双碳目标下安徽抽水蓄能产业发展研究

安徽理工大学电气与信息工程学院 程龙君，丁枭

随着经济社会的发展，人类生产活动对于能源的需求与日俱增，然而由于化石能源逐渐变得稀缺且会引发环境问题，可再生能源发展正方兴未艾。2020年“双碳”目标的提出，更是标志着我国将全力向清洁低碳的新型能源进行转型。在此形势下，安徽作为长三角地区中重要的电力传输枢纽，迫切需要建立可以保证电力网络平稳运行的能源基地。

水电具有分布性广、灵活性高、运行稳定等优势，是被广为利用的可再生能源。截止到2017年，全球水电装机容量12.67亿kW，年发电量为42000亿kW·h，超过其他可再生能源发电量总和的两倍。其中抽水蓄能电站占储电项目累计装机容量的95.74%，全球装机规模为170.7GW。

一、发展概况

2020年，中国出席联合国会议时，作出在10年后实现碳达峰、在40年后达到碳中和的承诺，这是惠及全人类的重大承诺，更向世界展现了大国担当。对于抽水蓄能产业来说，这无疑是给抽蓄技术腾飞发展的进程加上了助推器。理想浩大，但过程漫长。2021年是提出决策的第二年，目前来看实现“双碳”目标仍是一个漫长艰难的挑战。

长三角由上海市、江苏省、浙江省、安徽省组成，由于“东电西送”的实施，安徽是长三角片区建设特高压直流工程的必不可少的过渡段。2021年，白鹤滩至江苏±800kV特高压项目在本省正式开工。“十四五”召开之后，这是第一个开始的“新基建”特高压工程。推进“外电入皖”，帮助提高安徽电力网络的可规划资源配置布局，提高安徽省、江苏省、浙江省和上海市所构成的长三角区域内的电能联动与互济互保，可以进一步发挥安徽省区位优势和资源优势，保障长三角区域经济稳定发展、社会稳定运行，从“外电入皖”到“皖电东送”，安徽电网从纯粹的电力送出省份转为送电受电同时并举的省份。

二、机遇

（一）需求空间

在实现双碳目标、构建新型电力系统背景下，新能源将成为电能供给增长的主体。而新能源中有代表性的风电和太阳能，由于气候复杂多变，往往会造成弃风弃光的情况。随着电网建设与技术的进步，核电技术、超高压远距离输电技术和柔性直流电网对电力系统调节能力、清洁能源并网和维护电力网络联合稳定运行划定了更严苛的标准。

抽水蓄能是目前最为精进的大型储能技术，在建设新型电力网络中发挥了重要作用：调峰调频、事故备用等，优化电能质量，维护电力网络联合稳定进行；将弃风弃光电量转变为抽水电量，再承担起“腰荷”供电以达到节能的目的。

随着核能、风能、太阳能、电化学储能技术的迅猛发展，与抽水蓄能电站的技术革新与并行开发，拥有运行稳定、启停迅速的抽蓄电站将会迎来新的发展空间，实现多能互动、协同互补，对新型能源的消纳作用和储存能力进行不断提升。

（二）政府政策

根据《安徽省国民经济和社会发展第十四个五年规划》：要改进抽蓄电价形成机制，注重可利用的水电资源，加快建成长三角千万kW级绿色储能基地的进度。目前，安徽省着力于建设长三角地区的特高压落点，同时着手白鹤滩至浙江的特高压工程的提早准备。此外，文件还指出，要进一步优化电力网络维稳运行能力，开展电化学等新型储能资源的科技创新，由此再对消纳能力和储电能力进行提升，使新型能源的应用研究前景再次拓宽。目前，安徽省鼓励开展抽蓄电站结合可再生能源如风电、太阳能、电化学储能等开发研究，致力于维护电力网络的稳定性和新型电力能源的消纳水平。

（三）技术研发

研究表明，二十年后我国的废弃矿井总体数量约为15,000个,其中有1/3的废弃矿井为水资源丰富矿井，同时废弃矿井地下空间约60万m3/矿，利用潜力巨大。废弃矿井的地下空间和地下水资源符合建设抽水蓄能电站的必须要求。其中地下空间的低洼区、塌陷区符合抽蓄电站的上下水库建设条件，可以减少重复建设工程量，且矿井水也得以发挥了作用。利用废弃矿井资源去开发抽蓄电站的方案，是一个前景广阔的有利探索。将废弃矿井改为抽水蓄能电站的技术难点在于要将矿井空间改造为无泄漏能蓄水的地下水库，而此项技术在2010年已经投入研究，废弃矿井改造为抽水蓄能电站成功的已有先例——由德国煤矿巨头鲁尔集团开发的世界首座200MW电站。将废弃矿井开发为抽水蓄能电站的相关技术，可以为我国启用废弃矿井、调整新型能源结构、践行生态保护等提供参考。

（四）电费新规

2021年5月，国家发改委有关负责人明确表示，本次进一步完善分时电价机制，此举措的直接意义在于可以增加峰谷电价的价格差距，其最终意义在于可以引导电力用户主动自发地进行削峰填谷，从而使储能市场的电价有了新的参考标准。

目前，我国电力市场尤其是新型电能市场的价格机制还不够完善，在此情况下若想回收电站建设投资成本，两部制电价即是较为合理的价格机制。两部制电价模式由电量电价和容量电价组成，抽蓄电站削峰填谷的服务性价值可以由前者得到体现，抽蓄电站在调频调相、启停迅速、容量充裕性的价值可以由后者得到体现。抽水蓄能电站建设成本得以回收后，其平稳工作也将得以保障。以竞争性方式来决定电量电价，通过竞标来进行采购，可以使电价有合理的参考制定标准。民调显示，多数人支持两部制电价，接收电费上涨，支持推进“双碳”目标的达成。

三、挑战

（一）地理因素

从地理位置上看，安徽省位于华东内陆，地处长江下游与淮河中游，流经长江、淮河与钱塘江。降水量主要在汛期，且多数情况下会导致洪水。降雨年内变化也较大，每年夏季的降雨量超过全年的六成。省内水力资源大部分在地形起伏大且雨量较多的皖南山区，水南多北少、区域间不均衡，水力资源供需矛盾突出。同时不同年份的降雨量悬殊，这导致安徽省内水力资源比较匮乏，每年每季水力丰枯变化较为剧烈。因此，受气候影响，水力发电难以保证稳定出力，发展潜力不足。此外，因受水库征地补偿限制，十四五期间无法进行水库扩容，只能考虑机组增容改造，或改造转轮技术来提升发电效率。

（二）生态红线

经过之前的大型多数抽水蓄能电站选点，和已有规划站点的开始承建，加之“十九大”中建设生态文明的提出，站点的选址遇到了难题。由于电站建设中产生的噪声和大量粉尘会对空气和水体造成难以挽回的影响，挖土建造也必然会影响地质环境。不仅如此，水电站建造水库，也会导致电站周围的地下水水位升高，改变土壤湿度进而改变区域生态环境；而水电站蓄水建站也会导致水电站下游长期缺水，河床干涸，严重破坏生态环境，引发其他地质灾害。为响应生态环境保护，长江三峡水电工程有限公司正式更名为三峡生态环境有限公司，在水电开发的同时做好整体性生态保护和系统性综合治理。国家和地方层面出台了若干有关生态保护的政策法规，通过政府和公众对水利水电工程进行监管与监督。由政府牵头，实时地对在建已建的水利水电工程进行监督评价，研究其环境效益及对生态的影响，再制定和实施针对性措施。

（三）投资回收

在20世纪的安徽省电力资源短缺时期，政府施行“新电新价”的举措，将建设水电站的费用分摊到电价上，大力兴建水电站；而临近世纪末时期，安徽出现电力产能过剩情况，便出台“竞争上网电价”政策，而兴建电站的成本电价要远远高于市价，在效益决定电站开发程度的情况下，水电站开发进程一度停滞。

我国电力改革正处于一个攻坚克难的阶段，初期是对抽水蓄能电价的探索与试行，而今是抽水蓄能电价的调整与完善。由于抽水蓄能电站的初期建设投资不计入电价定价成本，因此也无法通过产业链进行资金疏导，导致电价问题长期得不到解决，也阻碍了抽蓄产业的发展势头。抽蓄电价机制要如何完善，已经是迫在眉睫的问题。

抽蓄电站特有的电力消纳、调峰调谷的作用并不能直接迅速的体现其经济效益，而其间接经济效益巨大，只是需要借助电力改革才能将其效益直观化。从长期的角度来看，伴随蓄能市场体制不断完备，最合理的方案是实行“优质优价”，将火电、风电、光伏等联合受利能源的增加效益部分，来对抽蓄电站运行作出补贴。此外，根据不同地区电网用电负荷，有针对性地扩大抽水蓄能电站的联网范围，更有效提高抽蓄电站整体效益。在此基础上，坚持执行两部制电价政策，扩大峰谷电价差，更好地体现抽蓄电站高抛低吸的经济效益，因地制宜、因时制宜地发挥抽水蓄能电站的更大作用。