抽水蓄能核心是什么？优势及我国抽水蓄能发展现状分析

2021发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)，将原有“政府核定电量电价及容量电价”的两部制电价机制改进为“以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收”的新型抽蓄电站价格形成机制，解决了长久以来影响抽蓄行业发展的成本疏导问题，2021年8月国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)提出2035年抽水蓄能装机，将从目前的3249万千瓦增加到3亿千瓦。抽水蓄能迎来大发展时机。

1 抽水蓄能的原理

抽水蓄能是储能技术之一，其原理是利用抽水蓄能电站在(夜晚3点左右的)电网低负荷时，运用剩下的电力开动水泵，运送低水库里的水至高水库中，并储存;一旦电网高负荷/急需时(如早晨10点)，放出高水库里的水，带动水轮机发电。采取抽水蓄能的方式，能够把电网负荷低时的多余电能转化成电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。

2 抽水蓄能的优势

(1)抽水蓄能电站能源转化率高：能源转化效率高75%-83%、度电成本低;

(2)抽水蓄能电站寿命长：抽水蓄能设备使用寿命更长，其机械及电气设备可使用50年以上，坝体更是可使用100年;

(3)抽水蓄能装机容量大、稳定性强：抽水蓄能的装机容量大(通常是GW级别)、持续放电时间更长、调节范围更广，因此通过使用抽水蓄能电站，可以有效提高电力系统的稳定性，增强其对可再生能源发电的消纳能力。

(4)抽水蓄能具备电源、负荷两种特性，储能和发电双向都可以进行。抽水蓄能电站可以明显地减少电网的峰谷差，他能在负荷低谷时将多余的电能转换为水的势能来存储进行“填谷”，而在负荷高峰时将势能再次转换为电能进行水力发电来“削峰”。

3 抽水蓄能现状

(1)抽水蓄能装机规模：根据国际可再生能源机构的数据显示，截至2020年底，我国抽水蓄能电站总规模是30GW,占全球的20%，相比2010年的17%提升了8%。

(2)抽水蓄能装机地域分布：大部分分布在华东、华南地区。装机规模超过4GW的有浙江、广东;安徽在3-4GW;江苏2-3GW;1-2GW的有河北、内蒙古、山西、辽宁、江西、福建、山东、河南、湖北、湖南。

(3)单个电站规模：当前国内最大电站是惠州与广州的抽水蓄能电站,两者的规模都是2.4GW。惠州抽水蓄能电站2011年竣工，工程总投资为81亿元，设计年发电量为46亿千瓦时;一期竣工于1993年、二期竣工于1999年的广州抽水蓄能电站工程总投资为60亿元，设计年发电量为49亿千瓦时。

(4)抽水蓄能未能完成预期：截至2020年，抽水蓄能建设进度不及规划目标的1/3。2016年国家发改委、能源局发布的能源发展“十三五”规划中提出:建成抽水蓄能4000万千瓦，并开工建设6000万千瓦。但是数据显示，2009年开启的上一轮全国抽水蓄能选点规划中，共批复9525万千瓦的装机容量和1740万千瓦的备选站点装机容量，合计为1.1亿千瓦。然而截至2020年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模仅为3000万千瓦,不及第一次选点规划目标的1/3。

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