我国混合式抽水蓄能电站开发优势及制约

潘 雪，赵添辰，李凯玮，能锋田

（1.国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院，北京市 100761；2.中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司，北京市 100024）

0 引言

随着碳达峰、碳中和目标的提出，我国可再生能源发展步入规模化、市场化的新阶段，新型电力系统的构建迫在眉睫。但可再生能源大规模、高比例并网后，其出力的波动性和不确定性给电网运行带来了严峻挑战[1]。抽水蓄能电站作为消纳清洁能源、保障电网安全稳定运行有效手段，逐渐成为电力系统的重要组成部分，在强劲的市场需求和政策刺激下，我国抽水蓄能建设迎来了“黄金期”[2]。目前资源条件较好的抽水蓄能站址已逐步被开发，新增站点多存在条件差、投资高的特点。我国水力资源丰富，水力资源理论蕴藏量6.94 亿kW，技术可开发量5.42 亿kW[3]，现有水力资源开发均未考虑抽水蓄能功能任务。为进一步提高水力资源利用率，助力“双碳”目标实现，利用现有水电站址，通过增建可逆机组或抽水泵的方式，建设混合式抽水蓄能电站，可实现发电、储能的双倍效果，可有效节约抽蓄、电化学储能等调峰资源的建设成本[4]。

为此，本文分析了混合式抽水蓄能电站在我国的发展现状、规划站址和混合式抽蓄电站的开发优势，并对各电网区域进行混合式抽水蓄能站址普查，分析其价值及建设条件，最后针对目前混合式抽水蓄能电站的开发、建设、运行存在的制约因素和问题提出相关政策建议，为常规梯级水电站与抽水蓄能结合提供借鉴。

1 混合式抽水蓄能发展现状与优势

1.1 建设背景

“双碳”目标是我国积极参与应对气候变化全球治理的重要举措，是电力系统向清洁低碳转型的根本指导。根据2022年可再生能源发展情况，截至2022 年底，我国可再生能源装机达到12.13 亿kW，占全国发电总装机的47.3%；可再生能源发电量达到2.7 万亿kWh，占全社会用电量的31.6%[5]。新能源在我国电力行业已经占据了极其重要的位置。

随着新能源大规模、高比例的并网，其随机性、波动性和间歇性特征使得电源的不确定性明显增大，对新型电力系统的安全稳定运行带来较大冲击，因此，迫切需要建设抽水蓄能电站以提高电力系统调节能力和促进大规模新能源发展[6]。我国水力资源丰富，结合梯级电站建设混合式抽水蓄能电站，可充分利用现有水电资源，进一步提升水电的灵活调节能力，维持电网安全稳定运行与清洁能源高效消纳[7]。

1.2 混合式抽水蓄能在我国的发展情况

1968 年岗南水电站通过安装1 台11MW 的抽水蓄能机组，建成我国第一座混合式抽水蓄能电站，开创了我国抽水蓄能电站的先河[8]。到20 世纪七八十年代，为解决电网调峰问题，华北电网开始建设潘家口混合式抽水蓄能电站，标志着我国抽水蓄能电站迎来第一次建设高峰。从八十年代后期开始，我国建设的抽水蓄能电站多为高水头、大容量的纯抽水蓄能电站，我国抽水蓄能进入成熟稳步发展阶段。

截至2022 年底，我国水电累计装机容量达413500MW，其中抽水蓄能电站装机容量达45790MW，占水电总装机比重约11%。结合常规梯级水电站建设的混合式抽水蓄能电站装机容量为843MW。我国已建混合式抽水蓄能电站情况见表1。

表1 我国已建混合式抽水蓄能电站统计表Table 1 Statistical table of mixed pumped storage power stations built in China

从表1 中可以看出我国混合式抽水蓄能电站发展的三个显著特点：①起步早，1968 年建成的岗南水电站是中国第一座混合式抽水蓄能电站，但在近半个多世纪里，混合式抽蓄电站发展缓慢，数量有限。②开发建设多为分阶段开发，仅羊卓雍湖抽水蓄能电站在建设初期便安装抽水蓄能机组，其余电站均为在已建成的常规水电上进行扩建或续建。③开发程度较低，结合常规梯级水电站建设的混合式抽水蓄能电站装机容量仅占水电总装机的0.2%。

2021 年，《抽水蓄能中长期发展规划（2021 ～2035 年）》发布，国家对抽水蓄能建设支持力度空前，提出积极探索抽水蓄能发展新模式，“开展水电梯级融合改造潜力评估工作，鼓励依托常规水电站增建混合式抽水蓄能。”新的时代背景下，随着混合式抽水蓄能政策的引导，混合式抽水蓄能电站将得到一定规模的再次开发利用。

1.3 混合式抽水蓄能电站的优势

纯抽水蓄能电站的运行依靠上下水库的水循环，需要适时补水；混合式抽水蓄能电站有天然径流汇入，可利用径流进行常规发电。与新建纯抽水蓄能电站相比，具有开发实施容易、建设周期短、水库淹没环境影响小、投资省等优点[9]，具有较好的开发利用前景。混合式抽水蓄能电站是相对于纯抽水蓄能而言，纯抽水蓄能电站是在高差较大地区新建上下两个水库，混合式抽水蓄能是结合常规水电站开发的抽水蓄能电站，可以与常规水电站同时开发建设，也可以在已建成的常规水电站上扩建或者续建。

混合式抽水蓄能电站相比纯抽水蓄能电站，在实际运行中具有三大显著的特性：①单机容量小，启停迅速，运行灵活、可靠，对负荷的急剧变化能做出快速反应[10]，适合承担系统调频及快速跟踪负荷、备用、无功调节和黑启动等辅助服务任务；②空闲时可以把下水库的水抽至上水库，以提高水力发电机组的运行水头，增加后期发电效益[11]；③由于混合式抽水蓄能水电站大都利用具有较大容量的水库，其调节周期更长，可以进行旬、月，甚至是季、年调节，所以可以更充分地发挥蓄能水电站的作用，增加电网的调节能力[12]。常规抽水蓄能机组因受其电站本身调节库容的限制，通常只能做到日内短时间调节，发挥短时尖峰保供作用和填谷作用，但混合式抽水蓄能机组由于没有发电库容限制，能够发挥更长时段调节任务，当电网出现持续性供电不足现象时，相比于常规抽水蓄能电站，采用混合式抽水蓄能电站更能发挥出其长周期保供作用；当系统持续性供电不足现象消失后，混合式抽水蓄能电站仍能通过常规水电机组持续发电，具有较强的经济性。

纯抽水蓄能电站与混合抽水蓄能电站功能对比见表2。

表2 纯抽水蓄能电站与混合抽水蓄能电站功能对比表Table 2 Function comparison table of pure pumped storage and mixed pumped storage

2 我国混合式抽水蓄能站址资源

2.1 已规划站点

国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021 ～2035 年）》中建设条件成熟、前期工作推进较快的混合式抽水蓄能站址18 个，总装机容量21535MW。主要分布在青海省、西藏自治区、四川省等水电资源富集区域，其中青海省站点装机容量约11100MW、西藏自治区6090MW、四川省1800MW、贵州省800MW、陕西省600MW、浙江省595MW、甘肃省300MW、福建250MW。

目前，核准开工项目4 个，总装机容量2045MW；进入可研阶段项目3 个，总装机容量6100MW；进入预可阶段项目3 个，总装机容量5600MW，开展前期论证工作10 个，总装机容量7790MW。抽水蓄能中长期规划中混合式抽水蓄能电站信息及分布见表3。

表3 中长期规划中混合式抽水蓄能电站Table 3 Medium - and long-term planning of mixed pumped storage

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2.2 站址资源普查

2.2.1 站址普查原则

本研究针对常规水电开发利用率较高、对抽水蓄能电站需求规模较大的华北电网、东北电网、华东电网、华中电网和西北电网区域，对具备开发混合蓄能的常规梯级水电站站址资源进行普查。其中华北电网区域包括京津冀地区、山西、山东、蒙西6 个省（市、自治区）；东北电网区域研究涉及了黑龙江、吉林、辽宁和蒙东3 个省（市、自治区）；华东电网包括浙江、福建和安徽3 省；华中电网包括河南、湖北、湖南、江西、四川和重庆5 省1 市；西北电网包括陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆5 个省（市、自治区）。

普查时需满足以下条件：①常规水电站上、下水库具备建设混合式抽水蓄能电站的库容和水量条件；②具备建设抽水蓄能电站的基本地形、地质等条件；③无重大环境影响等制约因素；④距高比可不作为主要约束指标，但不宜太大；⑤从开发价值及经济性考虑，水头不宜太低；⑥海拔不宜太高，避免影响机组稳定运行；⑦中长期规划混合式抽水蓄能站点不在普查之列。

2.2.2 普查区域水力资源情况

我国水力资源丰富，分布区域广阔，根据2003 年全国水力资源复查成果，我国水能资源理论蕴藏量平均功率69440 万kW，技术可开发装机容量54164 万kW。本次研究范围，华北电网、东北电网、华东电网、华中电网和西北电网各区域水力资源理论蕴藏量合计34427.52 万kW，占全国总量的49.58%。其中华中电网和西北电网区域水力资源丰富，理论蕴藏量合计占全国总量的42.67%。研究区域水力资源技术可开发量合计28506.88 万kW，占全国总量的52.63%。其中，华中电网和西北电网区域技术可开发量合计占全国总量的45.02%。截至2022 年，区域内水电总装机容量25396 万kW，其中常规水电22104 万kW，在建运行抽水蓄能电站（含混合式抽水蓄能电站）3292 万kW，在建抽水蓄能电站8607.3 万kW，核准抽水蓄能电站2394.8万kW。华中电网与西北电网区域水电总装机占全国总量的48.74%，常规水电装机占全国总量的53.41%。华中电网与西北电网区域为普查区域内水力资源较丰富区域。表4 为普查区域水力资源统计表。

表4 普查区域水力资源统计表Table 4 Statistical table of hydraulic resources in the census area 万kW

续表

2.2.3 普查成果

结合站址普查原则，华北、东北、华东、华中和西北电网区域结合梯级水电开发混合式抽水蓄能可能站点32 个，总装机规模约1063 万kW。根据各个普查站点工程地质、库容条件及装机规模、枢纽布置、对外交通、环境影响、建设征地等总体开发条件，初步分析，选出可供开发站址13 个，总装机规模约540 万kW。其中东北电网区域普查站址4 个，装机规模160 万kW；华中电网区域普查站址6 个，装机规模260 万kW；西北电网区域普查站址资源3 个，装机规模120 万kW。

2.3 各电网区域开发潜力分析

实现“双碳”目标与构建新型电力系统，必须提升新能源消纳能力。近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源装机规模稳居全球首位，但由于资源禀赋差异，大量风光等新能源分布在西部地区，电力负荷却多集中在中东部地区，消纳问题已经成为新能源发展的关键制约。混合式抽水蓄能电站，具有：①低碳，绿色清洁能源；②可调节，兼顾短周期调节灵活性和长周期调节能力；③经济，技术成熟且可大规模应用。结合常规水电站建设混合式抽水蓄能电站，是当前促进新能源消纳一种实际、可行的解决方案。

本次混合式抽水蓄能站址普查，在华北电网、华中电网区域未选出现阶段可供开发站点。其中华北电网区域水能资源在全国水能资源总量中占比较小，主要分布在内蒙古与山西省的黄河流域，且水能开发条件较差，具备开发条件的水电资源已基本得到开发。未来水利工程将主要承担供水、防洪等综合利用任务。华东电网区域站址资源装机容量较小（均为20 万kW）以下，距高比大于20，开发经济性较差，本阶段暂不考虑开发。东北电网、华中电网、西北电网共普查出现阶段可供开发混合式抽水蓄能站点15 个，总装机规模约670 万kW。

2.3.1 东北电网区域

截至2022 年东北电网总装机容量2.02 亿kW，除水电外新能源发电电力达0.85 亿kW，占比42.08%，需要抽水蓄能电站参与调峰，改善电网调峰压力。本次普查站址4 个，装机规模160 万kW，其中水丰、云峰站点所属河流为中朝界河，开发建设受邻国影响。丰满及双沟站点建设条件较好，无制约电站开发的重大环境因素，开发环境优异。

2.3.2 华中电网区域

截至2022 年华中电网总装机容量3.31 亿kW，新能源发电电力达1.02 亿kW，占比30.48%。华中电网水力资源技术可开发量18545.33 万kW，已开发常规水电15530 万kW，水电开发比例83.74%，开发程度较高。华中电网区域包含电力配送端与消纳端，本次普查站址6 个，装机规模260 万kW，开发混合式抽水蓄能电站可减少区域内火力发电全力消纳跨区外来电量，保障水电、新能源消纳。

2.3.3 西北电网区域

截至2022 年，西北电网区域新能源装机容量1.62 亿kW，占比43.67%，对于灵活性调节资源的需求高。西北电网作为我国新能源并网比例最高的区域电网，受煤电装机减小、抽水蓄能电站尚未投产等因素影响，调节能力不足。黄河上游干流龙羊峡—青铜峡河段已建成龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡、刘家峡6座百万千瓦级别的梯级水电站，在《抽水蓄能中长期发展规划（2021 ～2035 年）》中，西北地区规划混合式抽水蓄能站址8 个，总装机容量1140 万kW。本次西北电网区域普查站址资源3 个，装机规模120 万kW。总体来看西北电网区域混合式抽蓄普查站址资源较多，具有一定的开发潜力，应合理有序建设混合式抽水蓄能电站，能够有效提高西北电网的新能源消纳能力。

3 混合式抽水蓄能开发的制约

近年来，随着抽水蓄能电站的蓬勃发展，结合梯级电站而建设的混合式抽水蓄能电站也受到各方重视，两河口混蓄、安康混蓄、龙羊峡储能等一批站点已规划并逐步实施。混合式抽水蓄能电站相较纯抽水蓄能电站，可以节省工程投资，减小环境制约，同时蓄能机组可与常规机组联合调度，可作为构建新型电力系统的重要支撑。但受到一些因素制约，混合式抽水蓄能电站未得到大规模发展。

3.1 内部制约

3.1.1 政策不完善

缺少完善的电价疏导机制，投资回收困难。若混合式抽水蓄能电站服务于新能源基地，则效益费用与新能源基地统一核算；若服务于电网，则效益费用将以容量电费为主，根据633 号文要求按照内部收益率6.5%核定。混合式抽水蓄能电站的调度运行受到原常规电站运行方式影响，其有效发电容量、有效抽水容量、有效备用容量等难以明确，较纯抽水蓄能电站容量电价打折扣；安装抽水泵而建成的混合式抽水蓄能电站，泵工况仅有抽水功能无发电功能，按照现有政策和规定，存在无法核定容量电价的问题。

3.1.2 无专项规划

在国家“十四五”规划和“2035 年远景目标纲要”中明确提出要加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用。从全国抽水蓄能中长期规划成果来看，主要为纯抽水蓄能电站，混合抽水蓄能电站相对较少。受目前政策和法规不完善的制约，可开展混合蓄能站址调研，摸清全国具备开发混合蓄能的常规梯级水电站站址资源，待时机成熟时有序开发。

3.2 外部制约

3.2.1 建设难度大

混合式抽水蓄能电站由于利用已有水库，其进出水口需在水下建设，且往往水深较大，因此进出水口施工需要利用岩坎或堰塞作为围堰，拆除难度大，增加工程投资。同时，利用梯级水电站作为上下水库的混合式抽水蓄能电站，一般下水库进出水口布置在库尾，如果常规机组发电时抽水蓄能机组进行抽水，水流同时反向拉伸式工作，抽水蓄能机组抽水可靠性受到影响，存在抽不上水的状况。根据两河口混合式抽水蓄能的初步研究成果，这种情况影响到电站的抽水小时数，存在达不到设计抽水小时数的可能。

3.2.2 调度运行复杂

混合式抽水蓄能电站再在调度运行时，需优先满足原有水库的任务，受原有水库调度运行的影响，尤其是具有防洪、灌溉、供水、生态保护等需要的水库，故混合式抽水蓄能电站的调度运行复杂。两河口混合式抽水蓄能电站的下水库为牙根一级水库，该水库在保证生态用水方面有非常严格的要求。雅砻江流域综合规划环评将雅江断面作为重要控制断面，明确了生态基流下泄要求，以及鱼类繁殖期间流水生境和水位的相对稳定要求。受此影响，电站的运行方式受到了很多限制。

4 结论与建议

4.1 结论

（1）随着“双碳”目标的提出，构建新型电力系统，对调峰资源的需求也将越来越迫切，全面提升电力系统中灵活性调峰资源的占比和利用水平，是维持电网安全稳定运行与清洁能源高效消纳的重要手段。纯抽水蓄能电站工程投资大、建设周期长、受环保制约越来越大。而结合梯级水电站建设混合式抽水蓄能电站，可推动水资源更加充分利用，同时具有投资少、见效快的特点，是应对当前电力系统灵活性不足造成的一系列问题的重要手段。

（2）混合式抽水蓄能电站相比纯抽水蓄能电站，在实际运行中具有三大显著的特性：①单机容量小，启停迅速，运行灵活、可靠，对负荷的急剧变化能做出快速反应，适合承担系统调频及快速跟踪负荷、备用、无功调节和黑启动等辅助服务任务；②空闲时可以把下水库的水抽至上水库，以提高水力发电机组的运行水头，增加后期发电效益；③由于混合式抽水蓄能电站大都利用具有较大容量的水库，其调节周期更长，可以进行旬、月，甚至是季、年调节，所以可以更充分地发挥蓄能水电站的作用，增加电网的调节能力。

（3）本次混合式抽水蓄能站址普查，初步选出可供开发站址13 个，总装机规模约540 万kW。其中东北电网区域普查站址4 个，装机规模160 万kW；华中电网区域普查站址6 个，装机规模260 万kW；西北电网区域普查站址资源3 个，装机规模120 万kW。在全国范围内，混合式抽水蓄能站址资源丰富，可开发资源禀赋充裕，未来新能源在电力系统中占比逐渐提高，电网灵活性调节需求逐渐增大的背景下，适宜混合式抽水蓄能电站的有序开发利用。

（4）近年来，随着抽水蓄能电站的蓬勃发展，结合梯级电站而建设的混合式抽水蓄能电站也受到各方重视一批站点已规划并逐步实施。混合式抽水蓄能电站相较纯抽水蓄能电站，可以节省工程投资，减小环境制约，同时蓄能机组可与常规机组联合调度，可作为构建新型电力系统的重要支撑。但受到政策不完善、无专项规划、建设难度大、调度运行复杂等因素影响，混合式抽水蓄能电站开发也受到很多制约。

因此，发展混合式抽水蓄能，需要国家层面制定相应的政策和法规，行业编制规范和规定，同时应尽早开展可开发站址普查，摸清可开发容量的现存规模，为实现“双碳”目标和水资源更有效充分利用发挥更大的作用。

4.2 建议

发展混合式抽水蓄能，需要国家层面制定相应的政策和法规，行业编制规范，同时开展可开发站址资源系统普查，摸清可开发容量的规模，为实现“双碳”目标和水力资源更有效充分利用发挥更大的作用。从现有混合式抽水蓄能开发条件和制约因素分析，本文主要提出以下几个方面建议：

（1）建议国家有关部门出台混合式抽水蓄能发展专项规划，结合混合式抽水蓄能全国站址资源，考虑区域电网不同调节需求，因地制宜建设混合式抽水蓄能，提出混合式抽水蓄能开发建设发展方向。

（2）提出混合式抽水蓄能容量电价核定相关办法。混合式抽水蓄能机组因存在库容权属及租赁问题，容量电价核定方法尚不明确，亟须出台相关政策引导混合式抽水蓄能电站容量电价的核定和成本的疏导，科学引领混合式抽水蓄能有序规模化发展。

（3）混合式抽水蓄能因受限于梯级水电站水头高度、距高比等因素，因此开发建设难度较高。同时，针对改造、新建可逆式机组/泵站也需要经过科学比选、专家分析研判后综合决定，目前对于混合式抽水蓄能建设标准很大程度上需要参考常规水电及常规抽水蓄能电站建设标准，建议出台混合式抽水蓄能相关建设标准，积极推进混合式抽水蓄能的开发建设的标准化。

（4）混合式抽水蓄能因其与常规水电站共用水库，因此在考虑混合式抽水蓄能电站调度运行模式时，需要统筹考虑常规水电与可逆式机组，采用联合调度模式从而实现调度经济性和对系统的调节性最优，避免因独立调度，抽水蓄能机组边抽水，常规水电机组边发电所导致的调节资源的浪费。