抽水蓄能设施成本现状和降低成本的未来前景
3.2.6 抽水蓄能设施成本现状和降低成本的未来前景
图3.2和3.3显示了抽水蓄能设施在装机容量（kW）和储能容量（kWh）的建设成本。1995年以来，世界主要国家和地区总体部署趋势平稳。而不同项目和不同国家的成本差异很大。
图3.2 世界主要国家和地区建设抽水蓄能设施的的投资成本（装机容量，单位为kW）
图3.3 世界主要国家和地区建设抽水蓄能设施的投资成本（储能容量，单位为kWh）
大多数抽水蓄能设施的建设成本按装机容量计算，通常在600美元/kW至2,500美元/kW之间。按储能容量计算，在30美元/kWh～300美元/kWh之间。
中国拥有管理抽水蓄能设施成本的最低记录，其项目成本都较低，并且运维(O&M)成本也非常低，具有固定的运维成本约每年16美元/kW。
土建工程（例如水坝、水库、压力管隧道、厂房洞穴）和土地征用费用通常占新建抽水蓄能设施总建设成本的 60%～70%。土建工程是一种劳动密集型的工作。劳动力成本因国家而异，并且随着时间的推移而趋于增加。中国的几个抽水蓄能项目已经采用了由人工智能支持的无人驾驶工程卡车和压路机。除了降低劳动力成本外，无人驾驶车辆还可以通过减少人为错误来提高效率和施工质量。然而，这项技术仍处于早期发展阶段，并且现在判断无人驾驶设备是否最终会降低劳动力和土建成本还为时过早。总体而言，大多数与抽水蓄能设施相关的土木工程的技术创新似乎更侧重于缩短施工时间和提高质量，而不是降低成本。土建工程的建设成本具有高度的场地特定性。例如，一些地方提供现有的盆地或山谷，可以减少水库路堤所需的规模。而在某些地点，例如废弃的采石场、矿山或洞穴能够以非常低的成本作为水库。原则上，可以期望开发商在考虑不太有利的位置之前开发成本最低的地块。这意味着未来抽水蓄能设施的成本可能会随着时间的推移而增加。
涡轮发电机技术已经经历了几次重大革命。在上世纪50年代之前，抽水蓄能设施通常配备单独的水泵和涡轮发电机。而可逆泵发电机的出现减少了所需压力水管隧道的数量和对其他设备的需求，同时还减小了建设发电厂洞室所需的规模。从上世纪90年代开始，日本率先使用变速泵涡轮机，提高了抽水蓄能设施的运营效率和灵活性。自从本世纪初以来，欧洲的许多抽水蓄能设施已经改造或采用变速泵涡轮机。简而言之，抽水蓄能设施机电设备的可靠性和效率随着时间的推移而提高，但这些设施的成本并未下降。在未来可能会进一步提高可靠性和效率，但似乎不太可能大幅降低成本。
3.2.7 抽水蓄能设施的开发潜力
现有抽水蓄能设施的水力涡轮发电机的长度为15米到1,400米。最长可达300米到600米。而较短的水力涡轮发电导的往返效率较低，但更长的水力涡轮发电面临非常高的水压，这对液压机械的设计提出了挑战。
尽管地形是一个重要的标准，但它并不像通常认为的那样具有限制性。一些评估表明，适合建设抽水蓄能设施的潜在地点有很多。澳大利亚国立大学 (ANU) 发布了全球适合建设抽水蓄能设施的地图集，该地图集确定了全球有60多万个适合抽水蓄能设施开发的地点。这些地点已确定的总储能容量的潜力为 23,000TWh，其中美国约为 1,457TWh。然而重要的是，澳大利亚国立大学 (ANU) 的评估没有考虑水的可用性，这对于开环抽水蓄能设施可能是一个严重的问题（对于闭环系统来说这是一个较小的考虑因素），也没有考虑靠近输电线路或负载中心。此外，许多地点可能会引起环境保护问题，或者由于与社会或景观影响相关的各种原因，可能会面临当地民众的反对。尽管如此，即使是在已确定地点的一小部分开发抽水蓄能设施也可以提供大量的储能容量。
选址、许可和许可程序因国家而异，对消费当地社区影响也不同。在美国，选址和许可成本通常占抽水蓄能设施总成本的不到1%。选址和许可所需的时间长度因项目而异。闭环抽水蓄能设施的选址相对简单，可能在几年内完成。从这个角度来看，开发抽水蓄能设施的主要障碍不是场地的可用性，而是市场挑战和融资障碍，包括需要获得监管承诺或长期合同以支持项目融资。
而调查也支持这样的结论，即抽水蓄能设施的商业化运营是困难的，至少在美国。与潜在的重大建设成本超支相关的风险只会导致这更加困难，并且可能比选址和许可障碍更重要。
3.2.8 美国抽水蓄能设施选址和许可活动
在美国，美国联邦能源管理委员会 (FERC) 主要负责批准水力发电厂的建设规划，包括抽水蓄能设施。“初步许可证”授予被许可人在为拟议项目申请许可证时的优先权。许可证持有人进行调查、调查和环境影响评估；与利益相关者举行公开听证会和磋商；并为建设项目制定计划。在选址完成后，许可证持有人可以申请“原始许可证”，授权建设和运营项目，期限最长为 50年。大多数选址工作发生在初步许可证的批准和原始许可证之间。
原始许可证要求被许可人在许可证颁发之日起两年内开始建设项目，并在许可证颁发之日起五年内完成建设。美国联邦能源管理委员会 (FERC)可能允许将施工期限延长两年。最近的一项法律（即2018年发布的美国水力基础设施法案），允许授予长达八年的延长期限。2019年，美国联邦能源管理委员会 (FERC)为现有非发电水库和闭环抽水蓄能设施建立了快速许可程序。加急程序要求在申请许可后两年内发布最终许可决定。
如果水电项目位于通航水域、占用联邦土地或使用联邦大坝的水库或水电设施，或影响州际的利益，那么将会停止建设。因此，大多数水电项目都受美国联邦能源管理委员会 (FERC)管辖。即使在抽水蓄能设施不需要许可证的情况下，项目开发商也可能会发现它可以参考，因为美国联邦能源管理委员会 (FERC)许可证优先于州和地方法律。
3.2.9 美国抽水蓄能设施近期发展及现状
表3.1美国已经成功完成选址和许可的抽水蓄能项目
表3.2美国最近获得许可的抽水蓄能设项目选址时间
在爱荷华州建设爱荷华山抽水蓄能项目规划方案于2004年首次提出，是美国目前开发和建设抽水蓄能设施面临挑战的一个很好的例子。经过10年的选址工作，美国联邦能源管理委员会 (FERC)于2014年批准了该项目的建设许可证。在一年后，萨克拉门托市政公用事业区(SMUD)重新评估了其储能需求，并认为该项目投资规模太大。最初的成本估算约为8亿美元，随后调整为14.5亿美元。为此得出的结论是，这种规模的前期资本支出将严重限制其财务并影响其他未来投资，因此于2016年取消了该项目。尽管爱荷华山抽水蓄能项目的选址和许可过程漫长且具有挑战性，但它们已经完成并且在项目取消之前已经颁发了许可证。事实上，自从上世纪90年代以来，取消建设抽水蓄能设施的原因主要涉及需求不确定性和财务风险，而不是选址和许可问题。对于美国大多数（如果不是全部）抽水蓄能设施来说，情况似乎仍然如此。
1995年以后在美国建造的唯一一个抽水蓄能设施是Olivenhain-Hodge抽水蓄能项目，该项目于2012年完工，但目规模很小（只有40MW）。尽管其投资成本相当昂贵（5931美元/kW），但该项目能够获得融资，是因为水库的建设可以证明为圣迭戈地区提供蓄水服务是合理的。换句话说，仅靠储能服务的价值并不能证明该项目的成本是合理的，而是该地区的水资源严重短缺使该项目在财务上可行。类似的多价值机会可能存在于抽水蓄能设施可以提供除储能服务之外的其他好处的其他地点——类似于许多现有的大型水电站除发电之外还提供防洪和灌溉服务的方式。
自从2010年以来，开发商已经为160多个抽水蓄能项目申请了美国联邦能源管理委员会 (FERC)的初步许可。
大量拟议项目进一步表明，建设抽水蓄能设施的地点并不稀缺。需要注意的是，申请初步许可只是是选址过程的开始。而在当时，项目开发商可能已经得出结论，该项目在技术上可能是可行的，但尚未确定成功开发的可能性。在投资者确信抽水蓄能设施可以满足电力需求的长期前景之前，这些项目被利用的机会都很小。
根据美国能源部发布的美国水电市场报告，美国2010～2019 年仅增加了1.3GW的抽水蓄能设施，并且主要是通过升级或改造现有设施增加的装机容量。 机电设备的改进可以提高现有抽水蓄能设施的装机容量和发电效率，但储能容量通常保持不变。 由于美国的大多数抽水蓄能设施建于上世纪60年代到上世纪90年代，因此未来可能会对现有抽水蓄能设施进行进一步升级。
3.2.10 欧洲抽水蓄能项目近期历史及现状
从上纪纪60年代开始，欧洲的抽水蓄能的装机容量激增，主要是为了促进核电生产增长。抽水蓄能项目的资金主要来自综合国有公用事业公司重视抽水蓄能设施为平衡电网供需提供的灵活性。
从上世纪90年代开始，欧洲电力部门放松管制，加上核电量增长，从而限制了抽水蓄能设施的开发和增长。但欧洲仍然拥有全球最大的抽水蓄能装机容量，占全球累计部署的总装机容量的30%。奥地利、法国、德国、意大利、西班牙、瑞士和英国这七个国家占欧洲抽水蓄能装机容量的80%以上。作为推动电力部门脱碳的一部分，许多欧洲国家已开始显著扩大风力发电和太阳能发电设施的部署规模。对这些间歇性发电设施的日益依赖增加了对平衡电力系统的灵活资源的需求。已经建成的抽水蓄能设施和传统水力资源提供了这种灵活性，但更重要的是，联合循环燃气轮机（CCGT）也提供了这种灵活性。近年来，欧洲的抽水蓄能设施产能扩张有限，主要是由于新项目的不确定性，融资困难。已经建设的抽水蓄能设施项目通常由大型欧洲公用事业公司提供资金。欧洲许多新建成的抽水蓄能设施都报告了严重的财务亏损。缺乏盈利能力和财务不确定性导致许多抽水蓄能项目被搁置。
欧盟已经制定了到2050年实现温室气体净零排放的目标。这意味着联合循环燃气轮机（CCGT）的作用正在减弱——这反过来意味着找到替代选择，这对于灵活的发电设施或储能系统来说，需要在许多情况下保持欧洲各国电力系统的灵活性。欧盟委员会认识到扩大抽水蓄能设施规模有助于应对欧盟面临的挑战。随着电力系统过渡到越来越依赖可变的可再生能源发电。尽管欧盟在关于储能系统在2030年和2050年时间框架报告确定了新建抽水蓄能设施在这两个阶段的巨大潜力，报告中提出的最佳方案并不表明抽水蓄能设施作为净零电力系统的一部分，但将显著增加其装机容量。
3.2.11 中国抽水蓄能设施发展近况及现状
中国大规模部署抽水蓄能设施始于2005年左右，并一直持续到现在。2002年，在电力行业重组并成立了两家国家电网公司之后，政策制定者将抽水蓄能设施归类为输电系统的一部分，并将其建设和运营责任交给两家国家电网公司。虽然人们普遍理解抽水蓄能设施在电网平衡中的作用，但中国在允许抽水蓄能项目通过传输电价收回成本方面是独一无二的。
中国在2005年至2020年期间增加了24GW的抽水蓄能设施，并在2018年超过日本成为全球建设的抽水蓄能设施装机容量最高的国家。截至2019年底，34个总装机容量为45GW的抽水蓄能项目正在建设中——这是目前世界其他国家和地区抽水蓄能设施建设水平的五倍。政策制定者似乎对抽水蓄能设施的部署制定了越来越雄心勃勃的计划。政府的“十三五”规划（2016～2020年）设定了2020年抽水蓄能设施装机容量为40GW的目标；这个目标后来增加到60GW。2019年的新闻报道表明，政府制定的2030年和2050年的抽水蓄能设施部署目标分别为150GW和300GW。
中国积极开发和建设抽水蓄能设施可能是由电力结构的特点推动的，这些特点增加了储能系统的价值——尤其是天然气发电的份额非常小。尽管抽水蓄能设施的装机容量比世界上任何其他国家都多，但仍占中国总电力容量的不到2%。事实上，与其电力部门的规模成正比，中国对抽水蓄能设施的部署至今仍落后于日本、欧洲和美国。与此同时，中国的灵活调度能力严重不足，以至于中国电力公司一直在开展利用燃煤发电厂作为调峰机组的灵活性增强计划。尽管为此目的改造未充分利用的燃煤电厂投资成本不高，但对环境的影响很大。抽水蓄能设施是一种更清洁的选择，也可能与可变可再生能源和核电在未来发电组合发挥越来越大的作用相关。
中国有许多有利于抽水蓄能设施开发的制度。两宾国家电网公司能够同时为数十个抽水蓄能设施项目融资，并提供了电力行业为此类项目融资所需的长期确定性，而将抽水蓄能设施视为输电设施也可以确保成本回收。
统一的计划体系允许政府决策者实施非常长期的计划。抽水蓄能项目是国家计划的一部分。2014年，相关部门推荐59个抽水蓄能项目，总装机容量为77GW。2017年，国家能源局公布了238个海水抽水蓄能项目计划。在中国，对抽水蓄能设施的潜在场地进行技术、经济和环境评估通常需要10年左右的时间。与大多数其他类型的能源基础设施相比，抽水蓄能项目的选址过程也更加困难和耗时。例如，超高压输电线路通常在几个月内就已在中国选址。然而，漫长的选址过程并没有成为大规模部署的障碍。
中国对抽水蓄能设施的投资，可能是因为政府制定了长期的计划和通过国家协调的选址计划并尽早开始了这些过程。
在过去的二十年，国家电网有限公司和中国南方电网公司已成为全球最大的抽水蓄能项目开发商。他们具有开发多个项目的能力，并在标准化和经验积累方面提供了一些优势。国家电网在抽水蓄能规划、建设和运营的整个供应链中对设计和建设管理协议实现了标准化，并在一系列书籍中进行了报道。标准化带来了更好的成本控制。大规模的抽水蓄能建设使电网公司能够培养在抽水蓄能建设方面经验丰富的劳动力。在中国以外的国家和地区的大型抽水蓄能项目经常遭受成本超支和延误，部分原因是抽水蓄能设施和设备是按量身定制的方式设计、建造和制造的。相比之下，在中国，此类项目通常按时完成预算。事实上，高度可预测的抽水蓄能设施建设成本是中国独有的，在世界其他地区尚未达到这一水平。
中国政府一直在缓慢而逐步地改革该国的电力部门，使其更加以市场为导向。国家发展和改革委员会(NDRC)于2021年5月7日宣布了一项关于抽水蓄能定价的新政策。根据该政策，抽水蓄能的“容量率”将包含在输电电价中，而来自能源套利将由竞争决定。容量率将设置在一个水平保证资本成本回收。中国的“十四五”规划（2021-2025年）重申了政府对抽水蓄能建设的持续承诺，并设定了到2025年运营抽水蓄能设施装机容量达到62GW的目标。
3.2.12 抽水蓄能项目的商业模式和所有权结构
抽水蓄能项目需要大量的前期投资，但它们产生的价值分布在几十年的生命周期中。因此，为这些项目融资需要稳定的监管和金融环境。根据定义，竞争性电力市场更具活力，因此提供的长期确定性较低。因此，竞争市场的参与者普遍不愿签订长期合同，这反过来又使项目开发商难以获得融资。市场竞争还压低了批发电价，这给具有大量前期资本需求的技术带来了额外的挑战。
此外，在竞争激烈的市场中，电力供应/价值链被分解为能源、容量（资源充足性）、平衡服务、输电和配电的不同收入流。虽然抽水蓄能设施可以在供应/价值链上的许多点提供价值，但通常不清楚未来市场将如何组织，每个细分市场的供需平衡将如何影响有竞争力的价格，以及制度安排是否能够实现储能所有者捕获所有价值流。在电力市场仍在发展的地方，对抽水蓄能等技术做出大规模长期承诺的风险将会非常高。
表3.3显示了全球1999～2019年期间投产的抽水蓄能装机容量，按业主类型细分。国有实体、垂直整合的公用事业、政府和地方当局在此期间启动了所有项目。中国在建设抽水蓄能项目方面占据全球主导地位，还有其他一些国家的抽水蓄能设施装机容量增长相对较快，例如西班牙和葡萄牙。
表3.3 1999年～2019年抽水蓄能项目开发商/业主
虽然没有商业开发商成功建造大型抽水蓄能设施，但美国的独立开发商正在积极寻求推进新的抽水蓄能项目。这些开发商通常处理选址和许可流程，然后尝试与承购商签订抽水蓄能设施的服务合同，以确保可用作项目建设融资基础的收入流。或者，开发商可以将完全选址和许可的项目出售给公用事业公司或其他可以融资、建造和运营的实体。尽管做出了这些努力，但尚未证明在竞争激烈的电力市场中开发抽水蓄能项目的可行且可复制的商业模式。
3.2.13 美国克服抽水蓄能设施开发障碍的前景
该报告讨论的建模分析表明，长时储能系统对电力系统的价值并不会支持大规模部署，直到需要非常高的脱碳水平。此外，虽然抽水蓄能设施在当今存在的长时储能容量中占主导地位，但由于这些替代方案的成本也在下降，其未来相对于其他储能选项（包括电化学、化学和热选项）的吸引力尚不确定。
抽水蓄能设项目需要很长时间才能开发，面临巨大的建设成本不确定性，并且使用寿命远远超过项目融资范围。可能需要创新的商业和融资模式来克服这些障碍，并促进抽水蓄能设施的进一步发展。
抽水蓄能设施提供的套利、容量和辅助服务的承购协议跨越十年或更长时间，可以改善商业融资的前景。鉴于此类设施的使用寿命极长，可能值得探索新的方式让寻求长期收入流的投资者参与进来。
垂直整合的公用事业公司在开发现有抽水蓄能设施中发挥了重要作用。虽然这种类型的公用事业结构不再普遍存在，但如果他们（及其监管机构）看到其重要的价值来保证此类投资，那些垂直整合公用事业公司可能会在未来建设新的抽水蓄能设施。另一个挑战是抽水蓄能设施只有在大规模建设和运营时才具有经济效率。因此，即使在垂直整合的公用事业公司中，也很少有能力建设一个或多个大型项目。而规模较小的抽水蓄能设施项目的单位成本非常昂贵。
包括美国陆军工程兵团、垦务局和田纳西河谷管理局在内的联邦实体在开发水电和抽水蓄能设施资源方面发挥了关键作用。在上世纪90年代之前。这些实体仍然拥有许多可以改装为抽水蓄能设施设施的传统水电设施。然而，除非利用现有的抽水蓄能设施，否则对其投资不太可能是合理的，直到现有抽水蓄能设施的利用率开始再次增加，并且其产生的价值的长期前景变得更加确定。
3.2.14 与抽水蓄能有关的总结发现和建议
人们普遍认为选址是美国部署抽水蓄能设施的主要障碍是一种误解。美国在技术上可行的站点数量众多，并且有许多选址/许可流程。在过去的20年已经规划建设一些抽水蓄能设施。然而，由于未来需求和金融风险的不确定性，几乎所有这些项目都被取消了。在竞争激烈的电力市场中，新建抽水蓄能设施的可行商业模式尚未得到证实。
当前需求不足和未来需求前景不确定是新建抽水蓄能设施项目的主要障碍。只要天然气仍然是电网平衡的可用选择，一般来说，抽水蓄能设施不太可能具有竞争力。对于美国和其他国家的许多现有抽水蓄能设施，其利用率呈下降趋势。
中国大规模投资和建设抽水蓄能设施的原因是具备独特的制度和监管条件。要想在其他地方复制中国的经验，即使可能也很困难。美国不太可能复制中国通过规模经济和标准化实现低成本和可预测成本。因此，美国的抽水蓄能设施的成本可能仍将居高不下，预计会出现成本超支。
可以在不引入超支的情况下推进建设抽水蓄能设施的建议分为两类：(1)技术中立的行动，减少关于未来角色的不确定性； (2)专门针对抽水蓄能设施问题的行动。
在国家和地方层面为电力部门脱碳制定合理的时间表将为电网规模储能需求提供更大的长期确定性，从而对来自抽水蓄能设施和其他储能投资的未来收入来源更有信心。此外，公用事业监管机构和电网运营商应开发技术中立的竞争机制，使负载服务实体、输电系统和系统运营商能够参与承购抽水蓄能设施和其他储能项目的服务协议。
谈到针对抽水蓄能设施的具体行动，美国联邦政府应考虑采取进一步措施来延长抽水蓄能设施许可证的有效期，以便开发商能够随着脱碳工作的进展而维持一份“准备就绪”的项目名册。美国联邦政府还可以将联邦拥有的抽水蓄能设施私有化，以激励有效利用。而拍卖这些站点将提供有关抽水蓄能设施资产转售价值的有用信息，这有助于促进新项目的融资。最后，电力行业和金融机构应继续努力为抽水蓄能项目开发新的商业模式和融资策略。
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