碳中和下的水电角色重塑及其关键问题

程春田

（大连理工大学水电与水信息研究所，辽宁省大连市 116024）

0 引言

中国提出了“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”目标［1-2］。实现这一目标必须充分利用国内水、风、光资源丰富的禀赋条件［3］，在全国优化配置清洁能源，构建清洁、低碳的新型能源体系［4-5］。随着风、光装机容量分别从2019年的210 GW和205 GW［6］发展至2030年 的480 GW和570 GW、2050年 的1 440 GW和2 160 GW［7］，风、光装机容量将从2019年占全国电源的21%发展至2030年的38%和2050年的70%，分别是2019年的2.53倍和8.6倍，逐步成为电网的主导电源。风光大规模迅猛发展，必将给中国电网安全运行和清洁能源消纳带来重大挑战，其中的一个重要挑战就是如何解决新能源大规模并网带来的灵活性需求问题。

储能技术被视为解决新能源灵活性的一条重要途径［8-11］，但面临着规模和技术瓶颈问题。2019年全球总储能容量为184.6 GW［12］，其中抽水蓄能电站容量为170.9 GW，占92.6%，其次是电化学储能9.6 GW，占5.2%；中国总的储能为32.4 GW，其中抽水蓄能电站30.3 GW［6］，占93.5%，电化学蓄能1.72 GW，占5.3%。无论是全球还是中国，居主导地位的储能技术均是抽水蓄能水电站，其次是电化学储能，且后者与前者存在数量级差异。抽水蓄能电站主要服务于日内灵活性需求调节，且依赖于合适的地理条件，并不能根据新能源分布地理位置特点就地加建；电化学储能是国内外研究热点，也是寄予厚望的未来风光灵活性需求的解决方案，但现在总体规模很小，主要用于响应短期和超短期负荷波动，且目前大多应用于分布式新能源消纳。无论是抽水蓄能电站还是电化学储能，相对于中国现在和未来千万千瓦级、亿千瓦级、十亿千瓦级及以上新能源跨区域大规模集中消纳，只是杯水车薪，在可以预见的很长一段时间内，难以应对国内未来碳中和下的风光集中消纳问题。因此，如何解决这一问题，需要寻找新的途径。

不同于世界其他能源结构转型的国家，中国拥有世界上最丰富的水电资源，理论蕴藏量为676 GW［13］。经过西电东送工程20年建设，中国已经建成了世界上最大规模的水电系统，水电装机容量先后跨越了100 GW、200 GW、300 GW台阶，一直稳居世界第一。2019年，中国已建成水电装机总容量达到356 GW［6］，是2000年的4.5倍，超过世界水电排名第2巴西、第3美国、第4加拿大和第5印度4个国家容量总和［14］，是世界其他能源转型国家所不具备的。考虑到中国水电与现在和未来风光能源的规模匹配性，以及水电自身灵活性的特点，如何利用中国独一无二的水电资源有利条件，开展支撑中国跨区域风光大规模集中消纳的问题研究，就可能成为解决中国碳中和下风光大规模消纳的机遇和重要的解决途径，也是国家能源战略布局需要深入研究的问题。

1 中国能源资源和负荷格局

实现碳中和目标，必须依据中国能源资源禀赋、负荷格局、经济发展水平和技术条件制定因地制宜的清洁能源政策。

中国地域辽阔，能源资源分布和用电负荷极不均匀。煤炭资源69%集中在“三西”地区（即山西省、陕西省和内蒙古自治区西部）和云南省、贵州省，风能资源80%集中在“三北”（西北、华北、东北），太阳能资源85%集中在西部、北部地区，水电70%集中在西南六省市、自治区（四川省、云南省、贵州省、广西壮族自治区、重庆市、西藏自治区），用电负荷主要集中在京津冀、长三角、珠三角等中东部及沿海地区。水、风、光资源与电力负荷中心的逆向分布特点决定了中国清洁能源需要跨省、跨区域大规模、大范围输送消纳。

基于中国资源禀赋，国家于2000年实施了西电东送工程。经过20年水电高速发展和10多年新能源快速发展，中国已经在西南、长江上游集中建成了世界上最大规模的水电基地，在三北地区建成了世界上最大规模的风光新能源基地。与此同时，中国也建成了全国互联电力网络，实现了全国电力联网。目前，国内水、风、光装机容量和发电量均居世界首位，在未来世界新能源发展及应对碳中和挑战中占重要地位。清洁能源大规模跨区域输送将成为中国未来能源总体格局，极大地区别于世界能源结构转型中的德国、英国、美国等国家。解决资源与负荷逆向分布的水、风、光大规模集中消纳是中国实现碳中和的核心问题之一。

2 中国水电与全国互联的水电输送条件

水电是技术成熟、可靠的可再生能源，一直是中国乃至世界的第2大电源［15］。中国因为特殊的地形和气候条件，拥有全球最丰富的水电资源，这些水电资源又主要位于西南和长江上游地区，且主要集中在西南和长江上游水电基地的干流梯级。

西南横跨中国地理三大台阶，地势落差大且河流密布，是国内水能资源最富集地区，0.1 MW及以上水电的技术可开发容量达414 GW，占国内总技术可开发容量的68.6%，水能资源理论蕴藏年发电量为4 450 TW·h，占全国水电75%左右［13］。域内有雅鲁藏布江、金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、澜沧江、怒江、南盘江/红水河8个水电基地，除了雅鲁藏布江、怒江未大规模开发外，其他几个流域中下游已经进行了大规模开发，是国内西电东送工程重点规划和布局的电源工程。长江上游干流是国内另一水电富矿，即将全面建成的金沙江下游4个梯级加三峡、葛洲坝6个水电站，水电总装机容量达70.315 GW，占全国水电蕴藏量的10%，年平均发电量300 TW·h。

以西南、长江上游水电基地水电输送为主要目标的中通道、南通道已经实现了西南、华中、华东、华北、华南、西北跨省跨区域联网。西南、长江地区水电规模、集中程度、与其他电网的互联互通便利条件，对解决国内现在和未来亿千瓦级、数十亿千瓦级风光大规模集中消纳问题具有非常特别的意义。

3 储能技术与常规水电比较

为了解决风光消纳问题，世界各国都在大力发展各种储能技术［8］。储能技术根据其技术特性，分为能量型和功率型。前者包括抽水储能、压缩空气储能、电池储能等，其特点是能量密度高、储能容量大；后者包括飞轮储能、超导储能、超级电容器储能等，其特点是功率密度高、响应速度快、可频繁充放电。根据电能转化存储形态，分为物理储能、化学储能、电磁储能和相变储能4类。物理储能主要有抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能；化学储能主要有锂电池、铅酸电池、钠硫电池、液流电池和金属空气电池；电磁储能有超导磁储能和超级电容器储能2种；相变储能有电储热、熔融盐储热及冰蓄冷技术。各种储能技术特性及其适应条件，很多文献已经给出总结，在此不再一一赘述。本文重点比较常规水电与抽水蓄能电站。

通常所说的水电包括常规水电和抽水蓄能电站，所看到的指标统计一般是指两者总和［6，14］。常规水电利用落差和聚集的发电流量进行发电，具有启动灵活、反应迅速等特点，在电力系统调峰、调频、事故备用中发挥着重要作用；抽水蓄能则是在负荷低谷将水从下库抽至上库，在用电高峰时再安排发电，是核电、风、光等清洁能源重要的配套电源，主要通过电力置换对电网负荷进行调节，对优化整个电网资源配置有着非常重要的作用，也是未来世界和中国新能源发展必不可少的重要储能技术。抽水蓄能较常规水电有如下几个主要不同。

1）无论中国还是世界，抽水蓄能总体装机规模和发电量远远小于常规水电，存在数量级上的差异［12，14］。

2）抽水蓄能库容较小，通常只能进行日内负荷调节，而常规水电则有多年调节、年调节、不完全年调节、季调节、月调节、周调节、日调节及径流式水电站，反映在它们的库容上有很大不同。有些多年调节水电站，汛期可以不发电或者少发电，将汛期径流全部或者大部分储存起来，主要在枯期发电；通过蓄丰补枯，充分利用其巨大的调节库容，对流域天然径流进行重新分配，从而提高整个流域梯级水能利用率，满足电网不同时间尺度的负荷响应需求。

3）常规水电通过梯级水电站群联合调度，能够充分发挥龙头水电站群的作用，大幅提高整个梯级水能利用率和灵活性调控水平［15-17］。其核心要点是对龙头水电站群年初、汛前、汛后、年末关键时间节点水位进行有效控制，实现对流域梯级水电站群总体蓄能关键节点控制，尽可能避免弃水和缺电；为实现电力系统总体资源最优配置，在月、旬、周发电计划制定过程中，充分挖掘年调节以下梯级水电站群的调节能力，实现电网运行经济性最优；为满足电网电力电量平衡，充分挖掘梯级水电灵活性能力，保证电网运行安全。梯级水电在年、月、旬、周、日、时不同时间尺度上，可以对多种调节性能水电站群进行时序递进的灵活性挖掘，能够发挥梯级水电站群巨大的规模效应，对电网季节性、短期、日负荷波动进行有效调节，这是常规抽水蓄能电站难以企及的，也是未来风光成为电网主导电源所急需和短缺的，如图1所示。

图1 常规水电与抽水蓄能电站比较Fig.1 Comparison between conventional hydropower station and pumped storage power station

根据上述比较，从中国和世界储能发展来看，不管是目前技术最成熟和居支配地位的抽水蓄能，还是被寄予厚望的电化学储能技术，无论是从规模、经济性、安全性，还是对多种尺度负荷波动的灵活性响应上，都难以与常规水电进行比较。因此，如何促进常规水电对中国风光新能源大规模集中消纳，恰逢其时，是中国应对碳中和必须要加以充分利用的珍贵资源。

4 水电重塑：由“电源供应者”逐步转向“电源供应者+‘电池’调节者”

解决中国新能源跨省、跨区域消纳，需要持续在如下几个方面发力：进一步加强新能源跨省、跨区域通道的建设，提升新能源送出能力；持续开展源、网、荷侧的电力电子技术水平研究，提升传统电源、新型电源对电网的惯性支撑能力；发展各种控制技术，提高灵活性需求的调峰、调频、调压响应能力。另一个非常重要的方面就是如何充分利用中国各大水电基地梯级水电站群巨大的“储能”和多尺度调节的灵活性作用，以及与各大电网的互联方便条件，使其成为全国电力未来的灵活性调节中枢；通过水电角色重塑，使其由“电源供应者”逐步转向“电源供应者＋‘电池’调节者”，通过梯级水电功能再造，在有条件的常规水电站处加建季节性抽水蓄能电站，以更好地发挥水电的调蓄；两方面同时发力，与其他储能技术一起，助力中国碳中和目标的稳步实现。在全国十四大水电基地中，特别要关注和重视西南、长江上游水电资源，理由如下。

1）解决中国亿千瓦级、数十亿千瓦级风光大规模集中消纳问题，必须有相当规模的灵活性调节电源，西南和长江水电基地干流梯级水电恰好具备这样的规模，世界各国都难以找到类似中国这样的有利条件，充分发挥这2个水电基地与全国跨区域电网便利的互联条件并利用它们强大的灵活性调节能力，是未来很长一段时间内实现跨区域风光大规模消纳的最现实和最可靠选择。

2）西南及长江水电基地干流梯级水电站群，利用干流梯级多个龙头水电站巨大的调节库容，通过径流调节，可以充分发挥这些龙头水电站巨大调节作用，带来整个梯级数倍的电能调节杠杆效应，能够提供年、月、旬、周、日、时、分各种时间尺度的灵活性需求响应，而这种多尺度的灵活性需求响应，正是跨区域大规模风光集中消纳所需要的。

3）水电受制于地形和径流条件，其未来发展空间是有限的［13］。未来随着风光规模和比例在电网中大幅提升，水电从现在重要的电源角色退化到补充角色是必然的，但其灵活性作用将只增不减。因此，尽早实现水电角色的转变，既是未来的必然选择，也是时代的需要。实施水电从“电源供应者”到电网“电源＋‘电池’调节者”的角色重塑，将是中国能源领域革命性、创新性思维的体现。

4）跨区域源、网、荷存在天然互补性，并且随着互补区域空间扩大，天然优势更明显。中国季风性气候特点、独特的地形类型及多样的山脉走向，跨纬度大，客观上造成了南北、东西气候和地理特征的较大差异，自然而然形成地理位置上水、风、光天然互补关系。另一方面，水、风、光发电特性也存在天然互补性：风电常常冬春季风大、夏秋季风小，白天风小、夜间风大；光伏发电夏季日照强、冬季日照短，白天有日照、夜间没有；水电夏季河流流量大、冬春季流量小；三者形成了天然的互补关系。在全国已经形成联网的情况下，通过研究西南、长江上游干流梯级，三北、中东部电源和负荷特性及其时空的天然互补规律，发挥西南和长江上游干流梯级对多个跨区域电力系统风光灵活性调节中枢作用，将是风光大规模集中消纳最有效、最经济的技术手段。因此，实现西南、长江水电基地与三北风光及中东部电源、负荷的跨区域互补，将极大地改变传统水电和“三北”、西部风光各自的发展和消纳模式，同时更能充分发挥大电网平台作用，可实现更大区域范围的源网荷协同，以解决三北、西部地区新能源比例进一步增长带来的系统灵活性电源不足问题，可从根本上改变中国能源结构的布局和战略规划，为新能源发展提出更加可行的解决方案，有望从根本上缓解和大幅减少国内三弃问题。

5 水电角色重塑的关键科学技术问题

碳中和下，水电必须主动思考其在中国能源战略中的定位。水电从“电源供应者”到电网“电源＋‘电池’调节者”角色重塑，不仅极大地改变了国内现有水电系统调度方式，而且会对国内能源格局、能源规划、电网运行、清洁能源消纳产生深远影响。首先，需要回答的问题是水电角色重塑能够在多大程度上解决中国风光新能源跨区域消纳问题。为了回答上述问题，需要什么样的基础理论和技术支撑？另一个重要方面，针对中国风光大规模开发带来的集中消纳，在常规抽水蓄能地址选择受限和只能响应日负荷波动情况下，能否借鉴国际上正在兴起的、在已建和规划修建流域的有调节库容的常规水电站处加建季节性抽水蓄能电站［18-19］，增加抽水蓄能电站在电网储能中的规模和比重，并且通过新型抽水蓄能形式（见图2）［18］，提供对风光新能源季节性波动的响应，利用弃光、弃风，实现风光资源转化，提高水电资源再利用。其中季节性抽水蓄能电站，对于开拓中国储能建设思路意义重大，特别是对于水、风、光资源比较丰富的西南地区和西北地区。以上2个方面是中国水电重塑的核心内容，需要及早进行理论和技术的谋划，特别需要致力于如下几个方面的关键科学技术问题。

图2 季节性抽水蓄能电站选址及其发电原理Fig.2 Location selection and generation principle of seasonal pumped storage power station

5.1 跨区域水、风、光互补调控基础理论

中国未来新能源将主要呈2种主要消纳方式，如图3所示。一是分布式就地消纳解决，在建设风光新能源时，配套建设相匹配的储能设施，主要适用于新能源规模和占比较少的中东部、沿海地区，不是本文论述重点；另一个是跨省、跨区域集中消纳解决，适用于新能源规模庞大的电网层级，主要是指三北地区、西南地区送端电网，这些地区的新能源规模大，占比高，大部分需要跨省、跨区域输送，是中国有别于世界各国的不同点，也是本文重点。

图3 中国未来新能源消纳的2种消纳方式Fig.3 Two manners of China’s renewable energy accommodation in the future

风光随机性、波动性要求电力系统提供足够的季节性、短期、超短期灵活性资源。径流时空分布的不均匀性及发电、防洪、生态用水等综合应用要求水电站蓄丰补枯和对径流进行时空再分配。梯级水电调节性能差异展示了它们不同的电量转移能力和灵活性响应能力；梯级水电上下游水力联系使得梯级在时间、空间上关联耦合，它们联合运行能够全面提高梯级水电系统响应电网负荷需求的能力。这些特点，使得梯级水电与其他电源协同调度和控制极其复杂，需要控龙头、抓互补、增灵活，对梯级水电群进行时序递进的蓄能控制、库容挖掘、灵活性需求响应，如图4所示，以满足不同时间尺度、季节性控制要求的水、风、光互补调控需要。这就需要全面创新梯级水电站群调度理论，把风光季节性波动、日内波动耦合到不同尺度的梯级水电站群优化建模中，需要构建多时间嵌套、跨区域协同的多电源优化控制理论方法，突破超大规模、不确定性、高维优化求解理论难题。

图4 多时空尺度递进挖掘梯级水电调节能力Fig.4 Multiple temporal and spatial scales excavation cascaded hydropower regulation capacity step by step

5.2 梯级水电功能再造的抽水蓄能电站技术及其调度运行理论

如前所述，受限于水电自然和地理条件，水电在中国电源结构中的比例将逐步降低，必然会从现在的主要电源发展成为未来电网的重要调峰、调频电源，除了汛期为避免弃水进行最大程度消纳外，大多数时间将会作为电网的灵活性电源。在这样的背景下，如何突破固有思维惯性，及早从电源的灵活性思维出发，对已建成流域梯级水电站群进行季节性抽水蓄能电站的改造，从电网灵活性考虑对未来即将开发的流域梯级水电站群进行重新定位并进行重新规划设计就显得尤为重要。

事实上，为了应对能源结构转型，水电较多的巴西和世界水电占比较高的其他国家，已经对水电灵活性角色有了新的认知，率先提出了季节性抽水蓄能电站的概念［18-19］，并已经开始了季节性抽水蓄能电站的建设。对于中国来说，季节性抽水蓄能电站的作用将更为重要，并且可以将其概念进一步延展，以适应不同的应用场景。场景1类同于巴西等国家，定位于电网层级跨区域新能源季节性和日内波动需求，利用流域梯级干流和支流合适的地理位置，在有调节能力常规水电站处修建季节性抽水蓄能水电站［18］，实现不可控新能源电量的时空转移，如图3（b）所示；场景2是不局限于年调节及以上的水电站，在有调节能力的水电站处，加建抽水蓄能电站，通过水泵直接将水抽到水库，利用原有机组发电，这样能够利用当地的风光资源，在通道受限时随时利用弃电将水流抽至库区，实现水资源循环利用，这对于中国发展流域水、风、光绿色走廊尤其重要。

季节性抽水蓄能电站较传统的抽水蓄能电站有极大不同：①着眼于电网的季节性灵活性需求，而非仅日负荷波动需求；②对已建和未建的常规梯级水电站群从灵活性需求出发，通过在有调节能力梯级水电站群加建季节性或者周期性抽水蓄能电站，提高整个流域的水能利用率和对电网灵活性需求的响应；③改变了传统的梯级水电站群规划和运行方式，需要对现有的流域梯级水电规划及其运行提出新的理论方法和建设技术。

中国水电主要集中在西南、长江流域，风光占比较高的西北新疆、青海水电也较多。因此，为应对中国未来风光大规模开发，在西南、西北水电基地研究干流及支流季节性抽水蓄能电站意义重大。由于季节性抽水蓄能改变了传统的上下游梯级水力联系，而梯级水电的上下游紧密水力联系本身使得梯级的中长期和短期存在多尺度耦合与影响。因此，季节性抽水蓄能电站的加建和规划也会极大地改变流域梯级水能规划和运行，需要全新的理论和技术的指导。

5.3 水电重塑下的干流梯级水电站群调度运行方式

水电重塑的核心是从“电源供应者”转化为“电源供应者＋‘电池’调节者”，需要应对风光新能源大规模增加后的季节性和日内出力波动［20］，不仅仅要响应尖峰负荷，还要满足低谷负荷。梯级水电从最大化利用水能资源转化成为水能利用和灵活性调节并举，特别是在枯期，需要最大限度地发挥梯级水电的灵活性调节作用。另一方面，梯级水电对风光灵活性需求的响应，需要将风光的季节性波动、日内波动嵌入到梯级水电的长、中、短期及实时调度建模过程中，这不仅带来了模型结构的变化，而且带来了系统规模指数级的变化，导致系统复杂程度、求解难度急剧上升［21］。需要研究梯级水电在满足发电、防洪、供水、通航、生态用水等综合需求下，在不同风光新能源渗透率下的梯级水电站群水位控制方式，包括龙头水电站群的控制运行方式，季节性的梯级水电站群运行方式，旬、周梯级水电运行控制方式，以及日内和实时水电运行控制，以响应不同时间尺度的风光新能源灵活性需求。通过上述研究，实现梯级及梯级水电站群的时序递进水电灵活性挖掘，以最大限度地满足中国新能源迅速增长的跨区域灵活性需求。

5.4 多源信息融合的高精度水、风、光预测技术

支撑未来国内跨省、跨区域水、风、光互补调控，高精度的水、风、光预测技术是前提。气候变化导致大气环流发生重大变化，极端水文事件（如洪涝、干旱）呈现增加或加重的变化趋势，社会经济快速发展带来人类活动影响日益加剧，这些因素极大地改变了水、风、光预测的一致性条件，使得水、风、光预测更为困难。另一方面，科学技术进步提高了各种天、地、空及各种专业要素数据的观测、监测、分析手段，如何从数值天气预报、遥感、地理信息系统（GIS）、数据采集与监控（SCADA）等海量数据中，重构传统的预测模型，开展基于多源海量数据的大数据、人工智能水、风、光预测研究，是未来提高水、风、光预测的根本和可靠途径。

5.5 水电重塑的跨区域水、风、光互补实施路径

为了避免中国水、风、光建成即存在大规模弃电的可能，未来大规模风光开发必须进行整体的路径规划，这就需要从源、网、荷多个途径研究配置跨区域水、风、光互补问题，包括跨区域同质电源聚合规律、异质电源的互补规律，多电源间聚合和互补规律。特别需要研究水电对国内大规模风光开发的支撑路径，跟谁互补、何时互补、如何互补以及在不同季节、不同时间如何挖掘梯级水电的灵活性。

6 结语

为了实现中国碳中和目标，必须继续大规模开发风光等新能源，可以采用跨区域集中消纳和分布式消纳2种方式并存解决国内差异化新能源消纳问题。在现在和可以预见的未来，中国跨区域大规模风光集中消纳问题需要发挥国内独一无二的水电规模、集中程度的资源禀赋，充分利用十四大水电基地干流梯级巨大的“储能”和多尺度调节的灵活性作用，让它们成为全国和分区电力未来的灵活性调节中枢。在现阶段和未来很长一段时间内，水电是中国碳中和目标最现实、最可靠的选择。

针对中国碳中和这一重大需求，需要及早开展水电重塑，特别是西南、长江上游水电重塑的问题研究。需要充分利用国内流域水电资源集中优势和流域周边风光资源丰富的条件，开展流域级、省级、区域级、跨区域级水、风、光互补问题研究，及早对水电进行能源战略定位，对已建、在建、规划中的水电，开展季节性、周期性抽水蓄能电站的调查和规划，进一步挖掘水电储能价值。水电重塑既是中国能源战略必然驱动，也是水电地域、特性所决定的。