文 | 周建平，供職于中國電力建設集團有限公司；李世東，供職于中國水力發電工程學會；高潔，供職于水電水利規劃設計總院

自習近平總書記提出“雙碳”目標愿景和構建以新能源為主體的新型電力系統以來，關于新型電力系統面臨的變革和挑戰被廣泛研究和深刻認知。面向新型電力系統，電源側新能源將成為電量的主要提供者，電網側從交直流混聯大電網向微電網、柔直電網等多元形態并存轉變，負荷側由單一用電向發用電一體轉變，電力系統正在發生深刻變化。

由于新能源發電特性的隨機性、波動性和間歇性，加之負荷側發用一體，形成“源荷互動”局面，發用兩側均呈現高度不確定性。因此，面對新能源“大裝機、小電量”下的電力供應，“高比例電力電子設備、高比例新能源”雙高系統安全穩定運行要求，迫切需要增加儲能設施提升系統調節能力，確保實現系統電力電量實時平衡。在新型電力系統中，“儲”的定位將與“源網荷”并重，構成源網荷儲、多能互補的協同需求。

儲能政策密集出臺

2021年，作為“十四五”開局之年，也是“雙碳”戰略目標實踐的第一年，國家對未來中長期發展進行了頂層規劃。2021年3月發布《國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》，提出加強源網荷儲銜接，提升清潔能源消納和存儲能力，加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規模化應用。

2021年9月中共中央、國務院《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》作為碳達峰碳中和“1+N”政策體系的綱目，也明確要求加快推進抽水蓄能和新型儲能規模化應用，加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發展機制。2021年10月，國務院印發《2030年前碳達峰行動方案》，要求積極發展“新能源+儲能”、源網荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統。到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。到2030年，抽水蓄能電站裝機容量達到1.2億千瓦左右，省級電網基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。

2022年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》，再次提出積極推動流域控制性調節水庫建設和常規水電站擴機增容，加快建設抽水蓄能電站，探索中小型抽水蓄能技術應用，推行梯級水電儲能；鼓勵新能源發電基地提升自主調節能力，探索一體化參與電力系統運行，完善抽水蓄能、新型儲能參與電力市場的機制，更好發揮相關設施的調節作用。

在相關政策支持層面，早在2018年國家發展改革委就委托開展黃河上游（龍羊峽-青銅峽河段），雅礱江中下游（兩河口-江口河段）水電規劃調整工作，提出擴機、增建抽水泵或可逆機組的水電規劃調整方案。2020年5月，中共中央、國務院印發《新時代推進西部大開發形成新格局》，提出加強可再生能源開發利用，開展黃河梯級電站大型儲能項目研究，首次將梯級水電儲能列入國家和區域重點研發方向。

在抽水蓄能方面，在全國乃至全球儲能裝機規模中占比超90%。2014年國家發展改革委《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》明確了兩部制電價定價機制和投資主體多元化。2021年5月，國家發展改革委再次發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭方式形成電量電價，完善容量電價核定機制，容量電費納入輸配電價回收，政策上指導了抽水蓄能電站成本疏導問題。同年8月，國家能源局印發《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，提出加快建設抽水蓄能電站的意見，2025年投產規模在6200萬千瓦以上，2030年達到1.2億千瓦，2035年形成滿足新能源高比例大規模發展需求的產業化發展。

在新型儲能方面，2021年7月國家發展改革委、國家能源局在《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中明確，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現新型儲能全面市場化發展，健全新型儲能價格機制和“新能源+儲能”項目激勵機制。2022年2月印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》，要求2025年電化學儲能系統成本降低30%以上，推動多元化技術開發和應用，加大“新能源+儲能”支持力度，2030年市場機制、商業模式、標準體系成熟健全。

在具體項目實施層面，為充分體現儲能對新能源的支撐作用，2021年7月，國家發展改革委、國家能源局印發《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》鼓勵發電企業通過自建或購買調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發電裝機并網規模。要求超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。電力系統調峰和儲能具體包括抽水蓄能、化學儲能電站、氣電、光熱電站或具備靈活性調節的火電。

截至2020年底，我國電力儲能容量的總規模3500萬千瓦左右，未來可期的2030年，儲能規模有望超過2.2億千瓦，實現5倍以上增長。在雙碳目標的驅動下，儲能行業在肩負歷史使命的同時，迎來了前所未有的發展機遇。

儲能的形式及規模需求

電力系統儲能主要包括電物理儲能、電化學儲能、電磁儲能等。電物理儲能的代表性技術有抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能；電化學儲能的代表性技術有鋰離子電池、鉛蓄電池、液流電池；電磁儲能有超級電容儲能、超導儲能等。

根據應用場景不同，儲能設施還劃分為電源側儲能、電網側儲能、負荷側儲能；根據儲能時長，劃分為短、中、長時儲能。更有從技術成熟度、市場占有率等角度，劃分為抽水蓄能和新型儲能。

抽水蓄能和壓縮空氣儲能，對地形地質條件的要求較高。抽水蓄能技術更為成熟，適合建設大型儲能電站。壓縮空氣儲能尚處于示范應用階段，規模很小。小微型飛輪儲能早期主要用作重要設施的不間斷電源，2019年兆瓦級飛輪儲能商業應用取得突破后，在調頻領域也受到關注。

電化學儲能，近年來成本下降快，關鍵技術密集突破。鋰離子電池的能量密度大、功率性能高、響應速度快，應用最廣泛，在電化學儲能裝機容量中占比近90%。鉛蓄電池技術成熟、成本低廉，在早期項目應用較多，近年來受環保等因素影響，市場份額快速下降。液流電池具有儲能時間長、容量大、循環周期長等優勢，已接入示范應用階段。超級電容可應用在軌道交通等非電領域，超導儲能更多被用作系統裝置部件或元器件。目前隨著技術創新步伐加速，氫儲能、重力勢能儲能等技術研發也不斷取得新的突破，基本具備示范應用條件。

儲能市場的總體規模上，2020年底，全球儲能已投運項目裝機容量超1.9億千瓦，其中抽水蓄能1.725億千瓦，占比90%，其次，是電化學儲能1420萬千瓦，占比7.5%。截至2020年底，我國儲能總裝機規模約3500萬千瓦，其中，抽水蓄能3149萬千瓦，電化學儲能328萬千瓦。

在共同應對氣候變化、大力發展可再生能源、實現全球能源轉型的時代背景下，全球儲能行業迅猛發展。根據國際可再生能源署（IRENA）《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場》，到2030年，抽水蓄能裝機規模將達到2.3億千瓦；國際能源署（IEA）《2050凈零排放：全球能源路線圖》預計到2030年，只考慮抽水蓄能和電化學儲能增長的情景下，儲能總裝機容量將達8.2億千瓦。根據我國對儲能行業的規劃和預期，2030年，國家電網區域內抽水蓄能電站裝機將從目前的2630萬千瓦提高至1億千瓦，電化學儲能由300萬千瓦擴大至1億千瓦。

國際和國內業界對儲能規模預測總體都持樂觀態度。這與當前新能源開發勢頭和系統調節電源匱乏密切相關。從我國新能源發展規劃來看，2030年我國風電、光伏等間歇性可再生能源裝機容量在12億千瓦以上。根據相關預測，2060年，電力總裝機容量達80億千瓦，風電光伏裝機規模將達50億千瓦，裝機占比超過60%，新能源發電量超9萬億千瓦時，電量占比超過50%，成為電量供給的主體。

基于此規模，即使僅考慮15%至20%的調節電源配比，對調節能力的要求也在7.5億～10億千瓦。截至2021年底，我國發電總裝機容量23.8億千瓦，電力系統儲能規模約4000萬千瓦級，因此預計2030年，我國儲能規模將超出目前的規劃指標，亟需促進儲能行業跨越式發展。

“水儲能”與服務功能

“水儲能”的定義

所謂“水儲能”是基于電力系統需求或配合新能源發電需要，以水體為介質，通過水庫與機組進行蓄放水調節，發揮調峰填谷、跟蹤負荷和電量時移等作用。抽水蓄能電站利用上下水庫進行抽水蓄能，是最典型的“水儲能”方式。原本常規水電站幾乎都是按照獨立電源設計的，機組利用小時數較大。為增加調節能力，可以在水庫庫容不變的情況下，通過擴機增容，或者在上下梯級間增設可逆式機組或泵站，增大電站調節能力。

儲能設施根據其功能性能，服務于不同場景。一是配置在電網側，實現調峰填谷、調頻調壓、黑啟動、延緩系統擴容等功能；二是配置在新能源并網前的電源側，平滑新能源出力、實現電量時移；三是配置于用戶側，滿足其高峰負荷用電需求，峰谷套利并降低用電成本。當前儲能應用場景的盈利模式主要通過價差套利和為電網提供輔助服務，但商業模式尚不成熟。

值得關注的是，隨著新型電力系統新能源滲透率不斷提高，風電、光伏發電的不穩定性將從電源側傳導至源網荷儲各環節。這種不穩定性不僅是波動性的——光伏發電形成的“鴨形曲線”，而且是間歇性的，長時連續無風、陰雨天氣下系統有效容量完全缺失。因此長時儲能（4h以上）將成為電力儲能的剛需。

關于長時儲能，通常指連續運行（放電）在4小時以上，循環使用，壽命期不低于20年。2021年，在格拉斯哥聯合國氣候變化峰會上，英國石油公司、西門子能源公司等25家能源科技公司聯合成立了長時儲能理事會，鼓勵大規模部署長時儲能系統。2022年，英國商業、能源和工業戰略部（BEIS）撥款開發創新性儲能技術，涉及儲熱、儲電、儲氫等領域，瞄準重力儲能、壓縮空氣儲能、常規及海水抽水蓄能等高容量、高性能、低成本、長時儲能項目方向。

放眼全球，目前最具實踐價值的儲能調節技術是抽水蓄能電站和具有調節性能的常規水電站。它們將在新型電力系統源網荷儲的各環節起到不可替代的作用。

抽水蓄能功能與經濟性

抽水蓄能技術經濟指標最優、能量規模最大的儲能品種，是“水儲能”最典型形式。在構建新型電力系統的關鍵路徑上，抽水蓄能憑借其調峰、填谷、儲能、調頻、調相、事故備用、黑啟動等功能，具有增強電力系統應對突發事件能力的安全保障作用、跟蹤系統需求快速反應的靈活調節作用和全生命周期高效循環利用、減排降碳、規模效益顯著的綠色儲能作用。與電化學儲能目前優勢集中在4h以下的短時儲能，重點發揮調頻功效相比，抽水蓄能優勢體現在6以上中長時儲能，具有顯著的電量時移功效和經濟價值。

抽水蓄能目前主要服務于電力系統，通過健全完善電價機制，擬將通過容量電價方式疏導開發成本。與此同時，隨著新能源基地大規模開發建設，電源側配置的抽水蓄能將以服務于特定用戶的方式獲取資源配套和一體化開發權益。在深度推進電力市場化改革的趨勢下，抽水蓄能有望配置在用戶側，面向城市綜合能源服務和大用戶的儲能需求。

經濟性上，目前電化學儲能的初始成本下降很快，2020年底已降至1.5元/瓦時。但是，鑒于電化學儲能的使用壽命較短，比如鋰離子電池電芯壽命充放電5000次左右，調峰場景下使用壽命5～10年、調頻場景下3～5年。基于國際通用儲能成本評價指標——儲能設施全生命周期儲能平準化（度電）成本LCOS（Levelized Cost of Storage）進行評價，目前我國電化學儲能的平均度電成本仍高于每千瓦時0.5元（儲能時長3h）。

抽水蓄能電站建設多以單位千瓦投資來衡量工程的經濟水平。目前具有技術經濟可行性的電站，其單位千瓦投資在5500～6500元。在當前電力體制下，由于尚缺乏對抽水蓄能的調度機制，暫按年被調用小時數1000h計，電站經營期40年，換算得到平均成本僅0.2元/千瓦時左右。由于抽水蓄能電站較長的使用壽命，同時兼有其他運行效益和生態環境效益，因此在全生命周期的經濟性和綜合效益方面遠優于電化學儲能以及其他儲能設施。

常規水電儲能功能與經濟性

截至2021年底，全國已建在建常規水電站約3.9億千瓦。以流域水電基地為基礎的水風光儲一體化清潔能源基地正在規劃之中，通過發揮常規水電的調蓄儲能潛力和“西電東送”輸電能力，能夠極大帶動和促進相關流域風能、太陽能和生物質能資源的開發利用，形成流域可再生能源一體化開發。因此，當前情形之下，優先研究常規水電站的“水儲能”功效，充分發揮我國現有水電站的作用，挖潛改造、擴機增容，加大調節能力，對促進全國主要流域可再生能源開發利用具有十分重要的作用。

目前，我國正在開發或已建成的十三大流域水電基地，裝機規模巨大。流域綜合規劃、梯級滾動開發，龍頭水庫和梯級電站等多種調節性能水庫并存，流域梯級整體調節能力不斷提高。在流域梯級研究水風光互補，實質上是依托梯級水電站的“水儲能”作用，為間歇性、波動性的風電、光伏發電進行補償服務。2022年3月，國家能源局印發《關于開展全國主要流域可再生能源一體化規劃研究工作有關事項的通知》，正是基于流域水電出力與風電、光伏發電特點的互補作用，推動實現流域可再生能源綜合集約高效一體化開發。

流域梯級水電開發的機組利用小時數一般在4000小時以上，“西電東送”直送或者打捆外送的水電站利用小時數更高。考慮到汛期防洪和其他綜合利用要求，水庫現有庫容無法額外滿足新能源的儲能補償調節要求。為此，在大壩不改，庫容不變的情況下，采取擴機增容的辦法，加大發電放水能力，優化水庫調度方式，便可提升電量時移的儲能作用。

常規水電站的擴機增容可以多種多樣。老舊機組可以通過設備的更新改造進行增容，通過水道和機組的改造增加過水能力，還可以直接新增發電機組。這些擴機增容方式，不需要增加水庫庫容，只改變水庫調度運行方式，而且在水電站工程原有征地紅線范圍內施工，基本不新增建設用地，因此環境影響較小，工程造價較低，甚至遠低于新建抽水蓄能電站。

為充分利用水能資源，對于上下游水位銜接的梯級水電站，在水庫庫容足夠的情況下，可以考慮安裝可逆式機組或儲能泵站，成為一種獨特的梯級水電儲能方式。早在2018年，規劃研究機構就提出了黃河流域上游建設儲能工廠的設想，期望依托西北地區黃河流域富余光伏電量和梯級電站相鄰水庫庫容，通過減少光伏棄電、余電利用，從下游梯級水庫向上游梯級水庫抽水，在用電高峰時段進行水力發電，實現電量時移，將光伏富余低價電轉化為高質量高價水電。

自2020年梯級水電儲能的概念列入西部大開發形成新格局的中央文件以來，已開展設備試驗和工程可行性研究，計劃“十四五”期間開工建設，并將作為應用推廣的試點項目。若采用水泵水輪機可逆式機組，將具有容量效益，產生雙倍調峰效應，而儲能時長與水庫庫容、水泵水輪機組抽水發電水頭流量等因素有關，具備長時儲能的條件。

目前開展的龍羊峽-拉西瓦梯級100萬千瓦試點工程，可實現日內6～8h儲能，單位千瓦投資約4500元。為滿足8%內部收益率要求，考慮不同的建設成本，抽水發電價差在0.2723～0.3491元/千瓦時。該套利價差亦優于目前電化學儲能的度電成本。梯級水電儲能的使用壽命與水電站相同，至少在50年以上。因此，梯級水電儲能項目也將得益于項目全生命周期的成本優勢，具有服務功能和經濟性優勢。

抽水蓄能、常規水電擴機、梯級水電儲能等“水儲能”形式，在功能定位上具有長時儲能和綜合調節優勢，在經濟性上依托土建機電工程具有全生命周期的成本優勢。研究表明，2030年以前，電化學儲能成本尚無法下降至拐點，抽水蓄能具有技術經濟優勢。2030年之后，電化學儲能成本下降30%以上，抽水蓄能仍將在長時儲能的細分市場上具有差異化競爭優勢。水電擴機增容、增設可逆式機組或儲能泵站，是對我國既有水電的充分利用、二次開發，且無需新建水庫、大壩，環境影響相對較小，因此，“水儲能”設施應該給予優先開發地位。

關于“水儲能”開發建設的思考

針對抽水蓄能開發建設：

一是抽水蓄能規劃的全局性。抽水蓄能電站選址雖需要具備一定的地形地質條件和水源條件，但總體而言，我國地大物博，抽水蓄能站址資源豐富。不同于電化學儲能，抽水蓄能是依托于地形地質要素和電網布局要素的大中型水電工程，一次性投資大、工期較長，必須進行全國、區域和省域的總體規劃，根據區域經濟結構發展和電力供需形勢，基于新型電力系統需求和清潔能源基地布局進行開發規劃，并做好與國土空間規劃、生態環境保護規劃等的協調。

二是抽水蓄能開發的戰略性。抽水蓄能電站規模體量大，涉及總投資動輒數十億元、上百億元。早期抽水蓄能電站由電網企業自建自用，內部核算，曾經面臨成本回收困難、發展動力不足的問題。加快抽水蓄能電站開發，需要完善市場化體制機制，第一，明確蓄能電站的功能定位和使用規則。第二，明晰投資回報路徑和兌現方式。第三，鼓勵投資主體多元化，公平競爭。當新能源+調節電源的大基地開發模式確立后，各類投資開發主體大量涌入抽水蓄能市場，為抽水蓄能發展按下快進鍵的同時，“新能源+抽水蓄能+X”開發模式的調度運營、盈利方式尚有待市場的進一步檢驗，需要跳出行業看發展，長遠謀劃。

三是抽水蓄能建設的先進性。抽水蓄能電站建設周期長，涉及水電建設的各專業協調和全過程控制。在當前“應開盡開”的思想主導下，有可能導致行業野蠻生長，惡性競爭，形成新的“三邊”工程，因此在基本建設程序和工程質量安全上仍需嚴格把關。第一，要分階段開展設計工作，滿足勘察設計深度要求。第二，要協調好新能源開發、接入系統建設進度，力求同期建設、同步投入運行，避免投資積壓。第三，針對關鍵技術和特殊難題，要開展專項研究論證，經多方案技術經濟環境比較提出可行的解決方案。要避免落入重復建設和無效投資的陷阱，全方位做好項目策劃，確保高質量推進開發建設。

針對水電擴機和梯級儲能：

一是常規水電站的目標定位和任務調整。要根據流域可再生能源一體化規劃建設的需要，對水電站進行常規發電任務和水風光互補任務劃分，并進行相應的規劃分類和功能調整。

二是充分研究水電站擴機增容、梯級儲能的建設條件。要因地制宜確定擴機增容的方案。要針對水庫現有的庫容和運行方式，通過調節計算，考慮上下游梯級銜接，確定擴機容量以及互補儲能調節運用方式，研究能夠互補的新能源規模。

三是研究加快水電站擴機增容、梯級儲能的建設程序。對于納入可再生能源一體化建設規劃的水電站擴機和梯級儲能，應在審批程序，特別是水保環保審批上，考慮擴機增容的特點，在不改變流域環評的基礎上，簡化審批核準流程。

四是建立健全水電擴機增容、梯級儲能的市場機制，提高盈利能力。對于專門用于水風光互補的項目，要研究通過容量電價、分時電價等，或者直接通過新能源投資主體購買“水儲能”服務的方式，取得收益。

以水為介質的重力儲能定義為“水儲能”，現階段包括抽水蓄能和常規水電儲能。常規水電站進行機組擴機增容、加設水泵或水泵水輪機組等梯級儲能，均能有效增強水電站的調節能力。

相較于電化學儲能，抽水蓄能和常規水電儲能是目前工程技術最成熟，運行調控更靈活，安全可靠，更具規模化和長壽命，全生命周期經濟效益最優的電力儲能方式。抽水蓄能和常規水電儲能將有助于促進可再生能源的開發和消納，助力新型電力系統構建。

在電力儲能設施加快發展的激勵政策驅動下，“水儲能”和新型儲能的規劃建設均要堅持全局性、系統性、可靠性和協調性原則，深入開展研究論證，確保安全高效推動“水儲能”和新型儲能產業協同協調和可持續發展，實現產業效益和社會效益的最優化。