文 | 周建平 作者供职于中国电力建设集团有限公司

      李世东 作者供职于中国水力发电工程学会

      高   洁  作者供职于水电水利规划设计总院

自习近平总书记提出“双碳”目标愿景和构建以新能源为主体的新型电力系统以来，关于新型电力系统面临的变革和挑战被广泛研究和深刻认知。面向新型电力系统，电源侧新能源将成为电量的主要提供者，电网侧从交直流混联大电网向微电网、柔直电网等多元形态并存转变，负荷侧由单一用电向发用电一体转变，电力系统正在发生深刻变化。

由于新能源发电特性的随机性、波动性和间歇性，加之负荷侧发用一体，形成“源荷互动”局面，发用两侧均呈现高度不确定性。因此，面对新能源“大装机、小电量”下的电力供应，“高比例电力电子设备、高比例新能源”双高系统安全稳定运行要求，迫切需要增加储能设施提升系统调节能力，确保实现系统电力电量实时平衡。在新型电力系统中，“储”的定位将与“源网荷”并重，构成源网荷储、多能互补的协同需求。

2021年，作为“十四五”开局之年，也是“双碳”战略目标实践的第一年，国家对未来中长期发展进行了顶层规划。2021年3月发布《国民经济和社会发展第十四个五年规划 和2035年远景目标纲要》，提出加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。 

2021年9月中共中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》作为碳达峰碳中和“1+N”政策体系的纲目，也明确要求加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用，加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。2021年10月，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，要求积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统。到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，再次提出积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能；鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行，完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施的调节作用。

在相关政策支持层面，早在2018年国家发展改革委就委托开展黄河上游（龙羊峡-青铜峡河段），雅砻江中下游（两河口-江口河段）水电规划调整工作，提出扩机、增建抽水泵或可逆机组的水电规划调整方案。2020年5月，中共中央、国务院印发《新时代推进西部大开发形成新格局》，提出加强可再生能源开发利用，开展黄河梯级电站大型储能项目研究，首次将梯级水电储能列入国家和区域重点研发方向。

在抽水蓄能方面，在全国乃至全球储能装机规模中占比超90%。2014年国家发展改革委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》明确了两部制电价定价机制和投资主体多元化。2021年5月，国家发展改革委再次发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以竞争方式形成电量电价，完善容量电价核定机制，容量电费纳入输配电价回收，政策上指导了抽水蓄能电站成本疏导问题。同年8月，国家能源局印发《抽水蓄 能中长期发展规划（2021-2035 年）》，提出加快建设抽水蓄能电站的意见，2025年投产规模在6200万千瓦以上，2030年达到1.2亿千瓦，2035年形成满足新能源高比例大规模发展需求的产业化发展。

在新型储能方面，2021年7月国家发展改革委、国家能源局在《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦以上。到2030年，实现新型储能全面市场化发展，健全新型储能价格机制和“新能源+储能”项目激励机制。2022年2月印发的《“十四五”新型 储能发展实施方案》，要求2025年电化学储能系统成本降低30%以上，推动多元化技术开发和应用，加大“新能源+储能”支持力度，2030 年市场机制、商业模式、标准体系成熟健全。

在具体项目实施层面，为充分体现储能对新能源的支撑作用，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。要求超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。电力系统调峰和储能具体包括抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或具备灵活性调节的火电。 

截至2020年底，我国电力储能容量的总规模3500万千瓦左右，未来可期的2030年，储能规模有望超过2.2亿千瓦，实现5倍以上增长。在双碳目标的驱动下，储能行业在肩负历史使命的同时，迎来了前所未有的发展机遇。

电力系统储能主要包括电物理储能、电化学储能、电磁储能等。电物理储能的代表性技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能；电化学储能的代表性技术有锂离子电池、铅蓄电池、液流电池；电磁储能有超级电容储能、超导储能等。

根据应用场景不同，储能设施还划分为电源侧储能、电网侧储能、负荷侧储能；根据储能时长，划分为短、中、长时储能。更有从技术成熟度、市场占有率等角度，划分为抽水蓄能和新型储能。

抽水蓄能和压缩空气储能，对地形地质条件的要求较高。抽水蓄能技术更为成熟，适合建设大型储能电站。压缩空气储能尚处于示范应用阶段，规模很小。小微型飞轮储能早期主要用作重要设施的不间断电源，2019年兆瓦级飞轮储能商业应用取得突破后，在调频领域也受到关注。

电化学储能，近年来成本下降快，关键技术密集突破。锂离子电池的能量密度大、功率性能高、响应速度快，应用最广泛，在电化学储能装机容量中占比近90%。铅蓄电池技术成熟、成本低廉，在早期项目应用较多，近年来受环保等因素影响，市场份额快速下降。液流电池具有储能时间长、容量大、循环周期长等优势，已接入示范应用阶段。超级电容可应用在轨道交通等非电领域，超导储能更多被用作系统装置部件或元器件。目前随着技术创新步伐加速，氢储能、重力势能储能等技术研发也不断取得新的突破，基本具备示范应用条件。 

储能市场的总体规模上，2020年底，全球储能已投运项目装机容量超1.9亿千瓦，其中抽水蓄能1.725亿千瓦，占比90%，其次，是电化学储能1420万千瓦，占比 7.5%。截至2020年底，我国储能总装机规模约3500万千瓦，其中，抽水蓄能3149万千瓦，电化学储能328万千瓦。

在共同应对气候变化、大力发展可再生能源、实现全球能源转型的时代背景下，全球储能行业迅猛发展。根据国际可 再生能源署（IRENA）《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场》，到2030年，抽水蓄能装机规模将达到2.3亿千瓦；国际能源署（IEA）《2050净零排放：全球能源路线图》预计到2030年，只考虑抽水蓄能和电化学储能增长的情景下，储能总装机容量将达8.2亿千瓦。根据我国对储能行业的规划和预期，2030年，国家电网区域内抽水蓄能电站装机将从目前的2630万千瓦提高至1亿千瓦，电化学储能由300万千瓦扩大至1亿千瓦。

国际和国内业界对储能规模预测总体都持乐观态度。这与当前新能源开发势头和系统调节电源匮乏密切相关。从我国新能源发展规划来看，2030年我国风电、光伏等间歇性可再生能源装机容量在12亿千瓦以上。根据相关预测，2060年，电力总装机容量达80亿千瓦，风电光伏装机规模将达50亿千瓦，装机占比超过60%，新能源发电量超9万亿 千瓦时，电量占比超过50%，成为电量供给的主体。

基于此规模，即使仅考虑15%至20%的调节电源配比，对调节能力的要求也在7.5亿～10亿千瓦。截至2021年底，我国发电总装机容量23.8亿千瓦，电力系统储能规模约4000万千瓦级，因此预计2030年，我国储能规模将超出目前的规划指标，亟需促进储能行业跨越式发展。

所谓“水储能”是基于电力系统需求或配合新能源发电需要，以水体为介质，通过水库与机组进行蓄放水调节，发挥调峰填谷、跟踪负荷和电量时移等作用。抽水蓄能电站利用上下水库进行抽水蓄能，是最典型的“水储能”方式。原本常规水电站几乎都是按照独立电源设计的，机组利用小时数较大。为增加调节能力，可以在水库库容不变的情况下，通过扩机增容，或者在上下梯级间增设可逆式机组或泵站，增大电站调节能力。

储能设施根据其功能性能，服务于不同场景。一是配置在电网侧，实现调峰填谷、调频调压、黑启动、延缓系统扩容等功能；二是配置在新能源并网前的电源侧，平滑新能源出力、实现电量时移；三是配置于用户侧，满足其高峰负荷用电需求，峰谷套利并降低用电成本。当前储能应用场景的盈利模式主要通过价差套利和为电网提供辅助服务，但商业模式尚不成熟。

值得关注的是，随着新型电力系统新能源渗透率不断提高，风电、光伏发电的不稳定性将从电源侧传导至源网荷储各环节。这种不稳定性不仅是波动性的——光伏发电形成的“鸭形曲线”，而且是间歇性的，长时连续无风、阴雨天气下系统有效容量完全缺失。因此长时储能（4h以上）将成为电力储能的刚需。

关于长时储能，通常指连续运行（放电）在4小时以上，循环使用，寿命期不低于20年。2021年，在格拉斯哥联合国气候变化峰会上，英国石油公司、西门子能源公司等25家能源科技公司联合成立了长时储能理事会，鼓励大规模部署长时储能系统。2022年，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）拨款开发创新性储能技术，涉及储热、储电、储氢等领域，瞄准重力储能、压缩空气储能、常规及海水抽水蓄能等高容量、高性能、低成本、长时储能项目方向。

放眼全球，目前最具实践价值的储能调节技术是抽水蓄能电站和具有调节性能的常规水电站。它们将在新型电力系统源网荷储的各环节起到不可替代的作用。

抽水蓄能技术经济指标最优、能量规模最大的储能品种，是“水储能”最典型形式。在构建新型电力系统的关键路径上，抽水蓄能凭借其调峰、填谷、储能、调频、调相、事故 备用、黑启动等功能，具有增强电力系统应对突发事件能力的安全保障作用、跟踪系统需求快速反应的灵活调节作用和全生命周期高效循环利用、减排降碳、规模效益显著的绿色储能作用。与电化学储能目前优势集中在4h以下的短时储能，重点发挥调频功效相比，抽水蓄能优势体现在6以上中长时储能，具有显著的电量时移功效和经济价值。

抽水蓄能目前主要服务于电力系统，通过健全完善电价机制，拟将通过容量电价方式疏导开发成本。与此同时，随着新能源基地大规模开发建设，电源侧配置的抽水蓄能将以服务于特定用户的方式获取资源配套和一体化开发权益。在深度推进电力市场化改革的趋势下，抽水蓄能有望配置在用户侧，面向城市综合能源服务和大用户的储能需求。

经济性上，目前电化学储能的初始成本下降很快，2020年底已降至1.5元/瓦时。但是，鉴于电化学储能的使用寿命较短，比如锂离子电池电芯寿命充放电5000次左右，调峰场景下使用寿命5～10年、调频场景下3～5年。基于国际通用储能成本评价指标——储能设施全生命周期储能平准化（度电）成本LCOS（Levelized Cost of Storage）进行评价，目前我国电化学储能的平均度电成本仍高于每千瓦时0.5元（储能时长3h）。

抽水蓄能电站建设多以单位千瓦投资来衡量工程的经济水平。目前具有技术经济可行性的电站，其单位千瓦投资在5500～6500元。在当前电力体制下，由于尚缺乏对抽水蓄能的调度机制，暂按年被调用小时数1000h计，电站经营期40年，换算得到平均成本仅0.2元/千瓦时左右。由于抽水蓄能电站较长的使用寿命，同时兼有其他运行效益和生态环境效益，因此在全生命周期的经济性和综合效益方面远优于电化学储能以及其他储能设施。

截至2021年底，全国已建在建常规水电站约3.9亿千瓦。以流域水电基地为基础的水风光储一体化清洁能源基地正在规划之中，通过发挥常规水电的调蓄储能潜力和“西电东送”输电能力，能够极大带动和促进相关流域风能、太阳能和生物质能资源的开发利用，形成流域可再生能源一体化开发。因此，当前情形之下，优先研究常规水电站的“水储能”功效，充分发挥我国现有水电站的作用，挖潜改造、扩机增容，加大调节能力，对促进全国主要流域可再生能源开发利用具有十分重要的作用。

目前，我国正在开发或已建成的十三大流域水电基地，装机规模巨大。流域综合规划、梯级滚动开发，龙头水库和梯级电站等多种调节性能水库并存，流域梯级整体调节能力不断提高。在流域梯级研究水风光互补，实质上是依托梯级水电站的“水储能”作用，为间歇性、波动性的风电、光伏发电进行补偿服务。2022年3月，国家能源局印发《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，正是基于流域水电出力与风电、光伏发电特点的互补作用，推动实现流域可再生能源综合集约高效一体化开发。

流域梯级水电开发的机组利用小时数一般在4000小时以上，“西电东送”直送或者打捆外送的水电站利用小时数更高。考虑到汛期防洪和其他综合利用要求，水库现有库容无法额外满足新能源的储能补偿调节要求。为此，在大坝不改，库容不变的情况下，采取扩机增容的办法，加大发电放水能力，优化水库调度方式，便可提升电量时移的储能作用。

常规水电站的扩机增容可以多种多样。老旧机组可以通过设备的更新改造进行增容，通过水道和机组的改造增加过水能力，还可以直接新增发电机组。这些扩机增容方式，不需要增加水库库容，只改变水库调度运行方式，而且在水电站工程原有征地红线范围内施工，基本不新增建设用地，因此环境影响较小，工程造价较低，甚至远低于新建抽水蓄能电站。

为充分利用水能资源，对于上下游水位衔接的梯级水电站，在水库库容足够的情况下，可以考虑安装可逆式机组或储能泵站，成为一种独特的梯级水电储能方式。早在2018年，规划研究机构就提出了黄河流域上游建设储能工厂的设想， 期望依托西北地区黄河流域富余光伏电量和梯级电站相邻水库库容，通过减少光伏弃电、余电利用，从下游梯级水库向上游梯级水库抽水，在用电高峰时段进行水力发电，实现电量时移，将光伏富余低价电转化为高质量高价水电。

自2020年梯级水电储能的概念列入西部大开发形成新格局的中央文件以来，已开展设备试验和工程可行性研究，计划 “十四五”期间开工建设，并将作为应用推广的试点项目。若采用水泵水轮机可逆式机组，将具有容量效益，产生双倍调峰效应，而储能时长与水库库容、水泵水轮机组抽水发电水头流量等因素有关，具备长时储能的条件。

目前开展的龙羊峡-拉西瓦梯级100万千瓦试点工程，可实现日内6～8h储能，单位千瓦投资约4500元。为满足8%内部收益率要求，考虑不同的建设成本，抽水发电价差在0.2723～0.3491元/千瓦时。该套利价差亦优于目前电化学储能的度电成本。梯级水电储能的使用寿命与水电站相同，至少在50年以上。因此，梯级水电储能项目也将得益于项目全生命周期的成本优势，具有服务功能和经济性优势。 

抽水蓄能、常规水电扩机、梯级水电储能等“水储能”形式，在功能定位上具有长时储能和综合调节优势，在经济性上依托土建机电工程具有全生命周期的成本优势。研究表明，2030年以前，电化学储能成本尚无法下降至拐点，抽水蓄能具有技术经济优势。2030年之后，电化学储能成本下降30%以上，抽水蓄能仍将在长时储能的细分市场上具有差异化竞争优势。水电扩机增容、增设可逆式机组或储能泵站，是对我国既有水电的充分利用、二次开发，且无需新建水库、大坝，环境影响相对较小，因此，“水储能”设施应该给予优先开发地位。

一是抽水蓄能规划的全局性。抽水蓄能电站选址虽需要具备一定的地形地质条件和水源条件，但总体而言，我国地大物博，抽水蓄能站址资源丰富。不同于电化学储能，抽水蓄能是依托于地形地质要素和电网布局要素的大中型水电工程，一次性投资大、工期较长，必须进行全国、区域和省域的总体规划，根据区域经济结构发展和电力供需形势，基于新型电力系统需求和清洁能源基地布局进行开发规划，并做好与国土空间规划、生态环境保护规划等的协调。

二是抽水蓄能开发的战略性。抽水蓄能电站规模体量大，涉及总投资动辄数十亿元、上百亿元。早期抽水蓄能电站由电网企业自建自用，内部核算，曾经面临成本回收困难、发展动力不足的问题。加快抽水蓄能电站开发，需要完善市场化体制机制，第一，明确蓄能电站的功能定位和使用规则。第二，明晰投资回报 路径和兑现方式。第三，鼓励投资主体多元化，公平竞争。当新能源+调节电源的大基地开发模式确立后，各类投资开发主体大量涌入抽水蓄能市场，为抽水蓄能发展按下快进键的同时，“新能源+抽水蓄能+X”开发模式的调度运营、盈利方式尚有待市场的进一步检验，需要跳出行业看发展，长远谋划。

三是抽水蓄能建设的先进性。抽水蓄能电站建设周期长，涉及水 电建设的各专业协调和全过程控制。在当前“应开尽开”的思想主导下，有可能导致行业野蛮生长，恶性竞争，形成新的“三边”工程，因此在基本建设程序和工程质量安全上仍需严格把关。第一，要分阶段开展设计工作，满足勘察设计深度要求。第二，要协调好新能源开发、接入系统建设进度，力求同期建设、同步投入运行，避免投资积压。第三，针对关键技术和特殊难题，要开展专项研究论证，经多方案技术经济环境比较提出可行的解决方案。要避免落入重复建设和无效投资的陷阱，全方位做好项目策划，确保高质量推进开发建设。 

一是常规水电站的目标定位和任务调整。要根据流域可再生能源一体化规划建设的需要，对水电站进行常规发电任务和水风光互补任务划分，并进行相应的规划分类和功能调整。 

二是充分研究水电站扩机增容、梯级储能的建设条件。要因地制宜确定扩机增容的方案。要针对水库现有的库容和运行方式，通过调节计算，考虑上下游梯级衔接，确定扩机容量以及互补储能调节运用方式，研究能够互补的新能源规模。

三是研究加快水电站扩机增容、梯级储能的建设程序。对于纳入可再生能源一体化建设规划的水电站扩机和梯级储能，应在审批程序，特别是水保环保审批上，考虑扩机增容的特点，在不改变流域环评的基础上，简化审批核准流程。

四是建立健全水电扩机增容、梯级储能的市场机制，提高盈利能力。对于专门用于水风光互补的项目，要研究通过容量电价、分时电价等，或者直接通过新能源投资主体购买“水储能”服务的方式，取得收益。

以水为介质的重力储能定义为“水储能”，现阶段包括抽水蓄能和常规水电储能。常规水电站进行机组扩机增容、加设水泵或水泵水轮机组等梯级储能，均能有效增强水电站的调节能力。

相较于电化学储能，抽水蓄能和常规水电储能是目前工程技术最成熟，运行调控更灵活，安全可靠，更具规模化和长寿命，全生命周期经济效益最优的电力储能方式。抽水蓄能和常规水电储能将有助于促进可再生能源的开发和消纳，助力新型电力系统构建。

在电力储能设施加快发展的激励政策驱动下，“水储能”和新型储能的规划建设均要坚持全局性、系统性、可靠性和协调性原则，深入开展研究论证，确保安全高效推动“水储能”和新型储能产业协同协调和可持续发展，实现产业效益和社会效益的最优化。