本报记者 李元丽

9月9日，《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》媒体吹风会在京召开。国家能源局总工程师向海平指出，我们希望通过本轮规划，为实现“双碳”目标助力，为构建新型电力系统奠定基础，到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

据介绍，当前我国新型电力系统对调节电源的需求迫切，对抽水蓄能发展提出了更高的要求。2009年国家能源局布置开展了一轮抽水蓄能选点规划，提出项目总装机容量1.2亿千瓦，目前已建、在建项目总装机规模约9000万千瓦，剩余抽水蓄能项目储备仅约3000万千瓦，已不能满足“十四五”及未来电力系统需求。

水电水利规划设计总院总工程师彭才德表示，《规划》体现了国家能源主管机构的简政放权和“抓两头、放中间”的工作思路。国家层面的主体责任是行业政策和规划管理，建立监督监管机制，构建抽水蓄能行业监管平台。各省（区、市）能源主管部门负责根据本省实际需要，制定本地区抽水蓄能中长期规划实施方案，明确实施计划，并组织实施工作。

“从目前的电价政策体系来看，为系统服务的抽水蓄能电站，电价将主要通过省级输配电价疏导到市场用户侧。为特定能源服务的抽水蓄能电站，电价将在特定电源和电力系统间分摊。”彭才德表示，在国家确定项目清单后，省级实施方案要在电力系统发展需求和系统运行经济性之间找到一个新的平衡，按照“生态优先、择优推进，加快开发”的原则，进一步细化明确省（区、市）内抽水蓄能电站建设的发展目标、项目布局和开发时序。

“随着风光等波动性、随机性新能源品种的大规模应用，为保障电力系统的安全稳定经济运行，需要建设大量储能设施。”彭才德进一步解读称，抽水蓄能是目前全球公认的最成熟、最可靠、最清洁、最经济的储能手段，同时还可以为电力系统提供必要的转动惯量、保证系统稳定运行，是以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，与现有其他调峰、储能措施相比，具有较大的综合优势。《规划》中同时也考虑了在更大范围内进行资源优化配置的需要，进行了站点布局，以实现区域抽水蓄能协调发展。如，在核电和新能源基地化发展的区域，重点布局一批大型抽水蓄能，形成互补共赢、打捆开发的新模式。在负荷中心和大规模接受区外电力的区域，布局抽水蓄能电站主要服务电力系统需要。