新型電力系統(tǒng)背景下抽水蓄能發(fā)展態(tài)勢

　　作為儲能領(lǐng)域的主力軍，抽水蓄能迎來了快速發(fā)展的重要歷史機遇期。

　　我國曾多次明確提出，“中國力爭于2030年前二氧化碳排放達到峰值，2060年前實現(xiàn)碳中和”，2021年10月26日國務(wù)院印發(fā)《2030年前碳達峰行動方案的通知》，提出到2030年我國非化石能源占一次能源消費比重達到25%左右，新能源裝機達到12億千瓦以上的目標。中國科學(xué)院預(yù)測，2030年我國新能源裝機占比將超過41%、2060年超過80%(見圖1)。與常規(guī)電源相比，新能源單機容量小、數(shù)量多、布點分散，而且具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特征。隨著新能源大規(guī)模開發(fā)、高比例并網(wǎng)，以及隨之而來的電力電子設(shè)備的大量應(yīng)用，電力系統(tǒng)的技術(shù)基礎(chǔ)、控制基礎(chǔ)和運行機理將發(fā)生深刻變化，新能源消納、電力電量平衡、安全穩(wěn)定控制等領(lǐng)域?qū)⒚媾R前所未有的挑戰(zhàn)。大力發(fā)展包括電化學(xué)儲能、抽水蓄能在內(nèi)的各類儲能設(shè)施，是有效應(yīng)對挑戰(zhàn)的重要措施。

　　根據(jù)中國科學(xué)院關(guān)于雙碳背景下儲新比的發(fā)展趨勢研究，截至2020年底，我國新能源裝機5.34億千瓦，儲能裝機3600萬千瓦，儲新比為6.7%，而同期其他國家和地區(qū)的儲新比為15.8%。截至2022年，中國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達到13.1GW/27.1GW·h，功率規(guī)模年增長率128%。按達到全球其他國家和地區(qū)基本一致的水平(15%左右)估算，2030年我國新能源裝機達到12億千瓦時，需配備儲能裝機1.8億千瓦，較2020年增加1.44億千瓦。根據(jù)各省新能源十四五發(fā)展規(guī)劃，如按照15%的比例配備儲能，青海、內(nèi)蒙、貴州、新疆、甘肅、陜西、寧夏、河北等地均存在較大缺口。(詳見表2)

　　2022年全球新增抽水蓄能裝機容量1030萬kW，截至2022年底，抽水蓄能裝機容量達到17506萬kW，同比增長6.3%。其中中國抽水蓄能裝機容量約占26.2%，居世界首位，日本、美國裝機容量分列二、三位，占比分別約為15.7%、12.6%;緊隨其后的是意大利(4.5%)、德國(3.7%)、西班牙(3.5%)、奧地利(3.2%)、法國(2.9%)、韓國(2.7%)與印度(2.7%)。根據(jù)2021年國家能源局發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》，到2030年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模達到1.2億千瓦左右，較2020年增加8700萬千瓦，抽水蓄能裝機占電力總裝機比重達到3%左右。

　　國家發(fā)展改革委和國家能源局聯(lián)合出臺《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》《新型儲能項目管理規(guī)范(暫行)》《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》等一系列政策，開發(fā)建設(shè)全國新型儲能大數(shù)據(jù)平臺，初步建立了全國新型儲能行業(yè)管理體系，統(tǒng)籌推動全國新型儲能試點示范，為新型儲能技術(shù)創(chuàng)新應(yīng)用和產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。

　　新型儲能參與電力市場步入新篇章，明確了新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場并對其市場機制、價格機制和運行機制等作出部署，同時首次對獨立能進行官方定義，解決了獨立儲能參與電力市場最關(guān)鍵的主體和調(diào)度題。未來十年，抽水蓄能作為儲能領(lǐng)域的主力軍，將迎來快速發(fā)展的重要歷史機遇期。

　　抽蓄產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀分析

　　2022年全國新增投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模880萬kW。核準抽水蓄能電站48座，核準總裝機容量6890萬kW，截至2022年年底，抽水蓄能電站在建總裝機容量為1.21億kW，華中區(qū)域在建規(guī)模最大，其次為華東區(qū)域，華北區(qū)域和西北區(qū)域。

　　(1)華北區(qū)域：2022年新增投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模210萬kW，總裝機容量達到877萬kW，核準抽水蓄能電站7座，核準總裝機容量1000萬kW，截至2022年底，華北區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為2280萬kW。

　　(2)東北區(qū)域：2022年新增投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模125萬kW，總裝機容量達到410萬kW，無抽水蓄能電站項目獲得核準，截至2022年底，東北區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為6400萬kW。

　　(3)華東區(qū)域：2022年新增投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模405萬kW，總裝機容量達到1726萬kW，核準抽水蓄能電站8座，核準總裝機容量1140萬kW，截至2022年底，華東區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為2603萬kW。

　　(4)華中區(qū)域：2022年新增投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模30萬kW，總裝機容量達到529萬kW，核準抽水蓄能電站18座，核準總裝機容量2439.6萬kW，截至2022年底，華中區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為3299.6萬kW。

　　(5)南方區(qū)域：2022年新增投產(chǎn)抽水蓄能裝機規(guī)模170萬kW，總裝機容量達到1028萬kW，核準抽水蓄能電站5座，核準總裝機容量650萬kW，截至2022年底，南方區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為890萬kW。

　　(6)西南區(qū)域：2022年無抽水蓄能電站投產(chǎn)，總裝機容量9萬kW，核準抽水蓄能電站3座，核準總裝機容量360萬kW，截至2022年底，西南方區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為620萬kW。

　　(7)西北區(qū)域：截至2022年年底無投產(chǎn)的抽水蓄能機組，核準抽水蓄能電站7座，核準總裝機容量1300萬kW，截至2022年底，西北區(qū)域抽水蓄能電站在建總裝機容量為1780萬kW。

　　根據(jù)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》重點項目清單，列入國家“十四五”重點實施計劃的抽水蓄能電站有177座。據(jù)不完全統(tǒng)計，目前基本確定投資主體的規(guī)劃站點已有124個，其中電網(wǎng)企業(yè)占有56個，其次是三峽集團有21個，華電集團發(fā)起和跟蹤資源15個。目前，資源搶占競爭非常激烈，除五大發(fā)電集團外，其它地方能源企業(yè)如廣州能源、江蘇國信等均在不斷發(fā)力開展抽蓄電站資源開發(fā)的前期工作。

　　目前，抽水蓄能開發(fā)建設(shè)存在著如下問題。

　　(1)單位千瓦投資較之前略有增加。2022年核準抽水蓄能電站工程平均單位干瓦總投資約為6665元,與2021年平均單位造價6507元相比略有增加,較“十三五”期間平均水平6300元上漲約5.8%。抽水蓄能電站一定時期內(nèi)投資水平較為穩(wěn)定。

　　但從長期來看，受站點開發(fā)難度逐步增加和物價上漲因素影響，總體造價水平呈上漲趨勢。

　　(2)抽水蓄能電站工程建設(shè)質(zhì)量安全總體水平有待提升。抽水蓄能電站工程質(zhì)量管理標準化工作、工程建設(shè)質(zhì)量安全管理規(guī)范化水平及工程建設(shè)質(zhì)量安全總體水平需進一步提升，要委托具有資質(zhì)的單位在現(xiàn)場建立土建、金屬、物探試驗室等專業(yè)機構(gòu)，委托監(jiān)造單位對主要設(shè)備進行駐廠監(jiān)造和出廠驗收。

　　(3)電站施工質(zhì)量安全需進一步提升。隨著投資主體多元化，部分民營企業(yè)參與到抽水蓄能行業(yè)的開發(fā)建設(shè)，抽水蓄能電站建設(shè)進入快車道。隨著行業(yè)高速發(fā)展，從事工程質(zhì)量安全管理人員數(shù)量，技術(shù)力量儲備不足，施工技術(shù)管理和作業(yè)人員的技術(shù)培訓(xùn)有待加強，參建人員技術(shù)素質(zhì)，精細化施工工藝有待提高，施工安全風(fēng)險管控需持續(xù)加強。

　　(4)數(shù)智化安全管理體系需逐步完善。隨著抽水蓄能電站數(shù)量及經(jīng)營規(guī)模不斷發(fā)展擴大，安全管理任務(wù)量逐年提升。為做好安全管理工作，抽水蓄能電站在設(shè)計初期需提前謀劃和部署，堅持關(guān)口前移，強化安全意識，以“人防+物防+技防”筑牢電站管理區(qū)安全屏障。

　　為解決管控人力資源不夠、系統(tǒng)防范措施不到位等問題，運用“一網(wǎng)作戰(zhàn)、一員多崗”的管理模式，不斷升級安全管理預(yù)防和感知系統(tǒng)、視頻監(jiān)控系統(tǒng)、門禁系統(tǒng)、人員定位系統(tǒng)等安防系統(tǒng)，為電廠精準分析研判、及時調(diào)整安防決策提供支撐。根據(jù)“高內(nèi)聚、松耦合”的基本原則和高層模塊化設(shè)計觀念，不斷提升安全監(jiān)測系統(tǒng)、消防廣播通信系統(tǒng)、水利(地質(zhì)環(huán)境)智能預(yù)警系統(tǒng)等分系統(tǒng)的可擴展性和可伸縮性，持續(xù)推進“數(shù)智化”轉(zhuǎn)型工，加快建立完善安全管理信息化體系，為抽水蓄能電站的安全生產(chǎn)保駕護航。

　　(5)抽蓄電站設(shè)備國產(chǎn)化替代需進一步加快。抽蓄電站部分設(shè)備國外供應(yīng)商長期壟斷，面臨著最大裝備的“卡脖子”問題，如大型可變速機組成套設(shè)備、電氣開關(guān)設(shè)備核心部件等。

　　主要技術(shù)特征與優(yōu)勢

　　對比分析當前典型的幾種儲能形式技術(shù)特征(見表4)，可以看出，各類儲能形式在裝機規(guī)模、響應(yīng)速度、持續(xù)響應(yīng)時間等典型技術(shù)參數(shù)上存在較大區(qū)別，在電力系統(tǒng)中有著不同的功能和應(yīng)用場景。抽水蓄能單體容量大、持續(xù)響應(yīng)時間長，在新型電力系統(tǒng)的電力電量平衡、穩(wěn)定控制等方面有著其他儲能形態(tài)不可替代的顯著優(yōu)勢。

　　從技術(shù)成熟度看，抽水蓄能技術(shù)已發(fā)展了100多年，技術(shù)相對成熟，我國抽水蓄能電站建設(shè)和裝備制造已處于國際先進水平。河北豐寧抽水蓄能電站總裝機為360萬千瓦，是世界在建裝機容量最大的抽水蓄能電站;我國抽水蓄能最大單機容量已達40萬千瓦，并實現(xiàn)了自主研發(fā)750米水頭段的抽水蓄能轉(zhuǎn)輪技術(shù);目前，電池類儲能技術(shù)還未完全成熟，電池壽命問題、存儲效應(yīng)問題，安全問題等還存在諸多技術(shù)瓶頸;壓縮空氣技術(shù)還在不斷發(fā)展，已投入商運的壓縮空氣儲能主要是補燃式的，而非補燃式的壓縮空氣儲能還未投產(chǎn)。

　　從轉(zhuǎn)換效率看，純抽水蓄能電站抽水和發(fā)電的綜合效率一般在75%左右，最高可以達到80%;混合式抽水蓄能電站通過優(yōu)化水庫運行方式轉(zhuǎn)換效率可達88～95%。電化學(xué)儲能轉(zhuǎn)換效率在70%～90%，與抽水蓄能儲能效率基本相當;而非補燃式空氣壓縮儲能系統(tǒng)最高轉(zhuǎn)換效率為60%左右，且壓縮空氣儲能對場地的要求較嚴格。

　　從投資成本看，抽水蓄能電站投資成本最低，其次是壓縮空氣，電池類儲能投資成本最高(見表5)。目前，國內(nèi)純抽水蓄能電站單位千瓦造價一般為5500元左右;混合式抽水蓄能單位千瓦投資更低，如白山混合式抽水蓄能電站單位千瓦投資僅2700元。壓縮空氣單位千瓦造價為7000元左右，蓄電池更高。

　　從政策優(yōu)勢方面看，近期國家出臺了一些列政策措施，為抽水蓄能發(fā)展創(chuàng)造了有利的條件。2021年4月發(fā)布的《關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》明確了“以競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入輸配電價回收”的抽蓄價格機制;2021年7月發(fā)布的《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》對合理設(shè)定峰谷電價價差和尖峰電價上浮比例提出了明確規(guī)定;《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》明確企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的具體方式，規(guī)范明晰了交易方式和流程;超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照裝機15%的掛鉤比例(時長4h以上)配建、購買調(diào)峰能力。

　　綜上所述，抽水蓄能在各類儲能形態(tài)中是當前技術(shù)最成熟、經(jīng)濟性最優(yōu)且最具大規(guī)模開發(fā)條件的電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)電源。

　　生產(chǎn)運營與調(diào)度模式

　　目前我國抽蓄電站的經(jīng)營模式有獨立經(jīng)營、租賃經(jīng)營以及電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營三種模式。

　　在獨立經(jīng)營模式下，抽蓄電站業(yè)主具有獨立法人資格，電站根據(jù)國家規(guī)定的電價政策，通過向電網(wǎng)提供電力服務(wù)獲取利潤，浙江天荒坪抽蓄電站和溪口抽蓄電站，是我國獨立經(jīng)營抽蓄電站的代表。

　　在租賃制模式下，抽蓄電站的經(jīng)營權(quán)和所有權(quán)分離，電網(wǎng)公司通過支付給抽蓄電站業(yè)主一定的租賃費用，獲得電站的經(jīng)營權(quán)，按系統(tǒng)需要調(diào)用抽蓄電站，從而可以充分發(fā)揮抽蓄電站的調(diào)節(jié)功能，電站業(yè)主擁有所有權(quán)，通過與電網(wǎng)簽訂合約，能獲得穩(wěn)定的租賃費用。

　　電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營模式是抽蓄電站最傳統(tǒng)的一種經(jīng)營模式，采用此模式的抽蓄電站主要包括2種類型：

　　一是電網(wǎng)全權(quán)投資建設(shè)并負責運營的抽蓄電站，如湖北白蓮河抽蓄電站、北京十三陵抽蓄電站，二是原先由發(fā)電企業(yè)投資運營，但因虧損較為嚴重而轉(zhuǎn)手給電網(wǎng)運營的抽蓄電站，如深圳抽蓄電站、湖南黑麋峰抽蓄電站。在該模式下，抽蓄電站的運營權(quán)和所有權(quán)均歸屬電網(wǎng)公司。電網(wǎng)公司以全系統(tǒng)收益最優(yōu)為目標，按需調(diào)用抽蓄機組，有利于抽蓄機組充分發(fā)揮自身的輔助服務(wù)功能。

　　在以新能源為主體的電力系統(tǒng)形態(tài)下，抽水蓄能除了獨立運行外，還有較多的聯(lián)合運行的應(yīng)用場景，可以最大程度發(fā)揮源網(wǎng)荷儲一體化優(yōu)化運行作用。典型的應(yīng)用場景有以下幾類：

　　1.“新能源+抽蓄”模式

　　一是“新能源+抽蓄”一體化模式。新能源發(fā)電機組通過內(nèi)部輸電線路和抽蓄電站相連，作為一體向電網(wǎng)提供發(fā)電出力。

　　二是“新能源+抽蓄”聯(lián)合運營模式。在“聯(lián)合”運行模式下,新能源發(fā)電機組和抽蓄發(fā)電機組組成運行聯(lián)合體。新能源通過公共電網(wǎng)和抽水蓄能電站相連。電網(wǎng)向聯(lián)合體下達發(fā)電出力曲線,聯(lián)合體向新能源和抽蓄電站分別下達發(fā)電出力曲線。

　　2.混合式抽水蓄能模式。

　　常規(guī)水電機組通過內(nèi)部輸電線路和抽水蓄能電站相連，通過統(tǒng)一線路向電網(wǎng)供電。通過優(yōu)化梯級水電站的水庫調(diào)度，增加保證出力和取得峰谷電價差收益。

　　目前，在大力發(fā)展風(fēng)電、光伏清潔能源發(fā)電的大背景下，抽蓄電站作為靈活性調(diào)節(jié)電源，高效的調(diào)度運行方式對解決新能源遠離復(fù)核中心、難以就地消納的問題具有重要的作用。合理的抽水蓄能調(diào)度模式不僅可以最大化抽蓄電站的運行收益和系統(tǒng)效益，有效激勵抽蓄電站在系統(tǒng)中發(fā)揮作用，還可以實現(xiàn)其與火電機組的高效協(xié)調(diào)運行有效促進新能源消納。

　　當前，我國抽水蓄能電站主要由電網(wǎng)投資運營，少部分由電網(wǎng)租賃運營，由電網(wǎng)企業(yè)安排抽發(fā)行為，進行統(tǒng)一調(diào)度。優(yōu)化調(diào)度目標為整個電力系統(tǒng)綜合效益最大或整個電力系統(tǒng)總運行成本最小。系統(tǒng)負荷特性和電源構(gòu)成對優(yōu)化調(diào)度有較大影響，一方面需要考慮系統(tǒng)運行費用、啟停損失等成本最小，另一方面要結(jié)合電力供需保證清潔能源發(fā)電量最大，并考慮系統(tǒng)安全、平穩(wěn)運行。

　　由于調(diào)度模式取決于市場機制的成熟度，隨著電力市場的逐步成熟，抽水蓄能電站將更多以獨立主體參與電力市場競爭獲得相應(yīng)收入，在較為完善的電力市場機制下，抽水蓄能可采用全調(diào)度或半調(diào)度模式實現(xiàn)較高的運行和系統(tǒng)效益。

　　日前能量市場與日前輔助服務(wù)市場的出清一般有依次出清和聯(lián)合出清兩種方式。依次出清容易操作，但存在網(wǎng)絡(luò)堵塞問題，難以實現(xiàn)全局優(yōu)化資源配置。聯(lián)合出清交易難度較大，但可以克服依次出清的弊端。

　　抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展建議

　　1.因地制宜，加快開展抽水蓄能規(guī)劃建設(shè)。加快抽蓄資源儲備和規(guī)劃發(fā)展工作，開展集團公司抽水蓄能資源分布和路徑規(guī)劃研究。按照配套新能源電源基地、技術(shù)指標優(yōu)越等原則，在華東沿海、三北地區(qū)、西南清潔能源基地以及地理條件優(yōu)越區(qū)，分類推進抽水蓄能電站建設(shè)。

　　2.加強抽水蓄能項目管理。目前，抽水蓄能項目主要由省級能源主管部分管理。隨著抽水蓄能項目的增多，各省將面臨較大的抽水蓄能項目管理壓力，須出臺包括抽水蓄能規(guī)劃、前期工作、核準、開工、驗收、改造退役、電網(wǎng)接入、電價形成、運營管理等項目全生命周期的管理制度，以指導(dǎo)抽水蓄能又好又快高質(zhì)量發(fā)展。

　　3.積極探索梯級電站抽水蓄能發(fā)展新方式。發(fā)揮集團存量水電優(yōu)勢，探索推進水電梯級融合改造，在新能源規(guī)?；l(fā)展基地，示范開展“新能源+抽蓄”、源網(wǎng)荷儲一體化等新開發(fā)方式，積極構(gòu)建綜合能源模式。

　　4.提前謀劃抽蓄電站的生產(chǎn)管控模式。結(jié)合在建和投運抽蓄電站，研究集中聯(lián)合調(diào)度運行、智能診斷運維、多能互補優(yōu)化調(diào)度等抽蓄的生產(chǎn)管理創(chuàng)新模式。

　　5.加緊推進可變速抽蓄裝備技術(shù)攻關(guān)與示范應(yīng)用。隨著電網(wǎng)對抽蓄機組調(diào)節(jié)作用的需求越來越強，可變速抽水蓄能項目建設(shè)即將進入新階段，應(yīng)加強與國內(nèi)廠家、高校研發(fā)合作，有必要依托首臺套示范工程加緊推進研究與試驗驗證，促進關(guān)鍵核心設(shè)備國產(chǎn)化，降低設(shè)備成本。

　　6.抓緊建立具有指導(dǎo)意義的抽蓄電站數(shù)字化智能化工作清單和項目清單。梳理抽水蓄能電站各階段的工程數(shù)字化智能化應(yīng)用場景和業(yè)務(wù)需求，對接已有實踐積累和技術(shù)進展，形成具有指導(dǎo)意義的工作清單和項目清單，針對抽水蓄能工程項目的特點，開展工程全生命周期信息化數(shù)字化總體規(guī)劃、建設(shè)期智能化建造總體規(guī)劃和運行期智慧化運營初步規(guī)劃的編制與實施，加快完善能源產(chǎn)業(yè)鏈數(shù)字化相關(guān)技術(shù)標準體系，推進能源各領(lǐng)域數(shù)字孿生、建設(shè)運行智能化等技術(shù)標準制修訂。

　　同時，推進打造多項目協(xié)同、智慧工程、數(shù)字孿生及數(shù)字移交、工程智慧中心、仿真培訓(xùn)中心等信息化數(shù)字化建設(shè)工作，持續(xù)推動建設(shè)期智能建造專項技術(shù)和運行期智慧運營專項技術(shù)試點應(yīng)用，全方位服務(wù)抽蓄工程建設(shè)和運行全過程的降本增效、保質(zhì)增值。

　　來源：能源新媒

　　文/孟鵬 王淵博 劉陽 作者供職于華電電力科學(xué)研究院有限公司