河南最大抽水蓄能项目拟上调装机容量，建成可节省煤耗25万吨/年

　　大河报·大河财立方记者 丁倩

　　一纸公告，再次将抽水蓄能这种新能源储能技术拉入人们的视野。

　　4月13日，豫能控股（001896）发布公告，拟将河南鲁山抽水蓄能电站项目总装机容量由120万千瓦调整为130万千瓦，调整后，项目安装4台32.5万千瓦单级立轴混流可逆式水轮发电机组。这意味着作为河南省目前最大的抽水蓄能项目，鲁山抽水蓄能电站对全省电网的调峰能力进一步增强。

　　众所周知，在“双碳”目标下,减排任务艰巨，储能产业被业界认为将是新能源发展的下一个风口，而抽水蓄能缘何能成为储能产业的“压舱石”？

　　鲁山抽水蓄能电站项目装机容量上调至130万千瓦

　　1月4日，总投资约89.4亿元的河南鲁山抽水蓄能电站项目，在平顶山鲁山县李子峪大山深处正式开工。

　　鲁山县地处河南省中西部，伏牛山东麓，自然资源丰富，其中水资源总量10.4亿立方米，森林覆盖率54.7%，西部山区高达90%以上，先后获得国家级生态示范区、省级林业生态县等称号，具有丰富的生物质资源，同时具有良好的地热资源。

　　如今，三个多月过去了，鲁山项目建设有条不紊。为最大化利用当地资源，进一步增强河南电网的调峰能力，项目投资方豫能控股于4月13日发布公告，拟上调项目总装机容量至130万千瓦，调整后，项目安装4台32.5万千瓦单级立轴混流可逆式水轮发电机组。

　　据了解，鲁山抽水蓄能电站项目是国家《水电发展“十三五”规划（2016-2020年）》确定的抽水蓄能电站重点项目，是国家能源局批复的2020年河南省抽水蓄能电站推荐站点之一，工程总投资约89.4亿元，是一等大型工程，包括上水库、输水系统、厂房系统和下水库等建设，从正式开工到第一台机组发电工期为5年，总工期6年。

　　电站建成后主要承担河南电网的调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务，兼具经济效益和环境效益。

　　据初步预算，电站投运后，可降低燃煤火电年平均调峰率2.23个百分点，节省系统火电煤耗25.10万吨，相当于每年减少二氧化碳排放量62.6万吨、二氧化硫排放量1.89万吨、氮氧化物排放量0.95万吨。此外，电站运行期每年可增加地方财政收入约1亿元，提高火力发电年利用小时数，节省系统火电煤耗。

　　值得关注的是，鲁山抽水蓄能电站项目是豫能控股介入储能行业的首站，目前其正向兼具火力发电、煤炭物流、新能源发电、配售电、电力高端咨询、专业检修、环保等业务于一体的综合性能源服务商转型。

　　2021年年报显示，豫能控股全年实现营收119.06亿元，同比增长15.83%，从业务构成来看，豫能控股风电业务占比1.55％，煤炭业务占比23.05％。其中，煤炭业务规模较2020年同期增长80.78％。

　　到2025 年，全国抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上

　　鲁山抽水蓄能电站项目的建设，可谓踩上了储能电站发展的风口。

　　近年来，我国新能源发电量装机容量和占比快速上升，在能源消费结构中的地位日益重要。风能、光伏发电等新能源，因间歇性发电的缺点，电源波动性增加了整个电网运行安全风险，储能电站可进行有效“补位”。

　　储能装置作为削峰填谷的“能源海绵”，能够在用电低谷时充电，储存富裕的电能，在用电高峰时，又能释放电能，有效填补电力缺口，实现负荷削峰填谷，增加电网调峰能力，也可参与系统调频调压，提高电网安全稳定性。因此储能技术对新能源的发展日趋重要。

　　根据国家2030年前碳达峰行动方案，2030年我国风电、光伏等间歇性能源电力装机容量至少在12亿千瓦以上。到2035年，我国电力系统最大峰谷差预计将超过10亿千瓦，新能源占比的大幅提升迫切需要灵活调节电源来保持电网的安全稳定运行，加快抽水蓄能电站建设是构建以新能源为主体的新型电力系统的内在需要。

　　日前，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设。通知要求，各省（区、市）发展改革委、能源局按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。

　　根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到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。