落地缺水干旱的西北地区。另外，抽水蓄能快速发展带来的生态问题、经济问题与安全问题等矛盾正逐渐聚集。 据记者梳理，当前关于抽水蓄能的讨论， 主要集中在三方面： 一是规模 ，地方政府推动抽水蓄能发展的积极性是否超过实际发展需要； 二是布局， 大规模上马是否存在资源错配的现象； 三是电价， 抽水蓄能高速发展是否会大幅推高用户电价。
多名受访人士指出， 抽水蓄能开发应避免不考虑经济性地大干快上、盲目跟风、扎堆立项，在规划布局上，要借助“市场的手”寻找答案 ，注重纵深分工，既合理考虑能源转型节奏，同时防止用能成本阶段性过快上涨，社会经济的承载能力要和能源转型的进程相匹配。
抽水蓄能发展驶入“快车道”
抽水蓄能从昔日冷灶摇身一变成为热门赛道。
从 “十三五”时期抽水蓄能增长情况来看，其发展速度不及规划预期。据业内人士邬威（化名）统计， 2015~2020 年，我国抽水蓄能项目装机从 2274 万千瓦增至 3149 万千瓦，虽然每年平均增加 219 万千瓦，但 2020 年抽水蓄能装机距离《电力发展“十三五”规划（ 2016~2020 年》规定的 4000 万千瓦的目标还相差 850 万千瓦。
电价机制不完善是抽水蓄能项目建设缓慢的主要原因。
一方面， 2019 年，国家发改委修订出台《输配电定价成本监审办法》，明确提出抽水蓄能电站相关费用不纳入电网企业准许收益，但对该费用如何疏导并无明确规定；另一方面，抽蓄电站常年入不敷出，据业内人士王强（化名）统计，根据当时的辅助服务管理办法，抽蓄电站可以获得一定的补偿，但补偿金较低，每年不超过 1000 万元，对每年几个亿的盈亏平衡点而言“杯水车薪”。
抽水蓄能项目成了 “烫手山芋”。在多重因素叠加下，彼时抽水蓄能投资运营的绝对主力国家电网有限公司于 2019 年下发《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”。
2021年4月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，对抽水蓄能两部制电价政策、费用分摊疏导机制等进行了明确规定，消除了市场中投资抽水蓄能无法疏导成本的顾虑。同年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模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的抽水蓄能现代化产业，全国抽水蓄能投产规模达到3亿千瓦左右。
同时，随着我国电力体制机制改革的不断深入，抽水蓄能投资主体多元化格局基本形成，三峡集团、国家电投集团、中国华电集团等涌入抽水蓄能行业，抢占站点资源。
政 策助推下，抽水蓄能发展驶入“快车道”。
在“十四五”期间，我国拟开工1.8亿千瓦抽蓄项目，重点实施“双两百工程”，即在200个市、县开工建设超200个抽蓄项目。2023年，水电水利规划设计总院和中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》显示，截至2022年底，我国已建抽水蓄能装机容量4579万千瓦。目前，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦，其中已建、核准在建装机规模1.67亿千瓦。
据不完全统计，2023年1~2月，中国核准抽水蓄能电站数量达到12个，已超过2021年全年。截至2023年11月，我国抽水蓄能在建（核准）项目正式超过2亿千瓦，近半年迎来核准高峰，共核准27座抽水蓄能电站项目。2024年1月，共有30座抽水蓄能电站迎来重要进展，其中8座抽水蓄能电站项目核准、开工、签约。邬威直言，更有甚者，个别地区恨不得一个县上一个抽水蓄能项目。
抽水蓄能装机规模快速增长，业内关于抽水蓄能发展是否过热的讨论也随之而来。 据记者梳理，出现了两种泾渭分明的观点。
一方观点认为， 虽说电源规划要适度超前，但当前抽水蓄能的建设规模已经远远超出实际需求的规模； 另一方观点认为， 当前各地灵活性电源难以匹配新能源发展进度，抽水蓄能的实际建设规模，非但不过热甚至远远不够，仍需加大马力加速推进。
各方观点莫衷一是，见仁见智。供需如何精准匹配，是电力系统规划发展长久以来要面对的核心难题。一如“十二五”时期的煤电，彼时各方均认为产能过剩，但进入“十四五”时期，新能源装机大幅增长，稳定出力的可靠电源成为稀缺性资源，煤电成了“香饽饽”。
若仔细观察目前有关抽水蓄能的讨论就会发现，无论是装机规模，还是空间布局，其讨论的立足点最终都指向了构建新型电力系统下的灵活性需求。
国家发改委、国家能源局2022年印发的《“十四五”现代能源体系规划》对电力系统灵活性提出明确指标，“电力协调运行能力不断加强，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。”国家发改委近期印发《关于加强电网调峰和智能化调度能力建设的指导意见》给出明确目标，按照“因地制宜，科学配置”的思路，提出到2027年，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上。
记者访问诸多业内人士， 均认为定量研究十分复杂，难以精确测算。
国务院发展研究中心能源研究室副主任韩雪告诉记者，不能将抽蓄装机混淆为系统调节能力。“抽蓄装机不等于电力系统的调节能力，而且上多大规模合适，也是电网安全和电价水平的平衡问题，不是单一目标的问题，需要科学把握发展节奏。从调节能力的需求看，抽水蓄能当然是越多越好，但是从效率、可负担的角度看，不同时期、不同地区、不同条件开发抽蓄的必要性各不一样，而且抽蓄的开发周期长，当前开发得够不够取决于并网时候的电力需求、供需情况、负荷特点、电源结构，而这一点很难有明确判断。”韩雪表示。
大干快上开发项目埋下不少发展隐忧
所谓欲速则不达，加快发展不是大干快上， 冲锋式项目开发为后续发展埋下不少隐忧。
我们先简单了解抽水蓄能的开发流程。新建一座抽水蓄能电站，主要包括纳规、前期、核准三大环节。首先是纳规，即国家能源主管部门负责制定发展规划，纳入国家发展规划是所有项目开工的前提；接下来是前期环节，主要包括预可行性研究、可行性研究等，投资主体和勘测设计单位是这个环节的核心力量；第三步是核准，抽水蓄能项目最早由国务院核准，后来由国家发改委核准，目前已下放至省级政府，个别省份已下放至地级市。
“一管就死、一放就乱”，地方政府按捺不住投资冲动是抽水蓄能装机猛增的直接原因。
记者注意到，在地方财政吃紧的状态下，一些地方政府偿债压力逐年上升，为了推动经济持续回暖，近两年多地掀起“大抓项目、抓大项目”的热潮， “捡到篮子里就是菜”， 直言“大干快上正当时”的地方政府不在少数。
“一个抽水蓄能电站建设成本动辄百亿，投资运营方均为央国企，有什么比这更吸引地方政府的呢？”邬威指出，“我们在调研中发现，一些地方出现了急功近利的苗头，个别地方政府相互攀比、一哄而上，并没有进行充足的产业调研和资源梳理。”
从事抽水蓄能投资运营工作的相关人士也向记者坦言： “以前是我们找项目，现在是项目找我们。 我们经常收到地方政府的入驻邀请，部分地方政府在招商或招标文件中会明确要求，在项目未按照约定时间完成前期手续和项目核准时，政府主管部门有权无条件收回项目开发权，一切为了‘快’。 另外，为了拉拢企业，地方政府往往会开出丰厚的条件，但项目落地后承诺却无法兑现。 ”
地方政府的政绩冲动也得到了业主方的积极响应。站在行业风向转换的时间点上，市场份额和发展前景不能拱手让人， 业主方跑马圈地， 抽水蓄能站点资源争夺也愈发激烈。实际上，很多取得开发权的业主并没有建设和运营抽水蓄能电站的经验。
王强表示，为满足地方政府和开发企业缩短前期工作时间的要求，部分设计单位不再“分阶段开展设计”，而是采取预可研、可研两阶段合二为一等非常规措施，压缩前期工作周期， 有些项目甚至未实质完成可研工作即核准 。 设计单位大幅缩短前期工作工期，带来工程开发论证不充分的风险，埋下工程质量和安全等方面的隐患。
在这场全国范围内大干快上的竞赛里，资源错配问题端倪可察， 局部过热 的现象已经存在。
据王强统计： “在‘规划上量+电价保底’双重政策刺激下，社会资本纷纷进场，与地方政府拉动投资需求一拍即合，导致不少忽视开发布局、建设时序的项目上马。 截至去年4月底，全国在运抽蓄容量约4800万千瓦，在建及核准容量1.3亿千瓦，按照7~8年建设周期，2030年前后投产总规模约1.8亿千瓦，是国家规划目标的1.5倍。 ”
如果把视线转向“胡焕庸线”以西，会发现过去抽蓄项目稀少的西北地区，也开始在抽蓄开发的道路上狂飙猛进。 过去，投产和在建的抽水蓄能电站，主要集中在“胡焕庸线”以东，截至2022年，我国开工建设的抽水蓄能电站共有73座，其中位于胡焕庸线东侧的有67座，西侧仅有6座。 但2022年，国网西北分部统计的公开数据显示，西北地区仅一年时间便完成抽蓄可研审查12项，截至2023年3月，新增开工项目11项，容量1230万千瓦。 按照目前工程前期进度，预计到2030年，西北抽水蓄能电站总规模将超过6000万千瓦，在不足十年的时间，规模将远超西北电网水电。
以水为生的抽水蓄能在干旱缺水的西北地区纷纷上马，这是为何？
某地方政府研究人员于洲（化名）表示，西部地区，特别是西北地区的抽水蓄能建设，除满足自身需要外，更多是服务能源基地外送。 西部能源基地，特别是大型光伏风电基地，需要通过特高压直流送电至东部，必然涉及到可再生能源的调节问题。 “特高压运行技术上暂无法完全依赖受端调节，西部增加调节性电源有其客观原因。 ”
但西北地区建设抽水蓄能电站面临以下问题： 海拔高、温度低、降雨量小、蒸发量大，这些因素和条件都给西北地区布局大量抽水蓄能电站带来不利影响。 同时，资源逆向分布，网源协调难度大。 据国网西北分部公开研究，预计2030年，陕西、青海、甘肃南部将出现一定程度的抽蓄规模过剩。 陕西南部、甘肃南部、青海东部等地区抽蓄资源集中度高，对主网架承载能力提出更高要求。
针对上述一系列问题， 主管部门已有察觉，开始着手优化调整 。 国家发改委、国家能源局去年12月发布的《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法（征求意见稿）》明确，省级能源主管部门组织开展本地区抽蓄站点资源调查普查工作，各省应建立省级站点资源库并滚动调整。 同时，根据电源结构、电网网架结构等统筹各类调节资源，综合考虑规划水平年电力保供、新能源合理利用率、电价承受能力等因素，提出不同地区抽蓄发展需求规模建议。
通过市场机制的调节增强发展的科学性
对于未来抽水蓄能的可持续发展，受访专家一致认为，新型电力系统中促进调节资源的发展应遵循基本的经济规律，进一步发挥市场优化配置资源的作用，政策导向亟需从“单纯激励开发建设”向“市场化高效率利用并重”转变，通过市场增强发展的科学性，平衡好调节能力、电网安全和电价水平的关系。
抽水蓄能的“新定位”是服务新型电力系统，而构建一个新系统，本身就意味着大量投资，这些投资在系统建设初期必然要付出真金白银。
根据电规总院2022年12月召开的“大容量物理储能技术论坛暨《中国低碳化发电技术创新发展报告2022》发布会”内容，抽水蓄能系统的循环效率为 70%~80%，预期使用年限约为40~60年，单个项目的装机规模多在120~200万千瓦之间，投资规模多在60~100亿元之间。 2021年核准项目中，平均单位千瓦静态投资5367元； 2022年在建和规划的46个项目中，最低4200元/千瓦，最高8000元/千瓦，平均6200元/千瓦。 抽水蓄能电站建设周期较长，初始投资大，并可能涉及环境和移民问题。
抽水蓄能高建设成本的特点在电价承受能力较弱的西北地区体现得非常明显。
据国网西北分部公开研究，西北地区地质情况复杂，在建（核准）及开展前期工作的抽蓄单位造价在7000元/千瓦以上的占比超过90%，造价水平普遍高于华北、华东等其他区域。 2030年，按照5000万千瓦抽蓄规模匡算，预计年容量电费近400亿元，考虑容量电费按省分摊，除宁夏外其余省（区）输配电价涨幅较大，甘肃、青海涨幅预计超过0.04元/千瓦时。
于洲指出，西部地区抽水蓄能的发展，有可能演变为东西部电价博弈。 相比而言，西部抽蓄建设成本明显高于东部，建设量取决于运行所需及送受电价博弈结果。
王强表示，以一座120万千瓦的抽水蓄能项目为例，每年需要5～6亿元的容量费用，全国那么多新增电站，如果全部需要工商业分摊，这是一笔不小的支出。 西部地区发展经济，通常利用低电价的优势吸引产业转移，电价承受力相对较弱，若抽蓄成本建设规模超出实际需求导致电价上涨，其吸引产业进入的竞争力也将随之下降。
要使抽水蓄能发展节奏匹配电价承受能力、区域布局更加科学， 就需要借助市场“无形之手”。
“随着抽水蓄能装机容量的大规模增加，如全部将容量电费疏导至用户侧，将导致省内用户电价快速上涨。 为此，进行经济性评价时，必须结合当地政策，以及当地社会电价承受能力，研判未来容量电价趋势，并作为容量收益的风险评价因素。 在未来，随着市场化进程不断推进，抽水蓄能电站应具有独立市场主体地位，形成市场化的价格机制。 ”邬威建议。
就具体措施而言，韩雪表示，首先，要增强电力系统规划的科学性和系统性，增强电源发展与电力市场运行的关联性，实施滚动规划； 其二，抽蓄建设是有长期合理性的，需要适当超前布局，但是要从电力系统的需求角度考虑布局和开发次序，避免投资出现过大波动； 第三，要考虑电力系统供需平衡和容量充裕度等因素确定统一的容量电价水平，而非以技术类型制定容量电价，要提高政策使用的效能，避免影响技术中性原则，导致各技术领域发展冷热不均。
在构建新型电力系统的要求下，电力灵活性能力提升需要在电力系统源网荷储全环节发力，抽水蓄能、新型储能、煤电机组、燃气机组、虚拟电厂等不同调节资源各有相宜的应用场景，在制定规划时需充分考虑市场运行条件下的系统综合成本，对各类资源进行综合技术经济比较，同时结合新能源规划和投产情况，因地制宜、科学激励调节资源发展。 中国水力发电学会水电站与新能源运行管理专委会主任裴哲义直言，任何运动式的发展都是不可取的，抽水蓄能电站建设也是一样，抽水蓄能开发建设的速度和增长规模，应全面考虑电力系统运行需求、技术经济、生态环保等多方面因素，避免出现过度开发和资源浪费，确保抽水蓄能的开发建设与整个能源体系和经济社会发展相协调。
