我国抽水蓄能作用及发展展望
1 正确认识抽水蓄能
抽水蓄能电站是一种具有储能功能的发电方式，兼有发电与储能的特性。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，具有其他发电方式没有的储能功能。与其他储能方式相比，抽水蓄能是当前技术最成熟、最经济的大规模电能储存装置。抽水蓄能与其他主要发电方式和储能装置的具体比较如下：
1.1 抽水蓄能与其他发电方式的比较
抽水蓄能与其他发电方式在运行特性方面详细对比见表1。
注：▲表示具有该项功能。
从表中可以看出，在所有发电方式中，抽水蓄能的最大调峰能力最大，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。
1.2 抽水蓄能与其他储能装置的比较
抽水蓄能具有储能功能，解决了电能发供用同时进行、不易存储的矛盾，有效调节了电力系统发供用的动态平衡。储能功能是抽水蓄能电站调峰填谷、调频、调相、事故备用、黑启动等功能和在电力系统中多种作用发挥的基础。电力系统中的主要储能技术详见图1，技术特点比较详见表2。
从以上数据可以看出，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。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、效率衰减快和单位投资高、在作环境要求较高等问题，且目前批量生产能力有限。各化学储能电池的单位千瓦造价：液流电池2.5 万元/kW，钠硫电池2.8 万元/kW，锂电池1 万元/kW，寿命周期与充放电次数有关，一般不大于15 年;工作过程中对环境温度有较高要求，必须配备空调降温。与这些储能装置相比，抽水蓄能电站投资较低，单位千瓦造价3000-5000 元;使用寿命长，机组使用寿命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。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。
2 新形势下我国抽水蓄能的作用
近年来，世界政治经济形势和能源格局深刻变化，以电力为中心的新一轮能源革命的序幕已经拉开。电网被赋予更多新的功能定位，除传统的输送功能之外，电网更是资源优化配置的载体，是现代综合运输体系和网络经济的重要组成部分，电网发展面临新的挑战，见图2。为应对新的挑战，迫切需要提高电网运行的灵活性，保障电网安全稳定经济运行。受一次能源条件制约，我国油气资源短缺，常规水电多为泾流式且受季节性影响，地处西南，远离负荷中心，以煤电为主的电力系统调峰有最低负荷限制，负荷调节速度慢。大规模开发抽水蓄能已成为我国当前的必然选择。
图 2 电网发展面临的挑战
2.1 配合火电机组运行，实现电力系统节能减排
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。目前国内先进超超临界机组的供电煤耗在270克/千瓦时以下，考虑抽水蓄能机组的效率(75%以上)影响，如果替代火电调峰机组的煤耗在360克/千瓦时以上，就可以实现电力系统有效节能减排。据测算，泰安抽水蓄能电站装机100 万千瓦，每年调峰填谷节煤24 万吨，减少SO2 排放1.5 万吨，减少氮氧化物排放2475 吨，减少烟尘排放7 吨，减少CO 排放55 吨，减少燃油消耗13.3 万吨，每年节省投资及运行费用5010 万元。如果由泰安抽水蓄能电站来替代山东电力系统的事故备用容量，则仅此一项年节煤量44000 吨，减少SO2 排放25.32 吨，减少氮氧化物排放326 吨，减少烟尘排放1 吨，减少CO 排放7.3 吨。
2.2 保证电力系统安全稳定运行水平，提高供电质量
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2-3min，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，更好地满足广大电力用户对供电质量和可靠性的更高要求;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，有效地减少电网拉闸限电次数，减少对企业和居民等广大电力用户生产和生活的影响。
2.3 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
根据国家风电发展规划，2020 年我国将建成哈密、酒泉、河北、吉林、江苏沿海、蒙东、蒙西七个千万千瓦风电基地，各基地规划情况详见表3。预计到2020 年，我国风电、太阳能的发展规模将达到1.5 亿千瓦、2000 万千瓦。我国新能源资源与能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，新能源发电集中开发和集中接入的特点非常明显，风电消纳情况详见表4。风电受当地风力变化影响，发电极不稳定，对系统冲击非常大。
表3 我国七大千万风电基地规划情况 单位：万千瓦
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平滑风电、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、参加电网运行调频的优点，减少风电对电网的冲击，解决当前风电开发送出困难的实际问题。据了解，为适应风电等清洁能源发展，我国计划2020 年投运抽水蓄能5300 万千瓦，其中国家电网公司经营区域内4200 万千瓦、南方电网公司1100 万千瓦，约占全国总装机17.56 亿千瓦的3%。
2.4 配合核电大规模发展，减少系统调峰调频压力
根据国家核电发展规划，2020 年我国核电装机规模将超过4000 万千瓦。根据现有发展趋势，预计2020 年我国核电装机将达到7000-8000 万千瓦。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是当前我国抽水蓄能与核电配合运行的成功范例。
2.5 是特高压输电的安全保障，是智能电网的有机组成部分
特高压电网是我国优化能源资源配置、保障国家能源安全和促进国民经济发展的重要工具。在特高压电网的受电端、中间落点，甚至起点建立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，防止事故扩大和系统崩溃。在特高压取得重大突破的基础上，国家电网公司提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。抽水蓄能电站启停迅速，运行方式灵活，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，满足电力系统新的需要，详见图3。
2.4 配合核电大规模发展，减少系统调峰调频压力
根据国家核电发展规划，2020 年我国核电装机规模将超过4000 万千瓦。根据现有发展趋势，预计2020 年我国核电装机将达到7000-8000 万千瓦。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是当前我国抽水蓄能与核电配合运行的成功范例。
2.5 是特高压输电的安全保障，是智能电网的有机组成部分
特高压电网是我国优化能源资源配置、保障国家能源安全和促进国民经济发展的重要工具。在特高压电网的受电端、中间落点，甚至起点建立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，防止事故扩大和系统崩溃。在特高压取得重大突破的基础上，国家电网公司提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。抽水蓄能电站启停迅速，运行方式灵活，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，满足电力系统新的需要，详见图3。
2.4 配合核电大规模发展，减少系统调峰调频压力
根据国家核电发展规划，2020 年我国核电装机规模将超过4000 万千瓦。根据现有发展趋势，预计2020 年我国核电装机将达到7000-8000 万千瓦。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是当前我国抽水蓄能与核电配合运行的成功范例。
2.5 是特高压输电的安全保障，是智能电网的有机组成部分
特高压电网是我国优化能源资源配置、保障国家能源安全和促进国民经济发展的重要工具。在特高压电网的受电端、中间落点，甚至起点建立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，防止事故扩大和系统崩溃。在特高压取得重大突破的基础上，国家电网公司提出加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，以信息化、自动化、互动化为特征的坚强智能电网，努力实现我国电网从传统电网向高效、经济、清洁、互动的现代电网的升级和跨越，积极促进清洁能源发展，为实现经济社会又好又快发展提供强大支撑。抽水蓄能电站启停迅速，运行方式灵活，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，满足电力系统新的需要，详见图3。
我国抽水蓄能在取得较大成就的同时，也存在着一些问题，这些问题如不能得到及时解决，将影响我国抽水蓄能的持续健康发展。
(1)现有电价机制影响了抽水蓄能发展的积极性，有待进一步完善。
2007 年，《国家发改委关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》(发改价格[2007]1517 号文)明确：《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》(发改能源[2004])71 号)下发后审批的抽水蓄能电站，“不再核定电价，其成本纳入当地电网运行费用统一核定”。在当前输配电价机制尚未建立的情况下，将抽水蓄能电站建设运营成本纳入电网运行维护费用统一核算，无法实现抽水蓄能电站成本有效疏导，抽水蓄能电站的投资成本回收和再投资能力受到影响。一个抽水蓄能电站投资成本动辄几十亿元，给当前抽水蓄能投资者带来较大压力。我国抽水蓄能的可持续发展，迫切需要国家进一步完善抽水蓄能的电价机制。
(2)抽水蓄能前期项目储备不足，不能满足快速发展要求。
抽水蓄能电站开发周期比较漫长，一个抽水蓄能电站从规划到建成投产至少要用8~10 年时间，其间不确定性影响因素较多，开发时间一般还要延长。受多种因素影响，我国长期以来一直没有形成有规模、有计划的抽水蓄能前期项目储备机制，造成目前抽水蓄能前期项目储备严重不足，远不能满足风电、核电等清洁能源大规模发展和智能电网建设的迫切需要。抽水蓄能前期项目储备不足表现在前期的各阶段，规划项目不足、预可研项目不足、可研项目不足。2009 年国家能源局抽水蓄能电站建设工作座谈会后，我国突击补选出了一批抽水蓄能站站址，解决了抽水蓄能“十二五”规划的燃眉之急，但由于切实开展预可研、可研工作的抽水蓄能项目非常有限，当前在建抽水蓄能电站投产后，抽水蓄能的投产将断档，不能形成连续开发的态势，影响了我国抽水蓄能发展的速度。建立抽水蓄能电站开发梯队机制，形成滚动开发模式，规划一批、预可一批、可研一批，核准一批，保持抽水蓄能开发的可持续性，已成为我国抽水蓄能发展的当务之急。
(3)国内抽水蓄能设备制造技术薄弱，技术引进消化和创新不够。
我国抽水蓄能的需求为设备制造提供了巨大的市场。长期以来，我国抽水蓄能设备设计、制造水平远远落后于世界先进国家。为了引进抽水蓄能电站机组设备制造技术，实现我国抽水蓄能电站机组设备制造的自主化，国家制定了打捆招标、技术引进、消化吸收的“三步走”战略，应该说“三步走”战略的实施对提高我国抽水蓄能的设计工艺、制造水平起到了很大作用。但从目前设备应用情况看，抽水蓄能设备制造技术难度较大，我国采用阿尔斯通的惠州抽水蓄能电站设备，采用的三菱、日立、东芝的西龙池抽水蓄能电站设备，机组在运行中均出现了严重故障。我国目前仅依托哈电和东电两大设备制造商开展抽水蓄能技术引进，核心控制技术(如SFC 等)不掌握，其他方面技术消化和创新也远远不够，国产抽水蓄能设备的可靠性、稳定性方面还比较差，近期先后出现的河南宝泉抽水蓄能电站4#机发电机定子硅钢片烧损、辽宁蒲石河抽水蓄能电站定子穿心线圈绝缘处理等问题，严重制约了我国抽水蓄能快速、安全、健康发展。
4 我国抽水蓄能规划与优化布局
4.1 规划情况
2009 年8 月7 日，国家能源局在山东泰安召开了抽水蓄能电站建设工作座谈会议明确，国家电网公司和南方电网公司要会同水规总院及地方相关部门，认真做好抽水蓄能电站建设布局的研究和规划工作。为落实国家能源局抽水蓄能电站建设工作座谈会议精神，国家电网公司积极部署，与中国水电工程顾问集团联合，组织西北勘测设计研究院、北京勘测设计研究院、华东勘测设计研究院、中南勘测设计研究院，配合“十二五”规划开展了国家电网公司经营区域抽水蓄能的选点规划工作，在不到一年的时间里基本完成了19 个省市的抽水蓄能选点规划任务，复核和新选了一大批抽水蓄能站址，具体数据见表4。国家电网公司配套智能电网总体规划完成了“十二五”抽水蓄能发展规划，制定了抽水蓄能发展“三步走”战略。南方电网公司也先后开展了广东、海南两省的抽水蓄能选点规划工作。这些工作的开展为我国抽水蓄能的可持续发展打下了坚实基础。
图 4 电能储存系统的能级及应用
考虑我国2020 年风电1.5 亿千瓦，在三华电网联网的情况下，最大仅能消纳1.05 亿千瓦，尚需进一步研究确定4500 万千瓦风电的开发布局及消纳市场，未来我国抽水蓄能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%以上。2020 年，预计我国抽水蓄能的合理规模应达到8000 万千瓦;2030 年，预计我国抽水蓄能的合理规模应达到1.2-1.4 亿千瓦以上。
(4)通过消化吸收和技术创新，我国抽水蓄能设备制造能力不断增强，国产化水平进一步提高。智能电网的巨大需求为我国抽水蓄能发展提供了广阔空间，抽水蓄能的大规模开发为我国抽水蓄能设备制造业发展提供了强劲动力。国家、制造企业将采取多种有力措施，不断加大先进设计工艺和制造技术的引进力度，加快技术消化吸收和技术创新，提高抽水蓄能设备的制造能力，设备国产化率进一步提高。
(5)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，其在电系统中的装机规模、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来进行周密的研究，盲目的竞争不利于其作用的发挥和行业发展。当前国家电网公司和南方电网公司采用集团化运作、集约化发展、专业化管理的模式，分别成立了新源公司和调峰调频公司，实现了抽水蓄能选点规划、布局优化与满足电网需求的紧密结合，总结运行电站经验优化新开发电站设计，促进了各抽水蓄能电站之间运行方式、技术创新、管理经验的有效交流，对促进我国抽水蓄能发展起到了重要的作用，已成为我国抽水蓄能发展的中坚力量。因此，随着对抽水蓄能认识的进一步提高，我国抽水蓄能集团化运作、集约化发展、专业化管理的模式只会加强，而不会削弱。从地方、局部利益出发进行抽水蓄能开发的现象将进一步受到限制。
6 结语
展望未来，随着人们认识水平的提高，国家政策环境不断完善，我国抽水蓄能的可持续发展能力将进一步提升，装机规模将不断扩大，在系统中所占的装机比重将不断增加;电网资源配置能力、清洁能源消纳能力将进一步增强，电网高度智能化发展，风电、太阳能等可再生能源将进一步得到充分开发利用。人类能源史上划时代意义的化石能源向可再生能源发展的历史性变革在我国由此迈出实质性步伐。蔚蓝天空下，青山绿水中，抽水蓄能电站那一双双蔚蓝色的眼睛，将更加清澈，更加明亮。
