我国力争2030年前碳达峰、2060年前碳中和，“双碳”目标与愿景对于能源电力低碳化转型提出了更高要求，最直接的就是强化电力生产端的减碳，鼓励光伏、风电等清洁能源的发展。为此，国家加速以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风光基地的规划建设。西北区域依托资源优势，将迎来新能源的高速发展。与此同时，西北区域内电力需求仍保持高速增长，但水电规模几近饱和、火电建设收紧、需求侧管理空间有限，系统调节能力将严重不足，“十五五”及远期，西北电网将同时面临着保供和消纳双重压力。
一、西北新型电力系统平衡问题
目前西北电网的平衡是建立在电量富余基础上，是源随荷动、以用定发的平衡模型，电力平衡矛盾更加突出。新型电力系统意味着新能源发电将逐渐成为电力电量供应的主体，由于新能源出力的波动性、间歇性，电量分布不均，不同时间尺度的电量平衡开始出现问题，同时电网向下调峰和向上调峰问题也将更加凸显。因此，在新型电力系统下，首先要解决电量平衡问题，在电量满足的前提下依靠储能实现“电量搬移”。在新能源发展不同阶段，系统对储能的需求不同，需要日内、跨日、跨季多种类型储能共同发展。在电力电量平衡的前提下，再进一步研究新能源消纳问题，即储能的配置原则应“保供为主，兼顾消纳”。
二、西北抽水蓄能电站发展形势
抽水蓄能作为现阶段最安全、最稳定的储能方式，是保障电力可靠供应、增强系统调节能力的重要手段。2021年，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确西北地区重点实施项目74个，总规模9795万千瓦，占全国的23.2%；储备项目47个，总规模5740万千瓦，占全国的18.8%。从开发时序来看，西北地区“十四五”重点实施项目50个，“十五五”重点实施项目17个，西北区域抽水蓄能电站迎来空前发展机遇。
当前，西北抽蓄已具备大规模开发建设的客观需求、技术能力和政策保障，投资热情高涨，前期工作大幅提速。仅2022年一年时间完成可研审查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，实现跨越式发展。
三、西北抽水蓄能电站发展存在的问题
抽水蓄能电站建设驶入快车道，随之部分地区出现了无序建设现象，带来了新的问题和挑战。
一是资源分布不均衡，规模需求不匹配。西北各省（区）抽蓄资源分布极不均衡，青海规划抽蓄近4000万千瓦，单体电站容量普遍高于其他省（区），平均单位造价较其他省（区）低1000元/千瓦；宁夏规模最小，仅4座共420万千瓦，平均单位造价为西北五省（区）最高。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，甘肃河西、宁夏抽蓄规模不足，需通过区域调用实现规模与需求相匹配。
二是电价承受能力低，成本疏导难度大。一方面，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。另一方面，西北用电量规模较小，电价承受能力低，大规模抽蓄投运后容量电费疏导困难。根据西北区域抽蓄电站平均单位造价7500元/千瓦测算，容量电价约为每年750元/千瓦。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。
三是资源逆向分布，网源协调难度大。陕西南部、甘肃南部、青海东部等地区抽蓄资源集中度高，未来将形成多个千万千瓦级抽蓄群，对主网架承载能力提出更高要求。一方面，西北750千伏主网尚未延伸至陇南等抽蓄群所在地区，青海海南、陕西陕南规划及现有网架仍然薄弱，抽蓄难以可靠接入主网。另一方面，新能源资源与抽蓄资源在空间上的逆向分布将导致日内电网潮流大幅波动、反转，当前西北电网主要输电通道数百万千瓦的输送能力难以满足发展需求。受潮流不均等问题制约，交流加强工程对关键送电通道送电能力提升总体有限。
四是储能建设差异大，协调发展难度大。各类储能建设周期差异大，抽水蓄能电站建设周期6年以上，开弓没有回头箭，规划调整难以影响在建项目。新型储能建设周期短，比如电化学储能建设周期仅3～6个月。为满足电力保供及新能源消纳，“十四五”后期及“十五五”初期电网亟需一定规模储能的发展，新型储能将先于抽蓄发展，可能存在抽蓄建设周期内系统储能需求不足与投产年储能总量过剩的矛盾。
四、西北抽水蓄能电站发展建议
一是合理确定储能发展规模。在当前日内储能为主的技术下，为满足系统保供与消纳，电网更需要快充、慢放型储能，充电需求对储能选择起决定作用。系统对储能的容量、功率、时长需求不同，不同需求下经济效益差异较大，需科学测算抽蓄和新型储能合理规模，推动多种类型储能协同发展，满足系统需求，同时降低能源转型成本。
二是加强各类储能协同规划。现阶段，为满足系统平衡、安全，需进一步出台政策明确新能源配储发展，加强配储政策的可行性，引导配建储能按独立储能模式发展，争取优先采用共建、租赁模式，从根源上将配储发展为独立储能，避免成为建而不用的沉默资源。在新能源发展到一定规模的情况下，日调节储能无法解决长周期新能源消纳问题，应积极探索长周期储能技术，应对碳达峰后新能源规模进一步发展带来的挑战。
三是全网统筹规划抽蓄需求。当前各省（区）各自为阵发展抽蓄，势必造成资源浪费。经测算，全网统筹“十五五”所需抽蓄规模相比于单省（区）独立测算减少千万千瓦，年容量电费减少近百亿。抽蓄发展宜网、省迭代，确定全网不同时期总规模及各省规模，实现抽蓄需求全网统筹、运用全网统筹，充分发挥抽蓄工程经济社会效益。
四是建立成本区域疏导机制。建立抽蓄容量电费灵活疏导模式，探索容量电费区域分摊，即所在省（区）承担容量电费主要部分，其余省（区）按需分摊，实行一站一策，容许多种经营模式共存，实现区域内各省“共担、共享”，解决各省（区）抽蓄资源、需求不均衡问题，推动抽蓄全网统筹运用可持续发展。
五是科学论证抽蓄接入方案。抽蓄电站接入后对电网潮流影响显著，应根据抽蓄电站功能定位、装机容量及近区电网发展规划情况合理选择接入点和电压等级。大容量抽蓄宜一级接入最高电压等级，通过参与更大范围调节实现效率最优；用于省内新能源消纳的抽蓄原则上避免接入750千伏负荷变电站中压侧，防止中午调峰困难时段抽水受限。
六是加强网源协同发展规划。西北优质的抽蓄资源存在成群集中开发的情况，陕西陕南、青海海南、新疆哈密地区均有千万千瓦级抽蓄群，且局部地区抽蓄资源与网内新能源、负荷逆向分布，将产生千万千瓦级的穿越功率，需结合抽蓄和新能源布局及投产时序，提前开展抽蓄群输电规划及主网架构建方案研究。
