最近一段時間，關(guān)于“新能源”的“冷思考”似乎比較多。

　　從“產(chǎn)能過剩”到“過度融資”，“過熱”成了縈繞在風(fēng)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(fā)展“壓艙石”的儲能。

　　“調(diào)度管理優(yōu)化，也許比儲能更重要，儲能永遠不會成為電力系統(tǒng)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(yīng)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(wǎng)有限責(zé)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(wǎng)荷”體量相差懸殊，且這種差距依舊會持續(xù)存在。

　　這類直擊產(chǎn)業(yè)發(fā)展核心邏輯的質(zhì)疑，似乎折射出儲能在電力系統(tǒng)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(jīng)濟觀察網(wǎng)記者前往國內(nèi)首座大型抽水蓄能電站——廣州抽水蓄能電站進行了現(xiàn)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(qū)，有清澈的流溪河、奇特的芙蓉峽。荔枝之鄉(xiāng)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(zhèn)南昆山的一座大型水利設(shè)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(dāng)?shù)鼐用穸疾恢涝撛O(shè)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(shè)計、建設(shè)的第一座高水頭、大容量、現(xiàn)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(wù)院副總理鄒家華來到了從化呂田鎮(zhèn)，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(jīng)濟觀察網(wǎng)記者到達廣蓄電站現(xiàn)場實探，而當(dāng)日正好是廣蓄電站并網(wǎng)至今累計發(fā)電量突破700億千瓦時的重要時刻。

　　“廣蓄運行30年來累計發(fā)電達到712億千瓦時，安全啟停超過25萬次，節(jié)約標煤消耗875萬噸，相應(yīng)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(dāng)于香港3個月的全社會用電量。”南網(wǎng)儲能(600995.SH)廣東蓄能發(fā)電公司董事長盧宏振介紹說。

　　南網(wǎng)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(guī)模為2400MW，分兩期建設(shè)，各裝設(shè)4臺300MW豎軸單級可逆混流式水泵水輪發(fā)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(wǎng)、香港電網(wǎng)的安全穩(wěn)定經(jīng)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(guān)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(fā)電，電力系統(tǒng)出現(xiàn)剩余電量時，抽水蓄能電站可以利用這些剩余電量，開動設(shè)備把低處的水抽到高處蓄存起來，等到電力系統(tǒng)用電高峰時，再把高處的水放下來，帶動水輪發(fā)電機組發(fā)電，把電力送回電網(wǎng)，供給用戶用電，發(fā)電后的水仍回到低處。如此循環(huán)往復(fù)地操作運用，保障整個電網(wǎng)運行靈活可靠、安全經(jīng)濟。”高井榮說。

　　作為當(dāng)前裝機規(guī)模最大的電力儲能形式，抽水蓄能具有技術(shù)成熟、響應(yīng)速度快、儲能規(guī)模大、長周期放電、經(jīng)濟性好、環(huán)境友好等優(yōu)勢，且有調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相、儲能、事故備用和“黑啟動”等多種功能。

　　根據(jù)CNESA DataLink全球儲能數(shù)據(jù)庫的不完全統(tǒng)計，截至2023年6月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)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(guī)模的比例僅為30%，而抽水蓄能的占比則高達69.1%。

　　“現(xiàn)在有觀點總把儲能當(dāng)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(tǒng)中所發(fā)揮的作用——電力負荷在一天之內(nèi)是波動的，抽水蓄能電站在用電高峰期間發(fā)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(fēng)棄光量，提高電網(wǎng)綜合效益。

　　又比如在“黑啟動服務(wù)”方面，當(dāng)整個電力系統(tǒng)因故障停運后，系統(tǒng)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(tǒng)內(nèi)的其他機組，從而使電力系統(tǒng)在發(fā)生事故后在最短時間內(nèi)恢復(fù)供電能力，是點亮電網(wǎng)的“最后一根火柴”。

　　“抽水蓄能電站是目前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟性最優(yōu)、最具大規(guī)模開發(fā)條件的儲能方式，是電力系統(tǒng)綠色低碳清潔靈活的調(diào)節(jié)電源。目前，我國抽水蓄能總裝機規(guī)模達到4900萬千瓦，南網(wǎng)儲能公司建成總裝機容量達1028萬千瓦，超過我國總裝機規(guī)模的五分之一。”高井榮說。

　　關(guān)于“抽水蓄能”的重要的性，國家能源局在《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021—2035年)》中亦明確表示，“抽水蓄能電站是當(dāng)前及未來一段時期滿足電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求的關(guān)鍵方式，對保障電力系統(tǒng)安全、促進新能源規(guī)模發(fā)展和消納利用具有重要作用，是建設(shè)現(xiàn)代智能電網(wǎng)新型電力系統(tǒng)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(chǎn)總規(guī)模要達到6200萬千瓦以上;到2030年投產(chǎn)總規(guī)模達到1.2億千瓦左右”。

　　“選址難”

　　不過，抽水蓄能電站的建設(shè)也有一本自己“難念的經(jīng)”。

　　“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(shè)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(jù)其回憶，當(dāng)初為配套大亞灣核電站建設(shè)，國家有關(guān)部門決定在廣東建設(shè)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(nèi)展開。而之所以最終將選址定在呂田南昆山，是因為該地區(qū)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(jié)構(gòu)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(cè)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(cè)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(diào)節(jié)的需求;其次，要找一個有足夠地勢落差的地方，不然發(fā)電轉(zhuǎn)換效率不好;最后，還要找到能蓄水的天然庫盆，現(xiàn)在國內(nèi)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(shè)，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(guī)模快趕上一個小鎮(zhèn)的廣蓄電站，記者又注意到了抽蓄電站的另一大缺陷——“建設(shè)周期長、資金投入大”。

　　根據(jù)南網(wǎng)儲能此前公開披露的信息，抽蓄電站項目建設(shè)周期約為5年左右，而投資成本則與選址開發(fā)難度、原材料市場價格、工程建設(shè)周期、征地移民條件、開發(fā)建設(shè)技術(shù)水平等關(guān)系密切。而根據(jù)2023年6月水電水利規(guī)劃設(shè)計總院、中國水力發(fā)電學(xué)會抽水蓄能行業(yè)分會發(fā)布的《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)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(tài)投資就達到5429元。

　　“生意經(jīng)”

　　雖然抽蓄電站作為重資本、長周期建設(shè)項目，存在著建設(shè)成本波動、投資回收較慢等諸多“風(fēng)險”，但從南網(wǎng)儲能財報來看，抽蓄電站的業(yè)務(wù)還是很好地回報了其前期投入。

　　根據(jù)南網(wǎng)儲能財報，2022年及2023年上半年，該公司分別實現(xiàn)營收82.61億元、28.61億元，其中抽水蓄能業(yè)務(wù)實現(xiàn)營收分別為46.05億元、21.61億元，2022年南網(wǎng)儲能抽水蓄能業(yè)務(wù)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(xiàn)場了解到，抽蓄電站的盈利模式，主要依靠與電網(wǎng)公司簽署電能轉(zhuǎn)換及調(diào)峰服務(wù)協(xié)議，通過向電網(wǎng)公司提供調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)，一般按照省級以上發(fā)改委確定的電價，收取相應(yīng)費用作為收入，扣除生產(chǎn)經(jīng)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(shè)電站形成的固定資產(chǎn)折舊、運維費用及財務(wù)費用。

　　具體到南網(wǎng)儲能，目前其下屬的抽水蓄能電站執(zhí)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(wǎng)的發(fā)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(zhí)行。

　　根據(jù)國家發(fā)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(diào)查的基礎(chǔ)上，基于彌補成本、合理收益的原則，按照資本金內(nèi)部收益率對電站經(jīng)營期內(nèi)年度凈現(xiàn)金流進行折現(xiàn)，以實現(xiàn)整個經(jīng)營期現(xiàn)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(fā)電損耗等變動成本，2021年的發(fā)改委633號文(《國家發(fā)展改革委關(guān)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(dǎo)機制被明確，容量電價按經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率6.5%核定;電量電價方面，有電力現(xiàn)貨市場時的電量電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算，無現(xiàn)貨市場的區(qū)域抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行。633號文在承接過往對抽水蓄能電站發(fā)展的相關(guān)政策基礎(chǔ)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(dǎo)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(yè)高管向記者表示。

　　電量電費方面，記者了解到，目前國內(nèi)抽水蓄能的上網(wǎng)電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行，抽水電價則按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，電量電費的計算公式為：電量電費收入=燃煤發(fā)電基準價×上網(wǎng)電量-燃煤發(fā)電基準價×0.75×抽水電量，即行業(yè)內(nèi)俗稱的“抽四發(fā)三”。

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

　　而根據(jù)南網(wǎng)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(yè)務(wù)收入結(jié)構(gòu)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(fā)改委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價及有關(guān)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(zhí)行。根據(jù)《通知》，南網(wǎng)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(wǎng)儲能直接發(fā)了一份公告稱：“公司2023年收入預(yù)計減少約4.96億元。”

　　“新型電力系統(tǒng)下我國電力現(xiàn)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(wǎng)側(cè)儲能中抽蓄的主導(dǎo)地位以及資產(chǎn)的稀缺性，不改抽水蓄能的成長性、盈利性預(yù)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(jié)：“有望給過熱的抽蓄大開發(fā)降降溫，防止未來出現(xiàn)供給過剩的囧境。”

　　不過，對于南網(wǎng)儲能來說，無論電力市場機制調(diào)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(tài)。

　　“2003年1月，廣蓄電站就是國內(nèi)首家百萬千瓦級水電站‘廠房無人值班’的水電廠，南網(wǎng)儲能在電站管理上一直推進集約化、專業(yè)化改革，現(xiàn)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(shè)、運行、檢修和信息通信業(yè)務(wù)分別集中專業(yè)化管理。”高井榮告訴記者。

　　此外，在今年7月，南網(wǎng)儲能的集控中心正式投入運行，廣東區(qū)域六座抽蓄電站全部接入集控中心監(jiān)盤與控制，也是國內(nèi)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(jiān)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(fā)展形勢下，南網(wǎng)儲能公司用工總量增幅僅為3.8%。

　　“國產(chǎn)化”

　　在實探過程中，記者注意到該電站的主要設(shè)備來自法國和德國。

　　高井榮表示，之所以廣蓄電站設(shè)備以海外產(chǎn)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(chǎn)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(shè)時便開始嘗試采用國產(chǎn)機組，該電站4號機組就是首臺國產(chǎn)化抽水蓄能機組，邁出了抽水蓄能機組國產(chǎn)化的第一步;之后清遠抽水蓄能電站實現(xiàn)了蓄能機組監(jiān)控系統(tǒng)核心技術(shù)國產(chǎn)化、自主化，深圳抽水蓄能電站實現(xiàn)機組全面國產(chǎn)化設(shè)計、制造、安裝和調(diào)試，梅州抽水蓄能電站4號機組發(fā)電電動機斷路器、電氣制動開關(guān)、換相隔離開關(guān)、啟動開關(guān)、拖動開關(guān)均實現(xiàn)國產(chǎn)化并擁有自主知識產(chǎn)權(quán)，不斷填補國內(nèi)空白，使我國成為少數(shù)具有該類高端設(shè)備生產(chǎn)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(chǎn)的陽江抽水蓄能電站，是國內(nèi)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(shè)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(shè)備——可逆式水輪機，國產(chǎn)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(zé)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(nèi)28座抽水蓄能電站、100臺套抽水蓄能機組的研制，總?cè)萘窟_2932萬千瓦，市場占有率達40%以上，穩(wěn)居國內(nèi)第一。

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

　　經(jīng)濟觀察網(wǎng) 記者 鄭晨燁