“双碳”目标下抽水蓄能提升系统保供能力的技术经济性研究

赵添辰，张 弓，张云飞，侯世豪，王婷婷

（1国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院，北京 100053；2北京信息科技大学，北京 100192；3中国电建；集团北京勘测设计研究院有限公司，北京 100024）

随着全球能源需求的不断增长和环境问题的日益突出，新能源被广泛认可为解决能源安全和环境污染问题的重要途径。在以火电机组为主体的传统电力系统中，由于火电机组规模庞大、发电量高、出力平稳等优势，为系统提供更高的供电可靠性，但存在碳排放量过高的劣势。中国作为世界上新能源装机规模最大的国家，长期以来积极推动新能源发展[1-3]。随着我国风电光伏等新能源装机规模持续快速增长，我国能源系统正在以化石能源为主向绿色低碳清洁能源发展转变[4]。

伴随新型电力系统新能源装机、发电量逐步提升，新能源在贡献主体电量的同时，不能直接提供与之匹配的可靠电力，新型电力系统电力供应安全成为主要矛盾[5-6]。在高比例新能源电力系统中，由于新能源出力的波动性与不确定性，以及负荷特性的不断变化，出现源荷不匹配问题是导致系统存在电力缺口的主要原因[7]。从现阶段电源装机规模来看，缓解系统电力缺口的主体调节电源仍是煤电调峰电源，但随着双碳目标的提出，温室气体排放所造成的环境影响受到社会各界的广泛关注。煤电作为当前我国电力供应和二氧化碳排放的双主体，在电力行业低碳转型过程中面临保供和低碳的双重约束。

为推动电力行业碳减排有序进行，一方面，针对煤电机组应采取灵活性改造、CCUS碳捕集改造等低碳化改造技术能够不同程度减少燃煤发电产生的温室气体；另一方面应着力配置以抽水蓄能为主的储能调节手段，将发电高峰期(即用电低谷期)的过剩电能通过储能技术转移至负荷高峰期供电，不仅可以缓解系统供电压力，保障系统安全稳定运行，同时也可以有效促进新能源消纳。

目前针对抽水蓄能参与系统调节能力的技术经济性分析已开展了部分研究。文献[8-9]采用计及不确定性的风光抽蓄联合发电系统容量优化配置方法，分析抽水蓄能联合新能源优化运行能够有效提升系统供电水平；文献[10]通过陕西电网调峰电源优化配置研究，论证了抽水蓄能电站在陕西电网内的作用和效益；文献[11]分析了抽水蓄能与分布式光伏联合运行所带来的综合经济效益；文献[12]针对高比例新能源接入下的消纳问题，研究考虑新能源消纳的抽水蓄能容量规划方法；文献[13]对抽水蓄能与高渗透率风电、光伏的协调调度策略进行研究。从现有抽水蓄能参与系统调节的研究来看，考虑将抽水蓄能与新能源联合运行，促进新能源消纳，提升系统供电水平。鲜有将抽水蓄能作为调节电源，参与系统保供，提升系统备用率的量化分析。

为科学分析新型电力系统构建过程中的可靠电力供应过程，掌握源网荷储各类资源的运行规律，协调规划并提出关键技术需求，降低决策可能导致的潜在风险，需要通过科学的方法对电力系统供需平衡进行预演和评估[14-16]。

本工作旨在分析在未来规划场景中，伴随新能源出力增长、负荷需求提升的背景下，抽水蓄能电站作为调峰保供电源对于保障系统供电安全，提升系统供电可靠性的作用，并以火电调峰机组为比较对象，对比分析考虑环境成本的火电调峰机组与抽水蓄能参与系统调峰的量化经济性。在此基础上，分析比较抽水蓄能与新型储能对于提升系统供电可靠性等方面的综合经济性。

1 基于时序生产模拟的电力系统供电可靠性模型

1.1 电力电量平衡

电力电量平衡指电力电量供应与需求之间的平衡状态，对电力系统的稳定运行具有重要影响[17-18]。供电不足可能导致电力短缺、电压下降以及供电不稳定等问题，甚至造成供电中断。过剩的电力供应则可能导致能源浪费和经济成本的增加。因此，实现电力电量平衡可以确保电力系统的可靠供应，提高供电的可靠性和稳定性。

为保障高比例新能源系统的电力供应，在未来电网规划中，要进一步优化电源结构与布局，在提高新能源发电占比的同时统筹建设调峰储能电源，以满足供电需求，保障电力供需平衡。

1.2 时序生产模拟模型

本工作考虑系统风电、光伏、火电以及抽水蓄能等电源出力特点，以典型省级电网作为算例基础，满足电力电量平衡约束，通过8760 h 时序生产模拟方法，计算系统的可靠性指标以及各电源的运行情况。

本工作应用的全年8760 h 时序生产模拟[19-20]，以小时为时间间隔、日为单位，开展典型省级电网电力系统全年逐日的电力电量平衡模拟。通过合理安排各类电源的出力时序曲线及其在负荷曲线上的工作位置，实现对日负荷曲线的堆积填充，完成系统的电量平衡与调峰平衡，如图1所示。若各类电源的出力小于负荷需求，将出现电力、电量缺口现象。

图1 时序生产模拟电力电量平衡示意图Fig.1 Power and electricity balance under time series production simulation

通过时序生产模拟可以得到8760 h 电力电量平衡结果，根据计算结果对产生的电力电量缺口情况进行指标划分，便于对抽水蓄能在电力系统中缓解电力电量缺口能力进行分析。

1.3 约束条件

电力电量平衡的本质是系统装机容量规划的充裕性问题[21-25]。我国长期以来一直采用确定性准则(即保证一定的系统装机备用率)来衡量系统装机是否可以满足电力平衡的要求，从而避免使系统在实际运行时出现真正损失负荷的情况。因此在本工作所采用的时序生产模拟中，以系统日前平衡可计容量是否可满足一定的系统备用率，作为电力供应是否充足的判据，如式(1)所示。

式中，CHi、CTj、CWl、CPm、CNk、CSn分别表示水电、火电、风电、太阳能、核电和抽蓄机组日前平衡可计容量，NH、NT、NW、NP、NN、NS分别表示水电、火电、风电、太阳能、核电和抽蓄机组数量，Pmax表示系统负荷高峰值，r表示系统备用率。

1.4 系统备用率计算

系统备用率用于衡量系统的可靠性和充裕度。备用率反映电力系统在正常运行条件下，能够应对不可预见的负荷波动、发电机组故障或其他突发事件的能力。该指标通常以百分比形式表示，代表系统可用的备用容量与总负荷需求之间的差异。系统备用率的计算基于系统的总发电容量和负荷需求，如式(2)所示。

式中，r表示电力系统的总备用率，Ny表示电力系统总装机容量，Pm表示电力系统最大负荷。通常系统备用率可以直接衡量系统供电可靠性与安全性。当系统备用率较高时，反映出系统具有较高的冗余能力，可以更好地应对各种不确定性因素。反之，如果备用容量较低，则系统备用率较低，表明系统此时处于紧平衡状态，面临突发事件所导致的电力短缺问题往往难以解决，从而引发大规模停电限电的严重后果。通常来说，我国各省级电网中备用率一般取10%～20%，备用率低于10%时，电力系统处于紧平衡状态，系统供电可靠性和充裕性无法满足要求。

1.5 系统碳排放量计算方法

本工作计算的系统整体碳排放量，主要来自于系统中的火电机组(包括煤电、气电等)。考虑不同火电机组在不同发电状态下煤耗率变化，参考《2021、2022年度全国碳排放交易配额总量设定与分配实施方案》[26]，系统整体碳排放量计算方法如式(3)所示：

式中，Ae为系统整体碳排放量；Qe为机组供电量，MWh；Be为机组所属类别供电基准值，吨CO2/MWh；F1为机组冷却方式修正系数；Fr为机组供热量修正系数，燃煤机组供热量修正系数为(1-0.22×供热比)，燃气机组供热量修正系数为(1-0.6×供热比)；Ff为机组负荷(出力)修正系数。

2 算例分析

本部分基于某华东典型省级电网开展算例研究分析，通过对该电网的规划数据情况进行电力电量平衡计算，分析该典型省级电网系统整体运行情况以及系统全年备用率变化趋势；分别配置抽水蓄能和火电调峰机组作为系统灵活性调节电源，分析在典型省级电网中抽水蓄能和火电机组对于提升系统供电可靠性和充裕性的作用和量化经济性，在此基础上，按照相同的分析方法，比较抽水蓄能与新型储能对于提升系统供电可靠性的综合经济性。

2.1 典型场景设置

本小节主要基于华东某典型省级电网作算例分析：根据该省能源发展“十四五”、“十五五”规划情况，确定该省级电网2025年、2030年各类电源构成。该省2025年及2030年发电电源类型较目前相比没有明显变化，但随着风光等新能源装机规模的增加、“双碳”目标政策背景下火电机组灵活性改造、受端电网高比例外来电等多种因素的影响，综合分析确定该典型受端电网的各类电源装机规模，同时考虑不同电源的历史出力曲线进行优化，确定不同电源的未来出力曲线。负荷规划结合该省级电网“十四五”“十五五”电网规划情况确定，主要考虑区内最大负荷、年度电量、受入电量等维度。根据规划数据情况统计该省级电网2025 年与2030年的电源装机情况构建典型场景，负荷规划、电源规划情况见表1和表2。

表1 2025年与2030年某典型省级电网负荷规划规模Table 1 Load planning scale of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

表2 2025年与2030年某典型省级电网电源规划装机规模Table 2 Planned installed capacity of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

场景中设置的某典型省级电网为典型受端电网，其区内负荷较高，2025 年风光新能源占比约为30%，火电占比约为42%，随着新能源快速发展，2030 年风光新能源占电源侧总装机容量的36%，火电占比约为37.5%。

2.2 仿真计算模拟结果

2.2.1 典型场景下全年系统备用率趋势分析

本小节通过时序生产模拟计算，根据某典型省级电网2025年与2030年电源、负荷规划数据进行算例分析，模拟该省级电网未配置抽水蓄能电站情况下系统全年运行情况，统计系统各电源发电量，系统整体碳排放量、风光综合弃电率及系统备用率情况，如表3所示。

表3 2025与2030年某典型省级电网全年系统运行情况Table 3 Annual system operation of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

从表3可知，2025年系统全年备用率最低值为-0.4%，全年存在5 小时电力短缺的情况，可见在时序生产模拟下系统中不仅无法满足系统备用率要求，还出现了极短时间的电力短缺情况；2030 年系统全年备用率最低值为1.9%，全年不存在电力不足现象。2025年及2030年全年备用率最低值选取均为考虑上文中典型场景设置下，根据时序生产模拟计算形成的全年备用率统计结果中的最低点，即代表了系统全年备用率最低点，可以有效反映系统整体的充裕性和安全性。2025 年出现了极少数电力短缺的现象，出现这一现象的原因主要是由于新能源出力具有波动性和随机性，在用电高峰时由于出力的不稳定性而出现了短暂的电力缺口。通过对系统全年备用率变化情况进行统计，得到图2所示系统备用率曲线图。

图2 2025与2030年系统全年备用率变化情况Fig.2 Annual system operation of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

由图2 可知，2025 年与2030 年系统全年备用率基本上在0～0.4之间浮动，按照电力系统总备用率应保证10%～20%来考虑，系统整体处于紧平衡状态，难以应对突发事件所导致的电力短缺问题。为提升系统供电可靠性与充裕性，保证电网安全稳定运行，需要配置一定容量的灵活性调节电源，改善系统供电可靠性。该典型省级电网现阶段实际系统备用率考虑12%以上，在未来新能源占比更高的电力系统中，系统备用率应满足更高要求。为便于科学理论研究，本工作按照全国电力系统备用率最低10%为要求。系统备用率不足10%时，认为系统备用率存在不足的现象。

为进一步分析系统备用率曲线特性和抽水蓄能保供能力的关系，参考西北某省级电网2030年全年备用率曲线进行对比，备用率趋势对比如图3所示。

图3 2030年两地系统全年备用率变化情况Fig.3 Annual reserve rate changes of the two systems in 2030

从图3 两地电力系统备用率曲线特征来分析，相比于西北某省级电网规划数据下模拟全年系统备用率情况，该算例场景下系统备用率不足情况整体较少，持续性备用率低于10%即系统备用率不足的情况也明显少于西北某省级电网。从曲线特点分析，短期备用率不足可以通过调节周期较短的灵活性调节电源加以改善，达到系统可靠性和充裕性要求；而长期持续性系统备用率不足问题则不适合采用调节周期短的调节电源来改善。现阶段抽水蓄能电站以日调节电站为主，对于日内电力系统峰谷差调节能力较强，但对于具有持续性调节需求的电力系统，受限于抽水蓄能上下水库库容影响，调节能力相对较差。因此对比图3中两种省级电网下备用率全年变化趋势，抽水蓄能并不适合改善图中西北某省级电网长期持续性系统备用不足的情况，更适合作用于本算例设置场景中存在的短期非持续性系统备用率不足情况。

为分析抽水蓄能对于提升系统供电能力的量化作用，以下将考虑灵活性调节电源以抽水蓄能和火电为研究对象，探究两种灵活性调节电源提升系统供电水平的能力与经济性分析。抽水蓄能与火电调峰机组均可以参与系统电力电量平衡，火电调峰机组直接通过增发电量，能够缓解系统保供压力，提升系统供电可靠性和安全性；抽水蓄能通过对用电低谷期电量的吸收存储，转移至用电高峰时期发电，也能够有效缓解系统供电压力，提升系统供电可靠性。

2.2.2 抽水蓄能与火电调峰机组提升系统供电可靠性能力分析

为探究两种不同灵活性调节电源：抽水蓄能和火电各自在典型省级电网中的保供能力，以该省级电网2030 年规划数据为基础场景，分别逐步增加抽水蓄能和火电机组的装机容量，以系统全年备用率最低值为衡量指标，分析两种调节电源对于提升系统供电可靠性和充裕性的作用。

场景构建方面，考虑到目前典型抽水蓄能电站的装机容量规模一般为120万千瓦，以120万千瓦为单位逐步增加抽水蓄能电站装机容量，直至系统备用率均保持在10%以上。火电调峰机组也按照120万千瓦为单位逐渐增加(本工作选取燃煤发电机组作为火电调峰机组，受阻率设置为5%，最大出力1.0 pu，最小出力为0.3 pu)，直至系统备用率达到10%以上。根据上述场景构建情况，进行8760 h时序仿真模拟，计算结果如表4～5所示。

表4 2030年新增抽水蓄能容量后全年系统运行情况Table 4 Annual system operation after adding pumped storage capacity in 2030

由表4、表5 可知，抽水蓄能与火电机组对于系统备用率改善能力基本相同，随着抽水蓄能和火电机组的增加，系统备用率显著提升。当新增1200 万千瓦抽水蓄能/火电机组时，系统全年备用率均高于10%，满足电力系统备用率要求，系统整体供电可靠性和充裕性得到显著改善。同时，在配置抽水蓄能改善系统供电可靠性过程中，随着抽水蓄能机组的不断增加，系统中新能源发电量也持续提高，风光综合弃电率持续下降，由于抽水蓄能在低谷期抽水后于用电高峰时期替代煤电机组发电，使得系统整体火电发电量减少，碳排放量持续降低；而新增火电机组系统风光综合弃电率没有太大变化，系统整体碳排放量由于火电装机容量的提升而持续增加，两种灵活性调节电源对于新能源综合弃电率及系统整体碳排放变化情况如图4所示。

表5 2030年新增火电调峰机组容量后全年系统运行情况Table 5 Annual system operation after adding new thermal power peak shaving unit capacity in 2030

图4 系统碳排放量与风光弃电率变化情况Fig.4 Changes in system carbon emissions and wind and solar abandonment rate

从图4中可以看出，新增抽水蓄能后系统碳排放量和风光综合弃电率均呈现下降趋势，而新增火电机组后系统碳排放量呈逐渐上升趋势，风光综合弃电率并没有明显改善，始终维持在16.5%左右。为积极响应“双碳”目标政策导向，考虑系统碳排放量变化所额外产生的环境成本，下节将以综合年度成本为经济性评价指标，分析上述两种调节电源在参与系统调节过程中的综合经济性。

2.2.3 抽水蓄能与火电调峰机组提升系统供电可靠性的量化综合经济性分析

为分析两种灵活性调节电源参与系统调节的综合经济性，考虑新增两种灵活性调节电源下所需的年度投资建设成本、运维成本、可变成本及环境成本构成系统年度综合成本作为经济性评价指标，分析两种调节电源的综合经济性。

年度综合成本计算方法如式(4)所示：

式中，CA表示该方案下年度综合成本，CB表示该方案下年度投资建设成本，CO表示该方案下年度运维成本，CF表示该方案下的年度可变成本，CE表示该方案下年度环境成本。其中，年度环境成本考虑系统在不同方案下新增额外碳排放量所需承担的环境成本，详见本小节年度环境成本计算方法。

（1）年度投资建设成本CB

为分析各方案的投资经济性，考虑基于全寿命周期等年值成本的经济性评估方法[27]。

将所有成本折算成年金现值(present value of annuity, PVA)。年金现值系数PVA 表达式如式(5)所示：

式中，k为折现率或内部收益率，n为电站运营周期。本工作抽水蓄能机组参照《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》(533 号文)中新一轮容量电价核算办法，k取6%，n取30年；火电机组k取平均8%，n取30年。

考虑投资建设等年值成本作为该年投资建设成本CB，计算方法如下：

式中，CI为机组单位千瓦投资成本；P为新增机组装机容量。抽水蓄能与火电机组单位千瓦投资成本和机组寿命如表6所示。其中抽水蓄能电站全寿命周期一般按照40 年运营周期考虑，但考虑到抽水蓄能施工建设周期通常为5～7年，因此本工作设置抽水蓄能电站投产运营年限为30年。

表6 抽水蓄能机组与火电机组单位投资成本与电站生命周期Table 6 Annual system operation of a typical provincial power grid in 2025 and 2030

（2）年度运维成本CO

年度运维成本主要考虑新增机组每年所需的材料费、修理费、委托运行维护费、员工工资及福利费及其他费用。为便于简化计算两种灵活性电源的运维成本，本工作抽水蓄能运维费用参考《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》[28](533 号文)中容量电价核定标准，取抽水蓄能运维费率为0.115，折算至每千瓦运维费用为：96元/千瓦。火电运维费用取133元/千瓦[29]。

（3）年度可变成本CF

电力系统中发电电源的可变成本通常包括系统发供电所消耗的燃料成本、水费、材料费等；包括抽水蓄能在内的储能调节电源的可变成本通常被定义为充电或抽水所需花费的购电成本。年度可变成本考虑在灵活性调节电源加入系统后，该灵活性电源所需要花费的额外燃料成本或购电成本。计算方法如下：

①新增火电机组：

②新增抽水蓄能机组：

式中，ΔQF、ΔQP分别为火电机组新增发电电量和抽水蓄能新增全年抽水电量；AF为火电机组的度电燃料成本，前文场景设置中已注明选取燃煤发电机组作为火电调峰机组参与系统调节，因此发电燃料成本参考全国度电煤价均价0.3～0.5 元/千瓦时，取度电燃料成本为0.4 元/千瓦时；MP为抽水蓄能度电购电成本，按照《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》[30]中电量电价核算办法中，抽水购电成本参考该典型省级电网燃煤标杆电价的0.75倍，算例中该典型省级电网燃煤标杆电价为0.413元/千瓦时，即抽水蓄能单位购电成本为0.31元/千瓦时；QFi为初始场景下该方案下的燃煤发电电量，QF0为初始场景下的燃煤发电电量；QPi为该方案下的抽水蓄能抽水电量，QP0为初始场景下的抽水蓄能抽水电量。

（4）年度环境成本CE

为推进“双碳”目标落实，积极响应国家政策导向，本工作考虑新增灵活性调节机组所产生的额外碳排放量需要支付相应的环境成本。原则上新增灵活性调节电源不应该增加系统碳排放压力，新增火电机组直接导致系统整体碳排放增加，按照当前技术现状应考虑采用CCUS碳捕集技术对系统产生的额外碳排放进行捕集和封存。鉴于现阶段碳捕集改造技术可以将火电机组中90%作用的碳排放量进行捕获，其余10%碳排放量参考我国碳排放配额交易价格(简称碳价)均价进行环境成本折算。新增抽水蓄能所产生的碳减排效益等效为系统碳减排所能够减少的环境成本，属于间接减排，对系统碳排放进行整体优化，因此抽蓄为系统减少的环境成本参考全国碳市场均价进行折算。

计算方法如下：

①新增火电机组：

式中，ΔW为碳排放变化量，Wn为该方案下碳排放量，W0为基础场景下碳排放量，随着火电机组新增系统碳排放量增加，ΔW为正值；AC为每吨CO2所需耗费的碳捕集成本费用，参考全球CCS研究所发布的《全球碳捕集与封存成本分析报告》[31]，中国范围内选取二氧化碳捕集成本最低的超临界机组，CO2碳捕集成本约为60 美元/吨，折算成人民币约为400元/吨，考虑技术进步并结合现阶段碳捕集技术发展情况，选取CO2碳捕集成本为350 元/吨；CC为碳排放配额交易价格(简称碳价)，参考2023 年10 月9 日全国碳市场平均碳价76.99元/吨。

②新增抽水蓄能机组：

式中，随着抽水蓄能机组新增系统碳排放量减少，场景中的ΔW为负值，等效抽水蓄能参与系统调节下系统整体碳排放减少；此时系统中计算的环境成本为新增抽水蓄能机组后系统由于碳减排而减少的环境成本，由于ΔW为负值，所以CE同为负值。

将场景中测算的各方案下的综合年度成本进行分析测算，结果如表7、表8所示。

表7 2030年新增抽水蓄能各方案综合年度成本Table 7 Comprehensive annual cost of various schemes for newly added pumped storage energy in 2030

表8 2030年新增火电机组各方案综合年度成本Table 8 Comprehensive annual cost of various schemes for newly added thermal power units in 2030

将两种灵活性电源的多种配置方案中的综合年度成本与风光弃电率进行综合对比，如图5 和图6所示。

图5 配置相同容量抽水蓄能与火电各方案综合经济性对比Fig.5 Comprehensive economic comparison between pumped storage and thermal power schemes

图6 配置相同容量抽水蓄能与火电各方案综合经济性及风光弃电率对比Fig.6 Comparison of comprehensive economy and wind and solar abandonment rates between pumped storage and thermal power schemes

由图5、图6及表7、表8对比可知，从电力系统安全稳定、新能源消纳、综合经济性三个方面综合分析抽水蓄能与火电调峰机组的量化作用。

从电力安全方面，配置1200 万千瓦容量的抽水蓄能与火电调峰机组均能够使系统备用率提升到10%以上，系统备用率不足问题均得到有效改善，系统供电可靠性和安全性得到显著加强。

从新能源消纳方面，随着抽水蓄能机组逐渐增加，系统整体新能源弃电率显著下降，配置1200万千瓦抽水蓄能时，风光弃电率由基础场景中的16.2%下降至2.5%，即新能源利用率由83.8%提升到97.5%；新增火电机组系统整体新能源弃电率基本保持不变，始终维持在16.5%左右，即新能源利用率稳定在83.5%，因此从新能源消纳情况分析，在同时提升系统保供能力的前提下，新增抽水蓄能对于促进系统新能源消纳方面具有明显优势。

从综合经济性方面，由表7、表8 对比可以看出，两种灵活性调节资源的年度运维成本，年度可变成本相差不大，因此年度运维成本、年度可变成本并不是影响二者综合经济性的关键因素。而在投资成本方面，由于抽水蓄能单位投资成本水平较高，因此在配置相同容量的抽水蓄能机组时，抽水蓄能年度投资成本均高于同等水平下的火电机组，但是当考虑到系统碳排放增加所需额外付出的环境成本和抽水蓄能等效碳减排效益后，配置相同容量抽水蓄能改善系统运行的综合年度成本低于同等水平下的火电机组，说明环境成本是决定两种灵活性调节资源综合经济性的决定性因素之一，而环境成本的折算主要取决于系统整体碳排放水平以及CCUS碳捕集改造技术和全国碳市场交易价格等关键边界参量。在考虑碳排放量不变的情况下，随着技术进步和全国碳市场交易价格的不断变化，两种灵活性调节资源的环境成本也将发生显著变化。同时，随着技术水平的进步，两种灵活性调节资源的投资建设成本也将发生相应变化。本工作对于两种灵活性调节资源的综合经济性分析主要取决于投资建设成本、系统碳排放水平、CCUS碳捕集改造技术成本以及全国碳市场交易价格等关键因素。考虑现阶段各边界条件设置情况，从结果来看，当两种调节电源均能够解决系统备用率不足问题时，配置1200 万千瓦抽水蓄能时综合成本为123.08 亿元，低于配置1200 万千瓦火电调峰机组所需综合成本152.12亿元。因此相比于火电机组，抽水蓄能参与电力保供在经济性方面具有一定优势。此外，本工作未考虑抽水蓄能对于改善新能源利用率等效经济效益，如果考虑新能源增发电量收益，则抽水蓄能的经济性优势将更加明显。

对于系统整体碳排放量，采用新增火电机组改善系统供电可靠性和充裕性的方案中，虽然额外碳排放采用碳捕集技术将绝大部分的新增碳排放捕集封存，但受限于技术手段仍存在少量新增二氧化碳排放量。在实现“双碳”目标，构建低碳化新型能源体系的背景下，碳排放量的增加显然和国家政策导向不吻合。因此，从多方面论证，抽水蓄能作为系统灵活性调节电源，对于提升系统供电可靠性和充裕性、减少系统碳排放量、提升新能源综合利用率及综合经济性等多方面优于火电机组。

可见，从该典型省级电网2030 年新增抽水蓄能与火电机组参与系统的能力和经济性来看，抽水蓄能与火电调峰机组均能够提升系统备用率，提升系统供电可靠性和安全性；在经济性方面，配置抽水蓄能方案下的综合年度成本比配置相同容量的火电机组成本更低，在本算例场景下配置抽水蓄能作为灵活性调节电源在经济性方面更具优势，且抽水蓄能在保证系统安全稳定运行的同时对于风光新能源的消纳具有促进作用。综合来看，抽水蓄能在对于改善系统供电可靠性和充裕性，提升系统备用率水平上具有更加显著的优势。

2.2.4 抽水蓄能与新型储能提升系统供电可靠性的量化综合经济性分析

上节分析了作为灵活性调节资源的抽水蓄能与火电调峰机组的量化经济性，新型储能同样作为灵活性调节资源中不可或缺的重要组成部分，在参与系统调峰保供平衡过程中发挥着重要作用。为分析抽水蓄能与新型储能技术对于提升系统供电可靠性的综合经济性，考虑现阶段较为成熟、市场占比较高的储能技术手段，以锂离子电池储能为例，按照相同的研究方法，分析抽水蓄能与新型储能对于提升系统供电可靠性等方面的综合经济性。

锂离子电池相关技术经济指标如表9所示。

表9 锂离子电池技术经济指标Table 9 Technical and economic indicators of lithium-ion batteries

在前文设置的2030 年典型场景中，配置一定容量的锂离子电池储能参与系统电力电量平衡过程，直至提升系统备用率10%以上，本工作锂离子电池持续放电时长考虑为4小时。根据时序生产模拟，形成结果如表10所示。

表10 2030年新增新型储能后全年系统运行情况Table 10 Annual system operation after configuring new energy storage by 2030

由表10可知，锂离子电池储能技术与抽水蓄能调节机理相同，抽发模式也基本一致，同样能够发挥提升系统供电可靠性的作用。按照2.2.3节中灵活性调节资源经济性计算方法，分析该新型储能技术的量化综合年度成本，各方案下该新型储能综合年度成本如表11所示。

表11 2030年新增新型储能各方案综合年度成本Table 11 Comprehensive annual cost of various schemes for newly added pumped storage energy in 2030

将抽水蓄能与该新型储能技术提升系统备用率至10%以上时所需配置容量下该方案的量化综合年度成本进行对比分析，如表12所示。

表12 抽水蓄能与新型储能综合年度成本对比Table 11 Comparison table of comprehensive annual costs between pumped storage and new energy storage

由表12 可知，在满足系统可靠性需求的情况下，配置1200 万千瓦锂离子电池储能的综合年度成本远高于配置相同容量的抽水蓄能，其中年度投资成本是影响两种储能技术经济性的决定性因素。锂离子电池储能技术虽然单位投资成本与抽水蓄能相差不大，但由于锂离子电池储能运营周期通常为10～15年，运营年限仅为抽水蓄能电站运营周期的一半或更少，因此考虑投资等年值计算方法，折算至年度投资成本后造价水平相对较高，也最终导致新型储能技术的综合年度成本较高。

综上所述，在本工作算例背景下，相比于典型新型储能技术，抽水蓄能对于改善系统供电可靠性和充裕性，提升系统备用率等方面的综合经济性具有更加显著的优势。

3 结 论

伴随新能源、负荷需求持续增长，新能源出力带来的波动性与不确定性，给电力系统安全稳定运行带来巨大挑战。抽水蓄能作为目前技术最成熟、规模最大、经济性最优的灵活性调节电源，在能源电力行业转型发展，实现“双碳”目标过程中起到重要作用。本次基于时序生产模拟，以系统电力电量平衡为约束，模拟分析2025年、2030年某典型省级电网系统全年备用率变化趋势；并以该省级电网2030 年典型场景为例，分别新增抽水蓄能和火电机组，分析两种灵活性调节电源在该省级电网中提升系统电力可靠性的量化作用，并计算两种调节电源的综合年度成本，对比分析火电与抽水蓄能机组的综合经济性及对系统新能源利用率的影响，得到了以下结论：

（1）本工作选取抽水蓄能作为研究对象，通过配置抽水蓄能参与系统电力电量平衡，将用电低估时期的过剩电能抽水存储，转移到用电高峰时期进行发挥短时尖峰保供作用，从系统整体角度缓解了其他电源的调峰压力，从而起到提高系统备用率，提升电力系统的供电可靠性与安全性的重要作用。结果表明，以该省级电网2030 年规划数据为基础场景，逐步增加抽水蓄能装机容量，以系统全年备用率最低值为衡量指标，当分别配置1200 万千瓦抽水蓄能时，全年系统备用率最低值由1.9%提升到了10.4%，可见抽水蓄能加入后，系统备用率不足问题得到有效缓解，面临突发极端状况所导致的电力短缺问题具有一定的应对能力。

（2）在算例场景基础上，考虑新增两种灵活性调节电源：抽水蓄能和火电机组对于提升系统保供能力所需的年度投资建设成本、运维成本、可变成本及环境成本构成系统年度综合成本作为经济性评价指标，分析两种调节电源发挥保供作用的综合经济性。结果表明，综合考虑抽水蓄能碳减排量化效益及火电机组新增所产生的碳排放环境成本后，抽水蓄能改善系统运行的综合年度成本均低于同等调节水平的火电机组。当配置1200 万千瓦抽水蓄能时，综合年度成本为123.08亿元，而配置相同容量火电机组参与系统调节，综合年度成本为152.12亿元，因此综合经济性方面抽水蓄能具有一定优势。新能源消纳方面，抽水蓄能在参与系统平衡，提升系统保供能力的同时能够有效减少新能源弃电率，提升新能源利用水平：随着抽水蓄能机组的增加，系统风光综合弃电率逐渐下降，当配置1200 万千瓦抽水蓄能时，风光弃电率由基础场景的16.2%下降至2.5%；当配置火电机组时，新能源利用率基本保持不变，始终维持在16.5%左右。此外，抽水蓄能在发挥尖峰保供作用，提升系统整体备用率的同时，还能够有效促进新能源消纳、并根据系统需求发挥调频、调相等重要作用，并不仅局限于提升电力系统的供电水平。

（3）本工作算例场景下系统2025年及2030年备用率不足情况持续时间相对较短且不连续，通过对系统全年备用率趋势曲线对比分析可以得出：现阶段抽水蓄能作为日内调节的短周期调节电站，更适合改善本算例设置场景所述的短期非连续性系统备用率不足情况，对于较长时间备用率不足情况的省份，抽水蓄能的作用能力存在一定局限性，需结合电网实际情况进行具体分析。

综上所述，在高新能源占比背景下，抽水蓄能电站在电力系统中对提升系统供电可靠性起到积极作用，抽水蓄能参与系统电力电量平衡调节，通过发挥调峰填谷作用，能够有效提高电力系统可靠性和安全性，满足系统安全稳定运行需求。通过对抽水蓄能机组、火电调峰机组、新型储能电站等多种灵活性调节电源的供电可靠性和综合经济性进行量化分析，在“双碳”目标政策背景下，考虑系统碳排放环境成本，在本工作算例背景下，结果表明抽水蓄能的综合经济性占据一定优势。综合分析本工作各项评价指标，未来为解决系统备用率不足问题，可以通过合理配置抽水蓄能机组，提升电力系统供电可靠性和安全性。