中国储能网讯：2023年7月11日，中央全面深化改革委员会审议通过了《深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》。该指导意见强调了深化电力体制改革，加快构建“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的新型电力系统，以更好地推动能源生产和消费革命，保障国家能源安全。为了实现这一目标，在加强能源电力体制改革过程中，要坚持守正创新、先立后破的原则，在关注安全充裕、保供应、保民生、保稳定的前提下，加快发展清洁能源。

抽水蓄能的重要作用及当前存在的问题

  新型电力系统构建对储能要求的思考

  我国电力转型的目标是到2060年实现60亿千瓦（10万亿千瓦时）甚至更大规模的风光发电，并解决这一体量的风光分布、消纳及开发速度的问题。

  电力系统面临持续增大的压力，需要规模储能与灵活调节来应对源荷平衡。

  规模储能主要包括季节性储能、应对异常天气的基荷储能、应急电力保供电源、大容量移动能源、规模化大功率电网调峰、备用长时储能等。灵活调节则包括电源侧（煤电、气电、水电、飞轮等）、电网侧（灵活控制技术、超级电容、互联互济等）、用户侧（需求侧响应）和 储能仓库（充电宝、新型储能、移动能源）。

  在未来一段时间，电力行业将重点探讨适用于新型电力系统的长周期储能方式。以新型储能中的锂离子电池为例，储能时长1～2小时，投资成本约1500元/千瓦时。目前，储能存在的问题是利用率极低，等效利用系数低于用户储能和电网储能，配储规模和型式未加充分论证，缺乏科学性，建设成本高、运行效率低、维护难度大，投资回报没有保障，资源浪费严重。因此，具备大容量储能条件与灵活调节功能的储能手段是现阶段我国新型电力系统的最佳选择，首选调节性能好的包括抽水蓄能电站在内的大型水库电站，其次是新型储能中的压缩空气储能。

  抽水蓄能当前的开发现状及问题

  根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》，到2025年，全国抽蓄投产规模达到6200万千瓦，到2030年，全国抽蓄投产规模达到12000万千瓦。在此背景下，政府鼓励多元化投资和市场化开发方式，引入更多投资主体和社会资本参与抽水蓄能建设，目前，抽水蓄能领域投资热情空前高涨。与此同时，当前抽水蓄能电站综合开发也面临着一些问题。

  首先，部分地区对储能和抽水蓄能的功能定位认知不足。地方政府认为，抽水蓄能项目是高回报项目（抽水蓄能项目是保证电力系统稳定的基础能源项目，对能源系统的支撑意义大于投资意义），在确定投资主体时提出产业导入、代建基础设施项目等诸多附加条件或额外诉求，影响项目经济可开发性和未来市场竞争力，甚至造成项目投产后收益不佳，不可持续。

  其次，加快建设进度和保证工程质量之间的矛盾逐渐显现。抽水蓄能电站投资巨大，工程建设难度较大，合理的工作周期、合乎规范的勘测设计深度对于保障抽水蓄能建设质量和安全运行具有十分重要的意义。然而为加快推进新能源发展和保增长大局，各级政府都希望加快建设抽水蓄能电站，早见效益，提出了要在最短时间完成前期工作的不客观想法。

  第三，抽水蓄能项目加快落地预计造成设备供应短缺。经初步统计，目前全国有近2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期工作，预计2027年前后，抽水蓄能机组装备制造将迎来高峰。目前，国内抽水蓄能电站的装备制造企业主要包括东方电气、哈尔滨电机等企业，当前抽水蓄能机组的年生产能力约1000～1500万千瓦，预计“十五五”后期年均产能可以达到2400～2800万千瓦，距离高峰期实际需要仍有较大的差距，大型抽蓄水轮机现有产能远不能满足发展需求，建设规模快速提升期间，核心设备也将会出现缺口。

关于储能与抽水蓄能技术创新的相关思考

  储能站点选择及优化配置

  储能站点选择和容量配置需综合考量区域资源、系统需求、站点条件、制约因素等。电网配储和用户储能效益最大，首选电力负荷中心，其次是新能源基地。尽量将储能站点靠近负荷中心、枢纽变电站、大型火电厂、核电站及西电东送落点附近，这样可以使电力用户的储能效益明显。例如，配置“核电+抽水蓄能”的模式可以保障核电的安全运行；配置“新能源+抽水蓄能”的模式可以实现能量时移、平滑出力、调剂余缺，解决运行中可能出现的供需错位和电力输出不稳定等问题。

  加强长时储能方式的研究和开发

  目前，适用于新型电力系统的长周期储能方式主要有：具有周调节能力、季调节能力和年调节能力的抽水蓄能电站，以及大容量多库式联合运行的抽水蓄能电站。此外，还有跨流域引水的多库式抽水蓄能（例如南水北调西线）。据计算，具有季度、年度或多年调节性能的水库电站具有巨大的储能容量。例如，金沙江龙盘水电站，正常蓄水位2012米，调蓄库容284亿立方米，库容系数0.64，可多年调节；龙盘以下至葛洲坝，水头达1700米，蓄能量约1000亿千瓦时；黄河龙羊峡水电站，正常蓄水位2600米，总库容247亿立方米，调蓄库容193.5亿立方米，库容系数大于1.0，可多年调节；龙羊峡以下至小浪底，水头达1100米，蓄能量约500亿千瓦时。梯级水电站具有巨大的储能潜力，新型电力系统需要进一步挖掘其价值，充分发挥其储能和调节作用。

  着力扩展抽水蓄能配置模式

  目前在电力系统各类型储能设施中，抽水蓄能占据着绝对优势和压倒性份额。在未来，抽水蓄能的设计和建设需要为电力系统的数字化、智能化运行调度提供基本条件。通过数字化设计、智能建造和信息系统构建，可以实现全环节物理-信息-控制维度的连接。因此，抽水蓄能需要创新性地扩展其配置模式。

  一是深化“水电+抽水蓄能”配置模式。在新型电力系统中，水电作为保障系统稳定运行的骨干电源，能够发挥更大的作用，可以依托流域水电基础建设，加快剩余水电资源的综合开发。根据流域水风光一体化开发规划，适时启动已建水电工程的扩机改造，借助梯级水库群高坝大库规划建设储能工厂，深度挖掘水电资源潜力。此外，依托水网工程，包括中小水库建设抽水蓄能，有利于水利与电力的融合发展。通过流域清洁能源基地（水风光储一体化），以西南、西北水电基地为基础，可形成10亿千瓦的可再生能源，新增装机容量8.5亿千瓦，新能源规模超过6亿千瓦。

  二是布局“新能源+特高压输电通道+抽水蓄能”的配置模式。这种模式可以实现新能源基地的一体化送出：一体化资源配置、一体化开发建设、一体化运行调度、一体化市场规则、一体化安全保障。目前，正在加快攻关的变速抽水蓄能机组技术，通过改变转速，可使水泵水轮机能够适应更宽的水头/扬程变幅和正常运行范围，增加抽水蓄能水库的调节库容，提高可利用小时数和蓄能电量，有望实现装备制造的重大突破。

  三是加快布局“核电+抽水蓄能”的配置模式。核电是可大规模替代常规能源的现代能源，既清洁又经济，在未来30年将有较大幅度的增长。根据预测，到2050年，核电装机规模将超过3.0亿千瓦，发电量将达到2.0万亿千瓦时。核电的利用小时数很高（7600小时），基本处于基荷运行。抽水蓄能配合核电运行，可提升核电的运行稳定性，增加利用小时数，减少核电的弃电量。

  综上所述，在构建我国新型电力系统的伟大进程中，为促进新能源的大规模开发并网消纳，保障电力系统的安全稳定运行，未来20年甚至更长时期都将是储能与抽水蓄能开发建设的黄金时期。这个领域的前景广阔，有着巨大的潜力。