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抽水蓄能的基本介绍

抽水蓄能电站是世界上应用最广泛的储能方案。广义上讲，储能可分为三类：电储能、热储能和氢储能，其中电储能是目前最重要的储能形式。电储能按储存原理不同可分为电化学储能和机械储能。

1）电化学储能应包括锂离子电池、铅酸电池和钠硫电池。
2）机械储能主要包括抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能。

据统计，截至2020年底，全球在运储能项目累计装机容量为191.1GW，其中抽水蓄能电站累计装机容量达到172.5GW，占比超过90%，其次是电化学储能，占比约7.5%。

 

基本原理

抽水蓄能电站的基本原理是重力势能和电能的相互转换，主要由两个不同海拔的水库、水泵、水轮机和配套的输水系统组成。

当电力需求较少，电力过剩时，利用电力将低海拔水库的水抽到高海拔水库，将多余的电力暂时转化为势能进行储存。

当电力需求量大，电能不足时，高海拔水库的水被释放，回到低海拔水库，推动涡轮机发电，将势能转化为电能。

 

 

抽水蓄能电站可分为纯抽水蓄能电站和混合抽水蓄能电站。其主要区别在于是否有天然径流流入以及是否可以利用天然径流发电。

纯抽水蓄能没有或只有少量的自然径流，其运行主要是通过上、下水库的水循环。为了抵消蒸发和渗漏的损失，需要补充少量的水；

混合式抽水蓄能电站的上层水库有自然径流，不仅可以利用河流径流进行常规发电，还可以满足调峰、调频、调相的需要。

混合式抽水蓄能电站相当于在常规水电站的基础上增加了一台可逆式机组和一台抽水泵，使产生的电能得以储存并转化为势能。

常规水电站可以通过重建和抽水蓄能电站来发展。通常有三种重建方式：结合上层存储、水泵扩容和综合重建。

 

储能方案的比较

根据应用场景，储能方案可分为三类：电网侧、电源侧和用户侧。在不同的应用场景中，储能发挥着不同的功能：

1）发电侧：主要解决功率偏差和输出波动等问题。常见的解决方案包括火电灵活性改造、风电与储能一体化等；

2）电网侧： 主要价值体现在缓解电力缺口，参与电网调峰、调频，提高电网可靠性。抽水蓄能是电网侧储能的主要解决方案；

3）用户侧： 在用户侧，储能是实现分时电价管理的主要手段，也可用于容量管理和电能质量调节。可能的解决方案包括电化学储能、储能参与需求侧响应调节（虚拟电厂）1）等。

 

抽水蓄能电站的优劣势分析

机械储能是目前最成熟的储能技术，而抽水蓄能电站是成熟应用的典范，占全球并网储能装置的90%以上。

电化学储能潜力巨大，近年来随着技术的快速进步，已经从开发和示范阶段逐步进入产业化阶段。超导储能和超级电容储能等直接储能形式处于较早阶段，仍在研究和试点中。

 

抽水蓄能电站除了技术成熟可靠外，还具有容量大、经济性好、运行灵活等显著优势。抽水蓄能电站的单机容量大，一般规模在几万千瓦到几十万千瓦之间。

目前，河北丰宁抽水蓄能电站的装机容量和储能容量已达360万千瓦，总装机容量为360万千瓦，满负荷利用小时为10.8小时，可提供相当于三峡水电站三分之一的最大调节量。

此外，由于水的蒸发和渗透损失相对较小，抽水蓄能电站系统的储能期很大，从几小时到十几年不等。 水平。

作为机械储能，抽水蓄能电站的运行效率稳定在较高水平，不会因为长期使用造成的能量衰减等问题而困扰。它的使用寿命长，没有污染。抽水蓄能电站技术成熟，循环次数多，使用寿命长，损耗低，在每千瓦时电价方面有很大优势。

抽水蓄能电站的主要缺点是对地理条件要求较高，建设周期长。抽水蓄能电站的上下水库之间需要有足够的高度差来提供大量的潜在能量，目前的平均高度差在200至600米之间；

此外，还需要更大的面积来建造足够大的水库。中小型抽水蓄能电站的总储量不足1亿立方米，而世界上最大的丰宁抽水蓄能电站一期工程的储量超过1.1亿立方米。

由于高差较大的地区一般以山地和森林为主，抽水蓄能电站的建设在一定程度上是困难的。从规划到完工的时间很长（一般在6年以上）。选址一般比较偏远，与负荷中心有一定距离。

 

量化比较抽水蓄能电站的成本优势

抽水蓄能电站比其他储能方案更经济。作为电力系统的重要组成部分，除了安全和效率外，储能的经济效益是其选择和应用的一个极其重要的考虑因素。

基于对各种储能电站的投资成本、发电效率、维护成本等一系列假设，抽水蓄能电站的每千瓦时成本最低。

结合实际应用，适当调整计算参数后，抽水蓄能的千瓦时成本可降至0.3元/千瓦时左右，明显低于压缩空气储能和电化学储能等其他方案。

评价储能是否经济的重要标准之一是峰谷价差。根据北辰储能网的数据，2021年，全国大部分省市一般工商业的峰谷差价将超过0.3元/千瓦时，约一半地区将超过0.5元。/千瓦时。

而峰谷价差大的地区主要集中在北京、广东、长三角等经济发达地区。抽水蓄能电站应用的经济性可以得到更好的体现，目前电化学储能的成本仍在0.5元/千瓦时以上。

需要指出的是，由于压缩空气和电化学储能等新型储能方案的快速迭代，以及产业的逐步成熟，其成本下降曲线明显比抽水蓄能陡峭。

抽水蓄能电站良好的经济效益主要来自于其较长的使用寿命、适中的运行和维护成本、相对较低的投资成本和较高的转换效率。

在其千瓦时成本结构中，占比最高的两个部分是初始投资成本和充电成本。初始投资成本很难降低。因此，提高抽水蓄能的使用效率和降低充电成本是抽水蓄能电站降低成本的主要方法。

随着技术的不断进步，电化学储能在初始投资成本和循环时间方面有很大的改进空间。

但是，考虑到储能需求的巨大规模和紧迫性，我们认为，无论是短期还是中长期，抽水蓄能电站都将在储能系统中发挥重要作用。

 

 

双碳时代开始

需求不足和成本减轻是过去影响抽水蓄能发展的因素
抽水蓄能是世界上最早的储能方式之一，各国的发展都是由需求推动的。

早在20世纪50年代，抽水蓄能电站的发展就已经开始，但由于技术不成熟，需求不足，年均新增装机容量只有200MW左右。

20世纪60年代，美国、欧洲和日本等发达国家的经济出现了快速增长。常规水电站建设相对充裕后，对系统调峰和备用电源的需求逐渐增加，抽水蓄能电站的作用开始显现，开始蓬勃发展。

十年间，世界总装机容量从3500MW增加到16010MW。此后，20世纪70年代的两次石油危机导致燃油电厂比例下降，核电站建设加速，常规水电比例下降，进而导致电网避峰能力不足，抽水蓄能电站的需求迅速增加。

进入21世纪后，西方国家对抽水蓄能电站的需求逐渐放缓，而中国、韩国、印度等亚洲国家的抽水蓄能电站开始快速发展。2017年，中国首次超过日本，成为世界上拥有最大抽水蓄能电站的国家。

 

 

中国的抽水蓄能电站起步较晚，需求和电价机制是制约抽水蓄能发展的主要因素。

20世纪70年代以前，中国的抽水蓄能一直处于探索和试验阶段。

20世纪80年代以后，经济的快速发展带来了电力需求的增加，而核电站的大规模建设又导致了电力供给侧调节能力不足的问题。技术不成熟，机组的设计和制造严重依赖进口。

2000年以后，电力负荷快速增长，调峰需求增加，抽水蓄能的建设也加快了。从2000年到2010年，全国共有8990MW的新抽水蓄能电站投入运行。它也逐渐成熟起来。目前，我国抽水蓄能电站的设计、建设和配套设备制造已达到世界先进水平。

但是，从总量上看，到2020年，我国抽水蓄能电站的装机容量仅占电源总装机容量的1.4%，与欧洲、日本等发达国家4%-8%的水平还有较大差距。

 

主要原因有两个：

1）需求不足。过去，大部分的电力贡献来自于火力发电。虽然用电量持续增加，但火电供应稳定，水电本身也有调峰和调频的功能。电网对储能的需求不是很迫切；

2）由于电价机制的问题，抽水蓄能电站的成本一直无法顺利传导，电网投资意愿不强。另外，抽水蓄能电站的利润和电网的运营利润是捆绑计算的，导致社会资本的参与度不高。

 

抽水蓄能的需求进一步扩大

1. 能源结构转型促进储能需求增长

全国火电装机容量比重持续下降，但发电依存度仍然较高。

自 “十三五 “以来，全国火电装机比重逐年下降，2021年累计装机比重已降至55%以下，但发电量对火电的依赖度仍然很高。

2021年，其发电量将占67.4%，而水电、风能和太阳能发电以及核电仅占16%、12%和5%。除了水电之外，几乎所有其他新能源都存在发电量不稳定的问题。随着未来新能源动力比例的进一步提高，电网将面临更大的挑战。

 

 

参照相关文章，以1月7日的寒潮天气为例，根据不同电源的输出，估计极端天气下全国的电力供应和电力需求只能勉强平衡。如果考虑到各省的实际输电和配电情况，电力情况可能会更加紧张。

 

2. 抽水蓄能的中长期规划已经出台

2021年9月17日，国家能源局计划提出，2025年和2030年，全国抽水蓄能和生产规模将分别达到62GW和120GW，即第十四和十五个五年期翻一番。

同时，规划还强调要加强项目布局和储备。中长期规划中的重点实施项目和储备项目的规模分别为421GW和305GW。总规模远大于2030年规划，项目储备充足。

预计未来三年的总投资将接近1700亿元。根据国家能源局的数据，截至2021年，全国投运的抽水蓄能电站规模将达到36GW。

按照2025年和2030年62GW和120GW的累计目标，预计 “十四五 “期间年均新增运行规模分别为6.5GW和11.6GW。假设每瓦投资为6元，年均投资额分别为390亿和696亿。

然而，这种计算方法忽略了抽水蓄能电站的长期动态变化。例如，”十五 “期间投产的项目大多在 “十四 “期间已经开工建设，形成了投资。此外，每年都可能有新项目开工。(至少在运行前6年)，这些因素都没有考虑到。

这里我们采用另一种计算方法：假设抽水蓄能电站的平均建设周期为7年，同时假设每年完成进度为平均水平，每瓦投资仍按6元计算，则当年投资完成额约等于（当年投资约等于 按照这种方法，预计2022-2024年完成投资分别为521亿元、565亿元和609亿元，共计1695亿元。

 

 

我们认为，该计划只是为了保证最低需求，实际进展可能比预期的要好。

1）巨大的储能需求： 国家电网公司总工程师陈国平认为，”为了实现2030年中国12亿千瓦的新能源装机容量，至少要配套2亿千瓦的储能”；

2）两个电网的规划高于整个国家的规划： 根据国家电网和南方电网各自的中长期规划，预计 “十四五 “期间新投运的规模将分别达到33GW和65GW，也是很高的。在国家规划中，并没有考虑到各发电集团和地方国有资产的规划；

3）建设成本可能逐渐增加：抽水蓄能电站的建设成本会因不同的地理条件而有很大差异。一般来说，适合建设的地区会较早开工，如 “十一五”、”十二五 “期间投入使用的抽水蓄能电站。

平均成本多为3~5元/瓦，目前在建的抽水蓄能电站的平均成本已超过6元。此外，人工成本也在上升。预计未来的建设成本将逐渐增加。

 

抽水蓄能电站正迈向高质量发展的新阶段

中国的抽水蓄能电力定价机制发生了很多变化，成本的减轻是近年来影响投资者热情的主要因素。

 

第一阶段

2008年以前，以租赁制为主

租赁制是指电网根据补偿固定成本和合理收益的原则，每年确定固定的租赁费用，不单独确定电价。

租赁支付制度结算方便，权责明确。电网运营商获得电站的全部使用权，可以根据自己的需要灵活调度，而电站业主则获得稳定的收益，适合抽水蓄能电站建设的初期阶段，易于操作。

但是，这种模式的弊端也非常明显。由于年租金是按照 “成本+预期收入 “的方法事先确定的，抽水蓄能资源的利用情况与收入没有直接联系，成本不能反映抽水蓄能电站的成本。 真实价值。抽水蓄能电站的积极性不高，不能充分发挥其调峰、调频的作用。

同时，虽然有租赁费用分摊方案，即电网承担50%，发电企业和用户各承担25%，但实际运行中并未完全落实。抽水蓄能电站最终是亏本出售的。

 

 

第二阶段

2008-2014年，”租赁费 “转为单一容量的电费

租赁模式是一种市场行为，理论上不应该采用政府核价的管理方式。2008年，国家发改委出台了关于抽水蓄能电站的相关文件，其中明确指出：

桐柏等抽水蓄能电站的 “租赁费 “统一改为 “容量电费”，原核定标准不变。此后，抽水蓄能的电价基本按单机容量电价执行。

 

第三阶段

2014年后，提出两部制电价

为了解决上述两种电价机制中收益不与电站使用情况挂钩造成的电站对电网贡献率极低的问题，2014年，国家发改委发文指出：”在电力市场形成之前，实行两部制电价。

抽水蓄能的电费和损耗纳入当地省级电网运行成本统一核算，并通过销售电价传导至终端用户”，即抽水蓄能成本可由终端用户承担。

两部分电价，包括容量电价和电量电价，容量电价主要反映抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用、黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价收回运行成本。 其他成本，获得合理收益，与实际用电量无关；

电价主要反映抽水蓄能电站提供的调峰服务价值，弥补抽水蓄能电站通过电价回收抽水发电的运行成本。

抽水电价是燃煤机组基准上网电价的75%。但是，由于抽水蓄能的效率约为75%，也就是通常所说的 “抽四发三”，因此从电价中获得的收益非常有限。

但由于当时抽水蓄能电站对电网的影响有限，抽水蓄能电站参与电力辅助服务仍处于探索期，抽水蓄能电站的经济效益不能充分体现。

同时，受限于产权分布等问题，目前全国还没有统一的定价机制，两部制电价的实施成为一个难题。

以国家电网新源公司为例，截至2020年，该公司20座抽水蓄能电站中，已投产13座采用容量电价，7座采用两部制电价。

 

第四阶段

2016年起，抽水蓄能电站不计入输配电成本，国家电网暂停抽水蓄能项目

2015年新一轮电改中，市场化用户不执行目录电价，改为 “市场化交易上网电价+输配电价+政府基金电价”，不包括抽水蓄能电价。

2016年和2019年，国家发改委相继出台文件，宣布 “抽水蓄能电站不得纳入可计提收入的固定资产范围”，”抽水蓄能电站不允许计入输配电成本”，抽水蓄能的成本无法顺利传导。 受到影响、

2019年，国家电网公司发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出 “不再安排新建抽水蓄能项目”。

 

 

633号通知出台，明确了成本传导机制，进一步确保抽水蓄能电站的盈利能力。

2021年4月3日，国家发改委发布相关文件，强调 “要以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能的定价机制。

形成竞争性电价，将容量电价纳入输配电价回收范围，同时加强与电力市场建设和发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”。

其中，主要变化是疏通输电模式的容量电价，确保电站内部收益率达到6.5%，电价仍不贡献主要利润，鼓励市场化定价。

633号公告的发布再次明确了抽水蓄能电站两部制电价的价格机制，明确了两部制电价的细节，提高了两部制电价的可操作性。该电站的运行提供了更多的动力，成为中国抽水蓄能电价机制形成过程中的标志性文件。

 

完善容量电价审批机制

①根据运行期的定价方法，确定抽水蓄能电价，电站运行期按40年确定，运行期的资本内部收益率按6.5%确定。

②建立将容量电费纳入输配电价回收机制。政府批准的抽水蓄能电价对应的容量电费由电网公司支付，并纳入省级电网的输配电价回收。 以及电力系统之间的分配方式。

 

以竞争方式形成电价

在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站的抽水电价与并网电价按现货市场价格和规则结算；

在尚未运行电力现货市场的地方，抽水蓄能电站可向电网公司提供电力，抽水电价为燃煤发电标杆电价的75%。鼓励受委托的电网公司通过竞价购买，抽水电价为中标价格。 实施；

对于需要在多省分配容量电费的抽水蓄能电站，抽水电费和并网电费按容量电费分配给相关省级电网。

但是，电价的作用和以前一样，对主要利润没有贡献。根据文件规定，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，并在上一监管周期内形成相应收入。

执行抽水电价和上网电价所产生的收入的20%由抽水蓄能电站分享，在下一个监管周期核定电站容量电价时相应扣除80%，由此产生的损失由抽水蓄能电站承担。