可担当“蓄电池”功能的抽水蓄能电站

巨大的“蓄电池”：抽水蓄能电站

世界第一座抽水蓄能电站是瑞士于1879年建成的勒顿抽水蓄能电站，至今已有130多年的历史。20世纪60年代以后，抽水蓄能电站在世界上得到迅速发展，也就是说从第一座抽水蓄能电站建成到迅速发展，中间相隔了近80年。中国抽水蓄能电站建设起步较晚，20世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，1968年和1973年先后在中国华北地区建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站。目前，经过几代人的不懈努力，我国已在抽水蓄能机组制造、设计、施工、运行、管理机制等多方面积累了丰富的经验，取得了巨大的成就。

抽水蓄能电站有上、下两个水库，它利用电网中过剩的电力驱动水泵从下水库把水抽到上水库储存起来，然后在电网供电不足时将储存的水放出来发电，水又流入下水库。抽水蓄能电站主要有两个作用，一是日调峰作用，即在一天之内，白天和前半夜的电力需求较大（称为高峰），下半夜的电力需求大幅度地减少（称为低谷），低谷用电量有时只有高峰的一半甚至更少，抽水蓄能电站在用电低谷时用电网的电抽水，高峰时用水发电再供应电网。二是年调节作用，即在丰水季节电能过剩时用电把水抽到上水库，到枯水季节时再放水发电，供应电网。因此，抽水蓄能电站是间接储存电能的一种方式，就像一个巨大的“蓄电池”，既能发电调峰，又能抽水填谷，从而减少和避免能源的浪费，提高了供电系统中火电站和核电站的效率。

2013年6月，《国家能源局关于加强抽水蓄能电站运行管理工作的通知》（国能新能【2013】243号文）对新形势下我国抽水蓄能电站效益的发挥提出了更高要求。但是，目前我国抽水蓄能电站的建设还没步入“大跃进”、“跑马圈地”的发展模式。业内人士普遍认为，若要大力发展清洁可再生能源，则应当加快推进抽水蓄能电站的发展。

储能战略：呼唤成熟实用的大规模储能方式

中国科学院工程热物理研究所所长助理、鄂尔多斯大规模储能技术研究所所长谭春青认为：到2020年，我国整个储能产业的市场规模至少达到6000亿元，乐观的话甚至有可能到20000亿元。预计未来我国对储能产业的支持力度会不断加大。

抽水蓄能电站兼有发电与储能的特性。20世纪50年代，西欧各国领导着世界抽水蓄能电站建设的潮流，西欧抽水蓄能电站装机容量占世界抽水蓄能电站总装机容量的35%～40%。到20世纪60年代后期，美国抽水蓄能电站装机容量跃居世界第一。进入20世纪90年代后，日本后来居上，超过美国成为抽水蓄能电站装机规模最大的国家，保持至今。

截至2012年年底，我国共有抽水蓄能电站34座。其中，投运26座，容量为2064.5万千瓦，在建8座，在建容量为894万千瓦，总装机容量达2958.5万千瓦，约占全国总装机容量的1.7%。

抽水蓄能在电力系统中的合理规模与电力系统的电源结构、网架结构、负荷特性等多种因素有关。2009年，英国、美国、日本等国在燃气机组占本国装机比重较大的情况下，抽水蓄能装机仍分别达到了本国装机比重的3.55%、2.22%和10.7%。世界发达国家的抽水蓄能装机容量占系统总装机的比重在3%～10%之间。与世界发达国家相比，我国抽水蓄能装机明显不足，远不能满足我国经济社会快速发展和以煤为主的电力系统安全稳定经济运行的需要，不能满足电力系统节能减排、清洁能源大规模远距离输送、分布式发电大规模接入，以及智能化电网建设的需要。

与常规发电方式相比，抽水蓄能不能利用一次能源发电，不能增加电力系统的电能供给，但具有其他发电方式没有的储能功能。在所有发电方式中，只有常规水电与单循环燃气轮机的调峰速度能与抽水蓄能相比，但受资源条件限制，常规水电资源已经开发殆尽；单循环燃气轮机燃气价格较高，调峰成本较大，且受通流部分温度变化影响，不可能像抽水蓄能这样频繁启停调峰。比如蒲石河抽水蓄能电站，2013年上半年机组启动1900台次，发电运行1080台次，抽水运行786台次，抽水调相运行175台次。抽水蓄能的最大调峰能力大，启动升负荷速度最快，是唯一具有填谷功能的电源，抽水蓄能是各种电源中运行方式最灵活的发电方式。目前，大规模的储能装置除抽水蓄能外，仅有压缩空气储能、部分化学电池储能装置等。大规模压缩空气储能，对地下洞室的地质条件、严密性等要求比较苛刻，同时需要燃气轮机配合运行，在国外处于示范运行阶段，在我国尚没有应用实例。化学储能存在深度充放电时间长、效率衰减快和投资大、运行环境要求较高、废旧电池电解液对环境污染大等问题。各化学储能电池的单位千瓦造价：液流电池2.5万元/千瓦，钠硫电池2.8万元/千瓦，锂电池1.0万元/千瓦。

与这些储能装置相比，抽水蓄能电站投资较少，单位千瓦造价为3000～5000元；使用寿命长，机组使用寿命为25年，水工建筑物使用寿命达百年以上；能量转换效率稳定，不存在衰减问题，对环境影响小。因此，抽水蓄能是目前电力系统中最成熟、最实用的大规模储能方式。

抽水蓄能电站调峰填谷具有明显的节煤作用，一是减少了火电机组参与调峰启停次数，提高火电机组负荷率并在高效区运行，降低机组的燃料消耗。二是在经济调度情况下，低谷电由系统中煤耗最低的基荷机组发出，而高峰电由系统中煤耗最高的调峰机组发出。抽水蓄能电站用高效、低煤耗机组发出的电，来替代低效、高煤耗机组发出的电，从而实现电力系统有效节能减排。

我国电力系统装机以煤电为主。煤电机组的调峰幅度相对较小、调峰能力相对较差，虽能满足系统正常运行要求，但远不能保障电力系统事故情况下的快速调节要求。抽水蓄能电站具有适应负荷快速变化的特性，从抽水工况到满负荷运行一般只有2～3分钟，可以快速大范围调节出力。

抽水蓄能电站对于提高电力系统安全稳定运行水平，保证供电质量具有重要作用。一是抽水蓄能电站启停灵活、反应快速，具有在电力系统中担任紧急事故备用和黑启动等任务的良好动态性能，可有效提高电力系统安全稳定运行水平；二是抽水蓄能电站跟踪负荷迅速，能适应负荷的急剧变化，是电力系统中灵活可靠的调节频率和稳定电压的电源，可有效地保证和提高电网运行频率、电压稳定性，更好地满足广大用电客户对供电质量和可靠性的要求；三是抽水蓄能电站利用其调峰填谷性能可以降低系统峰谷差，提高电网运行的平稳性，有效减少电网拉闸限电次数，减少对企业和居民等客户生产和生活的影响。

同时，抽水蓄能电站可以配合风电等可再生能源大规模发展，提高电力系统对风电等可再生能源的消纳能力。我国新能源资源需求在地理分布上存在巨大差异，风电、光伏发电等新能源电源远离负荷中心，必须远距离大容量输送。风电受当地风力变化影响，发电不稳定，对系统冲击较大。

在电力系统建设适当规模的抽水蓄能电站，可以充分发挥抽水蓄能与风电运行的互补性，利用抽水蓄能电站既可以平衡风电、太阳能发电出力，减小其随机性、波动性，提高输电线路的经济性，又可以平衡风电发电量的不均衡性、参加电网运行调频，减少风电对电网的冲击，解决当前风电开发送出困难的问题。

此外，抽水蓄能电站还可以配合核电大规模发展，减少系统调峰调频压力。核电适宜长期稳定带基荷运行，大规模发展核电将给以煤电为主的电力系统调峰带来极大压力。建设适当规模的抽水蓄能电站与核电配合运行，可解决核电在基荷运行时的调峰问题，提高核电站的运行效益和安全性。广州抽水蓄能电站对大亚湾核电站的调节就是当前我国抽水蓄能与核电配合运行的成功范例。

抽水蓄能还是提高电网智能化水平，应对大用户直购和分布式发电接入，保障大电网安全的重要手段。国家取消大用户直购试点审批后，直购电试点规模和范围有可能扩大，将对电网的管理模式、运行模式、技术支持系统等提出较高要求。分布式发电的发展，使低压电网从无源变为有源，电网的运行情况更加复杂，对电网的智能化水平、安全稳定性等要求进一步提高。

在电网的发、供、用的各个环节，优化配置适当规模的抽水蓄能电站，可以充分发挥抽水蓄能电站独有的快速反应特性，有效防范电网发生故障的风险。抽水蓄能是实现高度智能化电网调度的可靠保证，是坚强智能电网建设的重要有机组成部分。坚强智能电网建设，迫切需要在不同电压等级、不同电网结构、发输配用的各个环节配置不同调节性能、不同规模大小的抽水蓄能电站，以满足电力系统新的需要。

前瞻：我国抽水蓄能电站的发展方向

受认识水平的影响，我国抽水蓄能电站发展存在着一些体制、机制方面的问题。进入21世纪以来，尤其是2009年国家能源局抽水蓄能电站工作座谈会后，各方对抽水蓄能的认识逐步统一，全国范围开展了抽水蓄能电站选点规划和布局优化研究、专业人才培养等工作，为我国抽水蓄能电站发展打下了坚实基础。未来，我国抽水蓄能电站的发展将体现在以下几个方面。

一是对抽水蓄能电站在节能减排、智能电网建设、电源结构调整中作用的认识进一步统一。随着我国节能减排要求的不断提高，人们对抽水蓄能电站在节能减排和电网智能化发展中重要作用的认识将获得广泛的、高度的统一，抽水蓄能电站是我国当前实现电力系统节能减排和清洁化、智能化发展的必然选择。

二是根据各区域、各省份电力系统的特点，确定功能定位，积极引导各抽水蓄能电站效益发挥。由于电力系统的差异性，不同省份的抽水蓄能电站发挥的功能作用不同，因此应结合各地电力系统特点、运行特性，综合考虑抽水蓄能电站在相应电力系统中的功能定位，积极引导抽水蓄能电站综合效益的发挥。

三是国家对抽水蓄能的政策环境不断完善，引导抽水蓄能电站投资。我国电源结构以煤电为主，煤电调峰不能满足风电和核电大规模发展的需要，抽水蓄能电站在解决影响风电大规模发展的消纳问题、核电大规模并网带来的调峰压力，提高智能电网运行的灵活性和安全性方面具有重要作用，国家很可能完善相关政策，提高抽水蓄能投资回报率。

四是抽水蓄能电站按容量与定位在不同电压等级电网中优化配置，与其他储能装置和谐发展。考虑我国风电、光伏发电和核电的大规模发展，未来我国抽水蓄能电站在电力系统中所占的比重将逐步提高，合理规模应达到总装机的5%。2020年，预计我国抽水蓄能的合理规模应达到8000万千瓦；2030年，预计的合理规模为1.2亿～1.4亿千瓦。

五是抽水蓄能集团化运作、集约化发展、专业化管理的模式将进一步加强。抽水蓄能与一般发电方式不同，它是电力系统的一种调节工具，其装机规模、布局优化，以及作用发挥与电力系统的电源结构、负荷特性、网架结构等密切相关。抽水蓄能的开发规划必须从电力系统的整体需求出发进行周密的研究，盲目的竞争不利于其作用的发挥和行业发展。