抽水蓄能的基本介紹

抽水蓄能電站是世界上應用最廣泛的儲能方案。廣義上講，儲能可分為三類：電儲能、熱儲能和氫儲能，其中電儲能是目前最重要的儲能形式。電儲能按儲存原理不同可分為電化學儲能和機械儲能。

1）電化學儲能應包括鋰離子電池、鉛酸電池和鈉硫電池。
2）機械儲能主要包括抽水儲能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能。

據(jù)統(tǒng)計，截至2020年底，全球在運儲能項目累計裝機容量為191.1GW，其中抽水蓄能電站累計裝機容量達到172.5GW，占比超過90%，其次是電化學儲能，占比約7.5%。

 

基本原理

抽水蓄能電站的基本原理是重力勢能和電能的相互轉換，主要由兩個不同海拔的水庫、水泵、水輪機和配套的輸水系統(tǒng)組成。

當電力需求較少，電力過剩時，利用電力將低海拔水庫的水抽到高海拔水庫，將多余的電力暫時轉化為勢能進行儲存。

當電力需求量大，電能不足時，高海拔水庫的水被釋放，回到低海拔水庫，推動渦輪機發(fā)電，將勢能轉化為電能。

 

 

抽水蓄能電站可分為純抽水蓄能電站和混合抽水蓄能電站。其主要區(qū)別在于是否有天然徑流流入以及是否可以利用天然徑流發(fā)電。

純抽水蓄能沒有或只有少量的自然徑流，其運行主要是通過上、下水庫的水循環(huán)。為了抵消蒸發(fā)和滲漏的損失，需要補充少量的水；

混合式抽水蓄能電站的上層水庫有自然徑流，不僅可以利用河流徑流進行常規(guī)發(fā)電，還可以滿足調峰、調頻、調相的需要。

混合式抽水蓄能電站相當于在常規(guī)水電站的基礎上增加了一臺可逆式機組和一臺抽水泵，使產(chǎn)生的電能得以儲存并轉化為勢能。

常規(guī)水電站可以通過重建和抽水蓄能電站來發(fā)展。通常有三種重建方式：結合上層存儲、水泵擴容和綜合重建。

 

儲能方案的比較

根據(jù)應用場景，儲能方案可分為三類：電網(wǎng)側、電源側和用戶側。在不同的應用場景中，儲能發(fā)揮著不同的功能：

1）發(fā)電側：主要解決功率偏差和輸出波動等問題。常見的解決方案包括火電靈活性改造、風電與儲能一體化等；

2）電網(wǎng)側： 主要價值體現(xiàn)在緩解電力缺口，參與電網(wǎng)調峰、調頻，提高電網(wǎng)可靠性。抽水蓄能是電網(wǎng)側儲能的主要解決方案；

3）用戶側： 在用戶側，儲能是實現(xiàn)分時電價管理的主要手段，也可用于容量管理和電能質量調節(jié)?？赡艿慕鉀Q方案包括電化學儲能、儲能參與需求側響應調節(jié)（虛擬電廠）1）等。

 

抽水蓄能電站的優(yōu)劣勢分析

機械儲能是目前最成熟的儲能技術，而抽水蓄能電站是成熟應用的典范，占全球并網(wǎng)儲能裝置的90%以上。

電化學儲能潛力巨大，近年來隨著技術的快速進步，已經(jīng)從開發(fā)和示范階段逐步進入產(chǎn)業(yè)化階段。超導儲能和超級電容儲能等直接儲能形式處于較早階段，仍在研究和試點中。

 

抽水蓄能電站除了技術成熟可靠外，還具有容量大、經(jīng)濟性好、運行靈活等顯著優(yōu)勢。抽水蓄能電站的單機容量大，一般規(guī)模在幾萬千瓦到幾十萬千瓦之間。

目前，河北豐寧抽水蓄能電站的裝機容量和儲能容量已達360萬千瓦，總裝機容量為360萬千瓦，滿負荷利用小時為10.8小時，可提供相當于三峽水電站三分之一的最大調節(jié)量。

此外，由于水的蒸發(fā)和滲透損失相對較小，抽水蓄能電站系統(tǒng)的儲能期很大，從幾小時到十幾年不等。 水平。

作為機械儲能，抽水蓄能電站的運行效率穩(wěn)定在較高水平，不會因為長期使用造成的能量衰減等問題而困擾。它的使用壽命長，沒有污染。抽水蓄能電站技術成熟，循環(huán)次數(shù)多，使用壽命長，損耗低，在每千瓦時電價方面有很大優(yōu)勢。

抽水蓄能電站的主要缺點是對地理條件要求較高，建設周期長。抽水蓄能電站的上下水庫之間需要有足夠的高度差來提供大量的潛在能量，目前的平均高度差在200至600米之間；

此外，還需要更大的面積來建造足夠大的水庫。中小型抽水蓄能電站的總儲量不足1億立方米，而世界上最大的豐寧抽水蓄能電站一期工程的儲量超過1.1億立方米。

由于高差較大的地區(qū)一般以山地和森林為主，抽水蓄能電站的建設在一定程度上是困難的。從規(guī)劃到完工的時間很長（一般在6年以上）。選址一般比較偏遠，與負荷中心有一定距離。

 

量化比較抽水蓄能電站的成本優(yōu)勢

抽水蓄能電站比其他儲能方案更經(jīng)濟。作為電力系統(tǒng)的重要組成部分，除了安全和效率外，儲能的經(jīng)濟效益是其選擇和應用的一個極其重要的考慮因素。

基于對各種儲能電站的投資成本、發(fā)電效率、維護成本等一系列假設，抽水蓄能電站的每千瓦時成本最低。

結合實際應用，適當調整計算參數(shù)后，抽水蓄能的千瓦時成本可降至0.3元/千瓦時左右，明顯低于壓縮空氣儲能和電化學儲能等其他方案。

評價儲能是否經(jīng)濟的重要標準之一是峰谷價差。根據(jù)北辰儲能網(wǎng)的數(shù)據(jù)，2021年，全國大部分省市一般工商業(yè)的峰谷差價將超過0.3元/千瓦時，約一半地區(qū)將超過0.5元。/千瓦時。

而峰谷價差大的地區(qū)主要集中在北京、廣東、長三角等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)。抽水蓄能電站應用的經(jīng)濟性可以得到更好的體現(xiàn)，目前電化學儲能的成本仍在0.5元/千瓦時以上。

需要指出的是，由于壓縮空氣和電化學儲能等新型儲能方案的快速迭代，以及產(chǎn)業(yè)的逐步成熟，其成本下降曲線明顯比抽水蓄能陡峭。

抽水蓄能電站良好的經(jīng)濟效益主要來自于其較長的使用壽命、適中的運行和維護成本、相對較低的投資成本和較高的轉換效率。

在其千瓦時成本結構中，占比最高的兩個部分是初始投資成本和充電成本。初始投資成本很難降低。因此，提高抽水蓄能的使用效率和降低充電成本是抽水蓄能電站降低成本的主要方法。

隨著技術的不斷進步，電化學儲能在初始投資成本和循環(huán)時間方面有很大的改進空間。

但是，考慮到儲能需求的巨大規(guī)模和緊迫性，我們認為，無論是短期還是中長期，抽水蓄能電站都將在儲能系統(tǒng)中發(fā)揮重要作用。

 

 

雙碳時代開始

需求不足和成本減輕是過去影響抽水蓄能發(fā)展的因素
抽水蓄能是世界上最早的儲能方式之一，各國的發(fā)展都是由需求推動的。

早在20世紀50年代，抽水蓄能電站的發(fā)展就已經(jīng)開始，但由于技術不成熟，需求不足，年均新增裝機容量只有200MW左右。

20世紀60年代，美國、歐洲和日本等發(fā)達國家的經(jīng)濟出現(xiàn)了快速增長。常規(guī)水電站建設相對充裕后，對系統(tǒng)調峰和備用電源的需求逐漸增加，抽水蓄能電站的作用開始顯現(xiàn)，開始蓬勃發(fā)展。

十年間，世界總裝機容量從3500MW增加到16010MW。此后，20世紀70年代的兩次石油危機導致燃油電廠比例下降，核電站建設加速，常規(guī)水電比例下降，進而導致電網(wǎng)避峰能力不足，抽水蓄能電站的需求迅速增加。

進入21世紀后，西方國家對抽水蓄能電站的需求逐漸放緩，而中國、韓國、印度等亞洲國家的抽水蓄能電站開始快速發(fā)展。2017年，中國首次超過日本，成為世界上擁有最大抽水蓄能電站的國家。

 

 

中國的抽水蓄能電站起步較晚，需求和電價機制是制約抽水蓄能發(fā)展的主要因素。

20世紀70年代以前，中國的抽水蓄能一直處于探索和試驗階段。

20世紀80年代以后，經(jīng)濟的快速發(fā)展帶來了電力需求的增加，而核電站的大規(guī)模建設又導致了電力供給側調節(jié)能力不足的問題。技術不成熟，機組的設計和制造嚴重依賴進口。

2000年以后，電力負荷快速增長，調峰需求增加，抽水蓄能的建設也加快了。從2000年到2010年，全國共有8990MW的新抽水蓄能電站投入運行。它也逐漸成熟起來。目前，我國抽水蓄能電站的設計、建設和配套設備制造已達到世界先進水平。

但是，從總量上看，到2020年，我國抽水蓄能電站的裝機容量僅占電源總裝機容量的1.4%，與歐洲、日本等發(fā)達國家4%-8%的水平還有較大差距。

 

主要原因有兩個：

1）需求不足。過去，大部分的電力貢獻來自于火力發(fā)電。雖然用電量持續(xù)增加，但火電供應穩(wěn)定，水電本身也有調峰和調頻的功能。電網(wǎng)對儲能的需求不是很迫切；

2）由于電價機制的問題，抽水蓄能電站的成本一直無法順利傳導，電網(wǎng)投資意愿不強。另外，抽水蓄能電站的利潤和電網(wǎng)的運營利潤是捆綁計算的，導致社會資本的參與度不高。

 

抽水蓄能的需求進一步擴大

1. 能源結構轉型促進儲能需求增長

全國火電裝機容量比重持續(xù)下降，但發(fā)電依存度仍然較高。

自 “十三五 “以來，全國火電裝機比重逐年下降，2021年累計裝機比重已降至55%以下，但發(fā)電量對火電的依賴度仍然很高。

2021年，其發(fā)電量將占67.4%，而水電、風能和太陽能發(fā)電以及核電僅占16%、12%和5%。除了水電之外，幾乎所有其他新能源都存在發(fā)電量不穩(wěn)定的問題。隨著未來新能源動力比例的進一步提高，電網(wǎng)將面臨更大的挑戰(zhàn)。

 

 

參照相關文章，以1月7日的寒潮天氣為例，根據(jù)不同電源的輸出，估計極端天氣下全國的電力供應和電力需求只能勉強平衡。如果考慮到各省的實際輸電和配電情況，電力情況可能會更加緊張。

 

2. 抽水蓄能的中長期規(guī)劃已經(jīng)出臺

2021年9月17日，國家能源局計劃提出，2025年和2030年，全國抽水蓄能和生產(chǎn)規(guī)模將分別達到62GW和120GW，即第十四和十五個五年期翻一番。

同時，規(guī)劃還強調要加強項目布局和儲備。中長期規(guī)劃中的重點實施項目和儲備項目的規(guī)模分別為421GW和305GW?？傄?guī)模遠大于2030年規(guī)劃，項目儲備充足。

預計未來三年的總投資將接近1700億元。根據(jù)國家能源局的數(shù)據(jù)，截至2021年，全國投運的抽水蓄能電站規(guī)模將達到36GW。

按照2025年和2030年62GW和120GW的累計目標，預計 “十四五 “期間年均新增運行規(guī)模分別為6.5GW和11.6GW。假設每瓦投資為6元，年均投資額分別為390億和696億。

然而，這種計算方法忽略了抽水蓄能電站的長期動態(tài)變化。例如，”十五 “期間投產(chǎn)的項目大多在 “十四 “期間已經(jīng)開工建設，形成了投資。此外，每年都可能有新項目開工。(至少在運行前6年)，這些因素都沒有考慮到。

這里我們采用另一種計算方法：假設抽水蓄能電站的平均建設周期為7年，同時假設每年完成進度為平均水平，每瓦投資仍按6元計算，則當年投資完成額約等于（當年投資約等于 按照這種方法，預計2022-2024年完成投資分別為521億元、565億元和609億元，共計1695億元。

 

 

我們認為，該計劃只是為了保證最低需求，實際進展可能比預期的要好。

1）巨大的儲能需求： 國家電網(wǎng)公司總工程師陳國平認為，”為了實現(xiàn)2030年中國12億千瓦的新能源裝機容量，至少要配套2億千瓦的儲能”；

2）兩個電網(wǎng)的規(guī)劃高于整個國家的規(guī)劃： 根據(jù)國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)各自的中長期規(guī)劃，預計 “十四五 “期間新投運的規(guī)模將分別達到33GW和65GW，也是很高的。在國家規(guī)劃中，并沒有考慮到各發(fā)電集團和地方國有資產(chǎn)的規(guī)劃；

3）建設成本可能逐漸增加：抽水蓄能電站的建設成本會因不同的地理條件而有很大差異。一般來說，適合建設的地區(qū)會較早開工，如 “十一五”、”十二五 “期間投入使用的抽水蓄能電站。

平均成本多為3~5元/瓦，目前在建的抽水蓄能電站的平均成本已超過6元。此外，人工成本也在上升。預計未來的建設成本將逐漸增加。

 

抽水蓄能電站正邁向高質量發(fā)展的新階段

中國的抽水蓄能電力定價機制發(fā)生了很多變化，成本的減輕是近年來影響投資者熱情的主要因素。

 

第一階段

2008年以前，以租賃制為主

租賃制是指電網(wǎng)根據(jù)補償固定成本和合理收益的原則，每年確定固定的租賃費用，不單獨確定電價。

租賃支付制度結算方便，權責明確。電網(wǎng)運營商獲得電站的全部使用權，可以根據(jù)自己的需要靈活調度，而電站業(yè)主則獲得穩(wěn)定的收益，適合抽水蓄能電站建設的初期階段，易于操作。

但是，這種模式的弊端也非常明顯。由于年租金是按照 “成本+預期收入 “的方法事先確定的，抽水蓄能資源的利用情況與收入沒有直接聯(lián)系，成本不能反映抽水蓄能電站的成本。 真實價值。抽水蓄能電站的積極性不高，不能充分發(fā)揮其調峰、調頻的作用。

同時，雖然有租賃費用分攤方案，即電網(wǎng)承擔50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔25%，但實際運行中并未完全落實。抽水蓄能電站最終是虧本出售的。

 

 

第二階段

2008-2014年，”租賃費 “轉為單一容量的電費

租賃模式是一種市場行為，理論上不應該采用政府核價的管理方式。2008年，國家發(fā)改委出臺了關于抽水蓄能電站的相關文件，其中明確指出：

桐柏等抽水蓄能電站的 “租賃費 “統(tǒng)一改為 “容量電費”，原核定標準不變。此后，抽水蓄能的電價基本按單機容量電價執(zhí)行。

 

第三階段

2014年后，提出兩部制電價

為了解決上述兩種電價機制中收益不與電站使用情況掛鉤造成的電站對電網(wǎng)貢獻率極低的問題，2014年，國家發(fā)改委發(fā)文指出：”在電力市場形成之前，實行兩部制電價。

抽水蓄能的電費和損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運行成本統(tǒng)一核算，并通過銷售電價傳導至終端用戶”，即抽水蓄能成本可由終端用戶承擔。

兩部分電價，包括容量電價和電量電價，容量電價主要反映抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統(tǒng)備用、黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能電站通過容量電價收回運行成本。 其他成本，獲得合理收益，與實際用電量無關；

電價主要反映抽水蓄能電站提供的調峰服務價值，彌補抽水蓄能電站通過電價回收抽水發(fā)電的運行成本。

抽水電價是燃煤機組基準上網(wǎng)電價的75%。但是，由于抽水蓄能的效率約為75%，也就是通常所說的 “抽四發(fā)三”，因此從電價中獲得的收益非常有限。

但由于當時抽水蓄能電站對電網(wǎng)的影響有限，抽水蓄能電站參與電力輔助服務仍處于探索期，抽水蓄能電站的經(jīng)濟效益不能充分體現(xiàn)。

同時，受限于產(chǎn)權分布等問題，目前全國還沒有統(tǒng)一的定價機制，兩部制電價的實施成為一個難題。

以國家電網(wǎng)新源公司為例，截至2020年，該公司20座抽水蓄能電站中，已投產(chǎn)13座采用容量電價，7座采用兩部制電價。

 

第四階段

2016年起，抽水蓄能電站不計入輸配電成本，國家電網(wǎng)暫停抽水蓄能項目

2015年新一輪電改中，市場化用戶不執(zhí)行目錄電價，改為 “市場化交易上網(wǎng)電價+輸配電價+政府基金電價”，不包括抽水蓄能電價。

2016年和2019年，國家發(fā)改委相繼出臺文件，宣布 “抽水蓄能電站不得納入可計提收入的固定資產(chǎn)范圍”，”抽水蓄能電站不允許計入輸配電成本”，抽水蓄能的成本無法順利傳導。 受到影響、

2019年，國家電網(wǎng)公司發(fā)布《關于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，提出 “不再安排新建抽水蓄能項目”。

 

 

633號通知出臺，明確了成本傳導機制，進一步確保抽水蓄能電站的盈利能力。

2021年4月3日，國家發(fā)改委發(fā)布相關文件，強調 “要以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能的定價機制。

形成競爭性電價，將容量電價納入輸配電價回收范圍，同時加強與電力市場建設和發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場”。

其中，主要變化是疏通輸電模式的容量電價，確保電站內部收益率達到6.5%，電價仍不貢獻主要利潤，鼓勵市場化定價。

633號公告的發(fā)布再次明確了抽水蓄能電站兩部制電價的價格機制，明確了兩部制電價的細節(jié)，提高了兩部制電價的可操作性。該電站的運行提供了更多的動力，成為中國抽水蓄能電價機制形成過程中的標志性文件。

 

完善容量電價審批機制

①根據(jù)運行期的定價方法，確定抽水蓄能電價，電站運行期按40年確定，運行期的資本內部收益率按6.5%確定。

②建立將容量電費納入輸配電價回收機制。政府批準的抽水蓄能電價對應的容量電費由電網(wǎng)公司支付，并納入省級電網(wǎng)的輸配電價回收。 以及電力系統(tǒng)之間的分配方式。

 

以競爭方式形成電價

在電力現(xiàn)貨市場運行的地方，抽水蓄能電站的抽水電價與并網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格和規(guī)則結算；

在尚未運行電力現(xiàn)貨市場的地方，抽水蓄能電站可向電網(wǎng)公司提供電力，抽水電價為燃煤發(fā)電標桿電價的75%。鼓勵受委托的電網(wǎng)公司通過競價購買，抽水電價為中標價格。 實施；

對于需要在多省分配容量電費的抽水蓄能電站，抽水電費和并網(wǎng)電費按容量電費分配給相關省級電網(wǎng)。

但是，電價的作用和以前一樣，對主要利潤沒有貢獻。根據(jù)文件規(guī)定，鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務市場或輔助服務補償機制，并在上一監(jiān)管周期內形成相應收入。

執(zhí)行抽水電價和上網(wǎng)電價所產(chǎn)生的收入的20%由抽水蓄能電站分享，在下一個監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應扣除80%，由此產(chǎn)生的損失由抽水蓄能電站承擔。