新型电力系统背景下抽水蓄能发展态势

　　作为储能领域的主力军，抽水蓄能迎来了快速发展的重要历史机遇期。

　　我国曾多次明确提出，“中国力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值，2060年前实现碳中和”，2021年10月26日国务院印发《2030年前碳达峰行动方案的通知》，提出到2030年我国非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，新能源装机达到12亿千瓦以上的目标。中国科学院预测，2030年我国新能源装机占比将超过41%、2060年超过80%(见图1)。与常规电源相比，新能源单机容量小、数量多、布点分散，而且具有显著的间歇性、波动性、随机性特征。随着新能源大规模开发、高比例并网，以及随之而来的电力电子设备的大量应用，电力系统的技术基础、控制基础和运行机理将发生深刻变化，新能源消纳、电力电量平衡、安全稳定控制等领域将面临前所未有的挑战。大力发展包括电化学储能、抽水蓄能在内的各类储能设施，是有效应对挑战的重要措施。

　　根据中国科学院关于双碳背景下储新比的发展趋势研究，截至2020年底，我国新能源装机5.34亿千瓦，储能装机3600万千瓦，储新比为6.7%，而同期其他国家和地区的储新比为15.8%。截至2022年，中国已投运新型储能项目装机规模达到13.1GW/27.1GW·h，功率规模年增长率128%。按达到全球其他国家和地区基本一致的水平(15%左右)估算，2030年我国新能源装机达到12亿千瓦时，需配备储能装机1.8亿千瓦，较2020年增加1.44亿千瓦。根据各省新能源十四五发展规划，如按照15%的比例配备储能，青海、内蒙、贵州、新疆、甘肃、陕西、宁夏、河北等地均存在较大缺口。(详见表2)

　　2022年全球新增抽水蓄能装机容量1030万kW，截至2022年底，抽水蓄能装机容量达到17506万kW，同比增长6.3%。其中中国抽水蓄能装机容量约占26.2%，居世界首位，日本、美国装机容量分列二、三位，占比分别约为15.7%、12.6%;紧随其后的是意大利(4.5%)、德国(3.7%)、西班牙(3.5%)、奥地利(3.2%)、法国(2.9%)、韩国(2.7%)与印度(2.7%)。根据2021年国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右，较2020年增加8700万千瓦，抽水蓄能装机占电力总装机比重达到3%左右。

　　国家发展改革委和国家能源局联合出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《新型储能项目管理规范(暂行)》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等一系列政策，开发建设全国新型储能大数据平台，初步建立了全国新型储能行业管理体系，统筹推动全国新型储能试点示范，为新型储能技术创新应用和产业高质量发展奠定了基础。

　　新型储能参与电力市场步入新篇章，明确了新型储能可作为独立储能参与电力市场并对其市场机制、价格机制和运行机制等作出部署，同时首次对独立能进行官方定义，解决了独立储能参与电力市场最关键的主体和调度题。未来十年，抽水蓄能作为储能领域的主力军，将迎来快速发展的重要历史机遇期。

　抽蓄产业现状分析

　　2022年全国新增投产抽水蓄能装机规模880万kW。核准抽水蓄能电站48座，核准总装机容量6890万kW，截至2022年年底，抽水蓄能电站在建总装机容量为1.21亿kW，华中区域在建规模最大，其次为华东区域，华北区域和西北区域。

　　(1)华北区域：2022年新增投产抽水蓄能装机规模210万kW，总装机容量达到877万kW，核准抽水蓄能电站7座，核准总装机容量1000万kW，截至2022年底，华北区域抽水蓄能电站在建总装机容量为2280万kW。

　　(2)东北区域：2022年新增投产抽水蓄能装机规模125万kW，总装机容量达到410万kW，无抽水蓄能电站项目获得核准，截至2022年底，东北区域抽水蓄能电站在建总装机容量为6400万kW。

　　(3)华东区域：2022年新增投产抽水蓄能装机规模405万kW，总装机容量达到1726万kW，核准抽水蓄能电站8座，核准总装机容量1140万kW，截至2022年底，华东区域抽水蓄能电站在建总装机容量为2603万kW。

　　(4)华中区域：2022年新增投产抽水蓄能装机规模30万kW，总装机容量达到529万kW，核准抽水蓄能电站18座，核准总装机容量2439.6万kW，截至2022年底，华中区域抽水蓄能电站在建总装机容量为3299.6万kW。

　　(5)南方区域：2022年新增投产抽水蓄能装机规模170万kW，总装机容量达到1028万kW，核准抽水蓄能电站5座，核准总装机容量650万kW，截至2022年底，南方区域抽水蓄能电站在建总装机容量为890万kW。

　　(6)西南区域：2022年无抽水蓄能电站投产，总装机容量9万kW，核准抽水蓄能电站3座，核准总装机容量360万kW，截至2022年底，西南方区域抽水蓄能电站在建总装机容量为620万kW。

　　(7)西北区域：截至2022年年底无投产的抽水蓄能机组，核准抽水蓄能电站7座，核准总装机容量1300万kW，截至2022年底，西北区域抽水蓄能电站在建总装机容量为1780万kW。

　　根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》重点项目清单，列入国家“十四五”重点实施计划的抽水蓄能电站有177座。据不完全统计，目前基本确定投资主体的规划站点已有124个，其中电网企业占有56个，其次是三峡集团有21个，华电集团发起和跟踪资源15个。目前，资源抢占竞争非常激烈，除五大发电集团外，其它地方能源企业如广州能源、江苏国信等均在不断发力开展抽蓄电站资源开发的前期工作。

　　目前，抽水蓄能开发建设存在着如下问题。

　　(1)单位千瓦投资较之前略有增加。2022年核准抽水蓄能电站工程平均单位干瓦总投资约为6665元,与2021年平均单位造价6507元相比略有增加,较“十三五”期间平均水平6300元上涨约5.8%。抽水蓄能电站一定时期内投资水平较为稳定。

　　但从长期来看，受站点开发难度逐步增加和物价上涨因素影响，总体造价水平呈上涨趋势。

　　(2)抽水蓄能电站工程建设质量安全总体水平有待提升。抽水蓄能电站工程质量管理标准化工作、工程建设质量安全管理规范化水平及工程建设质量安全总体水平需进一步提升，要委托具有资质的单位在现场建立土建、金属、物探试验室等专业机构，委托监造单位对主要设备进行驻厂监造和出厂验收。

　　(3)电站施工质量安全需进一步提升。随着投资主体多元化，部分民营企业参与到抽水蓄能行业的开发建设，抽水蓄能电站建设进入快车道。随着行业高速发展，从事工程质量安全管理人员数量，技术力量储备不足，施工技术管理和作业人员的技术培训有待加强，参建人员技术素质，精细化施工工艺有待提高，施工安全风险管控需持续加强。

　　(4)数智化安全管理体系需逐步完善。随着抽水蓄能电站数量及经营规模不断发展扩大，安全管理任务量逐年提升。为做好安全管理工作，抽水蓄能电站在设计初期需提前谋划和部署，坚持关口前移，强化安全意识，以“人防+物防+技防”筑牢电站管理区安全屏障。

　　为解决管控人力资源不够、系统防范措施不到位等问题，运用“一网作战、一员多岗”的管理模式，不断升级安全管理预防和感知系统、视频监控系统、门禁系统、人员定位系统等安防系统，为电厂精准分析研判、及时调整安防决策提供支撑。根据“高内聚、松耦合”的基本原则和高层模块化设计观念，不断提升安全监测系统、消防广播通信系统、水利(地质环境)智能预警系统等分系统的可扩展性和可伸缩性，持续推进“数智化”转型工，加快建立完善安全管理信息化体系，为抽水蓄能电站的安全生产保驾护航。

　　(5)抽蓄电站设备国产化替代需进一步加快。抽蓄电站部分设备国外供应商长期垄断，面临着最大装备的“卡脖子”问题，如大型可变速机组成套设备、电气开关设备核心部件等。

主要技术特征与优势

　　对比分析当前典型的几种储能形式技术特征(见表4)，可以看出，各类储能形式在装机规模、响应速度、持续响应时间等典型技术参数上存在较大区别，在电力系统中有着不同的功能和应用场景。抽水蓄能单体容量大、持续响应时间长，在新型电力系统的电力电量平衡、稳定控制等方面有着其他储能形态不可替代的显著优势。

　　从技术成熟度看，抽水蓄能技术已发展了100多年，技术相对成熟，我国抽水蓄能电站建设和装备制造已处于国际先进水平。河北丰宁抽水蓄能电站总装机为360万千瓦，是世界在建装机容量最大的抽水蓄能电站;我国抽水蓄能最大单机容量已达40万千瓦，并实现了自主研发750米水头段的抽水蓄能转轮技术;目前，电池类储能技术还未完全成熟，电池寿命问题、存储效应问题，安全问题等还存在诸多技术瓶颈;压缩空气技术还在不断发展，已投入商运的压缩空气储能主要是补燃式的，而非补燃式的压缩空气储能还未投产。

　　从转换效率看，纯抽水蓄能电站抽水和发电的综合效率一般在75%左右，最高可以达到80%;混合式抽水蓄能电站通过优化水库运行方式转换效率可达88～95%。电化学储能转换效率在70%～90%，与抽水蓄能储能效率基本相当;而非补燃式空气压缩储能系统最高转换效率为60%左右，且压缩空气储能对场地的要求较严格。

　　从投资成本看，抽水蓄能电站投资成本最低，其次是压缩空气，电池类储能投资成本最高(见表5)。目前，国内纯抽水蓄能电站单位千瓦造价一般为5500元左右;混合式抽水蓄能单位千瓦投资更低，如白山混合式抽水蓄能电站单位千瓦投资仅2700元。压缩空气单位千瓦造价为7000元左右，蓄电池更高。

　　从政策优势方面看，近期国家出台了一些列政策措施，为抽水蓄能发展创造了有利的条件。2021年4月发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确了“以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收”的抽蓄价格机制;2021年7月发布的《关于进一步完善分时电价机制的通知》对合理设定峰谷电价价差和尖峰电价上浮比例提出了明确规定;《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》明确企业自建或购买调峰能力增加并网规模的具体方式，规范明晰了交易方式和流程;超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照装机15%的挂钩比例(时长4h以上)配建、购买调峰能力。

　　综上所述，抽水蓄能在各类储能形态中是当前技术最成熟、经济性最优且最具大规模开发条件的电力系统灵活调节电源。

生产运营与调度模式

　　目前我国抽蓄电站的经营模式有独立经营、租赁经营以及电网统一经营三种模式。

　　在独立经营模式下，抽蓄电站业主具有独立法人资格，电站根据国家规定的电价政策，通过向电网提供电力服务获取利润，浙江天荒坪抽蓄电站和溪口抽蓄电站，是我国独立经营抽蓄电站的代表。

　　在租赁制模式下，抽蓄电站的经营权和所有权分离，电网公司通过支付给抽蓄电站业主一定的租赁费用，获得电站的经营权，按系统需要调用抽蓄电站，从而可以充分发挥抽蓄电站的调节功能，电站业主拥有所有权，通过与电网签订合约，能获得稳定的租赁费用。

　　电网统一经营模式是抽蓄电站最传统的一种经营模式，采用此模式的抽蓄电站主要包括2种类型：

　　一是电网全权投资建设并负责运营的抽蓄电站，如湖北白莲河抽蓄电站、北京十三陵抽蓄电站，二是原先由发电企业投资运营，但因亏损较为严重而转手给电网运营的抽蓄电站，如深圳抽蓄电站、湖南黑麋峰抽蓄电站。在该模式下，抽蓄电站的运营权和所有权均归属电网公司。电网公司以全系统收益最优为目标，按需调用抽蓄机组，有利于抽蓄机组充分发挥自身的辅助服务功能。

　　在以新能源为主体的电力系统形态下，抽水蓄能除了独立运行外，还有较多的联合运行的应用场景，可以最大程度发挥源网荷储一体化优化运行作用。典型的应用场景有以下几类：

　　1.“新能源+抽蓄”模式

　　一是“新能源+抽蓄”一体化模式。新能源发电机组通过内部输电线路和抽蓄电站相连，作为一体向电网提供发电出力。

　　二是“新能源+抽蓄”联合运营模式。在“联合”运行模式下,新能源发电机组和抽蓄发电机组组成运行联合体。新能源通过公共电网和抽水蓄能电站相连。电网向联合体下达发电出力曲线,联合体向新能源和抽蓄电站分别下达发电出力曲线。

　　2.混合式抽水蓄能模式。

　　常规水电机组通过内部输电线路和抽水蓄能电站相连，通过统一线路向电网供电。通过优化梯级水电站的水库调度，增加保证出力和取得峰谷电价差收益。

　　目前，在大力发展风电、光伏清洁能源发电的大背景下，抽蓄电站作为灵活性调节电源，高效的调度运行方式对解决新能源远离复核中心、难以就地消纳的问题具有重要的作用。合理的抽水蓄能调度模式不仅可以最大化抽蓄电站的运行收益和系统效益，有效激励抽蓄电站在系统中发挥作用，还可以实现其与火电机组的高效协调运行有效促进新能源消纳。

　　当前，我国抽水蓄能电站主要由电网投资运营，少部分由电网租赁运营，由电网企业安排抽发行为，进行统一调度。优化调度目标为整个电力系统综合效益最大或整个电力系统总运行成本最小。系统负荷特性和电源构成对优化调度有较大影响，一方面需要考虑系统运行费用、启停损失等成本最小，另一方面要结合电力供需保证清洁能源发电量最大，并考虑系统安全、平稳运行。

　　由于调度模式取决于市场机制的成熟度，随着电力市场的逐步成熟，抽水蓄能电站将更多以独立主体参与电力市场竞争获得相应收入，在较为完善的电力市场机制下，抽水蓄能可采用全调度或半调度模式实现较高的运行和系统效益。

　　日前能量市场与日前辅助服务市场的出清一般有依次出清和联合出清两种方式。依次出清容易操作，但存在网络堵塞问题，难以实现全局优化资源配置。联合出清交易难度较大，但可以克服依次出清的弊端。

　抽水蓄能产业发展建议

　　1.因地制宜，加快开展抽水蓄能规划建设。加快抽蓄资源储备和规划发展工作，开展集团公司抽水蓄能资源分布和路径规划研究。按照配套新能源电源基地、技术指标优越等原则，在华东沿海、三北地区、西南清洁能源基地以及地理条件优越区，分类推进抽水蓄能电站建设。

　　2.加强抽水蓄能项目管理。目前，抽水蓄能项目主要由省级能源主管部分管理。随着抽水蓄能项目的增多，各省将面临较大的抽水蓄能项目管理压力，须出台包括抽水蓄能规划、前期工作、核准、开工、验收、改造退役、电网接入、电价形成、运营管理等项目全生命周期的管理制度，以指导抽水蓄能又好又快高质量发展。

　　3.积极探索梯级电站抽水蓄能发展新方式。发挥集团存量水电优势，探索推进水电梯级融合改造，在新能源规模化发展基地，示范开展“新能源+抽蓄”、源网荷储一体化等新开发方式，积极构建综合能源模式。

　　4.提前谋划抽蓄电站的生产管控模式。结合在建和投运抽蓄电站，研究集中联合调度运行、智能诊断运维、多能互补优化调度等抽蓄的生产管理创新模式。

　　5.加紧推进可变速抽蓄装备技术攻关与示范应用。随着电网对抽蓄机组调节作用的需求越来越强，可变速抽水蓄能项目建设即将进入新阶段，应加强与国内厂家、高校研发合作，有必要依托首台套示范工程加紧推进研究与试验验证，促进关键核心设备国产化，降低设备成本。

　　6.抓紧建立具有指导意义的抽蓄电站数字化智能化工作清单和项目清单。梳理抽水蓄能电站各阶段的工程数字化智能化应用场景和业务需求，对接已有实践积累和技术进展，形成具有指导意义的工作清单和项目清单，针对抽水蓄能工程项目的特点，开展工程全生命周期信息化数字化总体规划、建设期智能化建造总体规划和运行期智慧化运营初步规划的编制与实施，加快完善能源产业链数字化相关技术标准体系，推进能源各领域数字孪生、建设运行智能化等技术标准制修订。

　　同时，推进打造多项目协同、智慧工程、数字孪生及数字移交、工程智慧中心、仿真培训中心等信息化数字化建设工作，持续推动建设期智能建造专项技术和运行期智慧运营专项技术试点应用，全方位服务抽蓄工程建设和运行全过程的降本增效、保质增值。

　　来源：能源新媒

　　文/孟鹏 王渊博 刘阳 作者供职于华电电力科学研究院有限公司