我国抽水蓄能电站建设必要性和前景

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　　抽水蓄能电站不仅是良好的调峰电源,还能够承担电网调频、调相和旋转备用任务,给电力系统带来可观的动态效益,有效地改善火电及其他类型机组的运行条件,延长火电机组的使用寿命,减少燃煤机组的燃料消耗,提高电网的供电质量和运行安全。
　　
　　抽水蓄能电站建设必要性
　　
　　电网调峰稳定运行,需要建设一定规模的抽水蓄能电站
　　根据我国能源资源特点,今后相当长时期内的电源建设仍将以燃煤火电为主。火电机组调峰方式主要是常规的出力调峰方式和非常规的开停机调峰方式,满足不了系统负荷急剧变化的要求,易发生设备事故,对电网的安全运行有一定影响,而且调峰运行时发电煤耗上升、厂用电率高、设备损耗加大、检修费用增加,发电成本高。常规水电机组开停机迅速,运行灵活,具有较强的调峰能力。但是水电机组出力受季节和水库水位的影响较大,尤其是水库调节性能差、水库库容小的水电站,参与调峰受到很大限制。
　　抽水蓄能电站是世界公认的运行灵活可靠的调峰电源,国内外已投产运行的抽水蓄能电站均为电力系统带来良好的经济效益。抽水蓄能电站不仅是良好的调峰电源,还能够承担电网调频、调相和旋转备用任务,给电力系统带来可观的动态效益,有效地改善火电及其他类型机组的运行条件,延长火电机组的使用寿命,减少燃煤机组的燃料消耗,提高电网的供电质量和运行安全。
　　对于水资源比较丰富的地区,系统内常规水电装机容量虽然比较大,如果调节性能好的水电站较少,没有足够大的调节库容,其调节性能会受到限制,丰、枯水期出力变化大。在汛期常规水电站经常处于弃水调峰状态,而枯水期常由于出力不足,满足不了电网的调峰要求。如豫、粤、赣、湘、黑、浙、闽、晋、琼、陕10省,在这些地区修建一定规模的抽水蓄能电站,不仅可以弥补电网调峰容量的不足,增加系统运行的灵活性,也可使水力资源得到充分利用。我国正在兴建的湖北省白莲河抽水蓄能电站和湖南省的黑糜峰抽水蓄能电站,通过深入的分析论证工作,表明在水电装机容量相对较大的地区,建设一定规模的抽水蓄能电站是也是合理的、经济的。
　　
　　风电、核电等新能源的大力发展,需要建设一定规模的抽水蓄能电站
　　
　　风电作为清洁的可再生能源,是国家鼓励发展的产业,核电是国家大力发展的新型能源,风电和核电的大力发展,对实现我国能源结构优化、可持续发展有着不可替代的作用。
　　近年来,我国风电得到了快速发展,截至2008年底,全国累计安装风力一发电机11600台,总装机容量12153MW,目前共规划了新疆哈密、甘肃酒泉、内蒙古东部地区、内蒙古西北地区、河北、吉林、江苏沿海地区和山东沿海地区共8个千万千瓦级风电基地,规划到2020年风电装机容量达到100000MW。风能是一种随机性、间歇性的能源,风电场不能提供持续稳定的功率,发电稳定性和连续性较差,这就给风电并网后电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战,同时风电的运行方式必将受到电力系统负荷需求的诸多限制。抽水蓄能电站具有启动灵活、爬坡速度快等常规水电站所具有的优点和低谷储能的特点,可以很好地缓解风电并网给电力系统带来的不利影响。
　　国家在能源发展政策中明确提出“……积极发展水电,适度发展核电”,在核电技术方面提出“采用先进技术,统一技术路线”,到2020年我国核电总装机容量达到4000万千瓦,在建1800万千瓦。核电机组运行费用低,环境污染小,但核电运行的安全性一直是全社会公众甚为关注的热点。核电机组所用燃料具有高危险性,一旦发生核燃料泄漏事故,将对周边地区造成严重的后果,核电站机组出力一般要求在平稳状态下运行,承担电网的基荷。而且核电机组单机容量较大,一台机组的容量可达1M00MW甚至更大,一旦停机,将对其所在电网造成很大的冲击,严重时可能会造成整个电网的崩溃。因此在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合,建设一定规模的抽水蓄能电站配合核电机组运行,对核电站的安全、经济运行以及电力系统的稳定有着重要意义。
　　核电一般带基荷运行,不参与调峰运行,而风电具有随机性、间歇性和反调峰等特点,当系统中核电、风电、太阳能的并网规模较大时,会增加系统的调峰压力,甚至会影响系统的安全稳定运行。随着大核电、大风电的建设,使得系统调峰面临技术挑战,迫切需要建设大容量储能装置,解决系统调峰问题。
　　抽水蓄能电站是电力系统最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置,是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站,可降低核电机组运行维护费用、延长机组的使用寿命;有效减少风电场并网运行对电网的冲击,提高风电场和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。
　　
　　特高压、智能电网建设发展,需要建设一定规模的抽水蓄能电站
　　
　　目前,国家电网公司正在推进“一特四大”的电网发展战略,即以大型能源基地为依托,建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网,形成电力“高速公路”,促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发,在全国范围内实现资源优化配置。同时,将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础,发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。特高压交流输电系统的无功平衡和电压控制问题比超高压交流输电系统更为突出。利用大型抽水蓄能电站的有功功率、无功功率双向、平稳、快捷的调节特性,承担特高压电力网的无功平衡和改善无功调节特性,对电力系统可起到非常重要的无功/电压动态支撑作用,是一项比较安全又经济的技术措施,建设一定规模的抽水蓄能电站,对电力系统特别是坚强智能电网的稳定安全运行具有重要意义。
　　
　　节能减排、发展低碳经济,需要建设一定规模的抽水蓄能电站
　　
　　抽水蓄能电站利用电力系统负荷低谷将下水库的水抽入上水库,高峰时段将上水库的水放到下水库发电,本身不能利用一次能源产生电力。抽水蓄能电站本身耗能,没有产生节能和环保效益,其节能降耗和环保等效益,主要是通过不同燃煤机组间的煤耗差转换作用来实现,这些效益的产生体现在整个系统的火电机组中,如果没有抽水蓄能电站就没有这些效益。因此,抽水蓄能电站是为发电机组的节能降耗服务的,实现整个电力系统内发电机组的节能降耗是抽水蓄能电站的主要静态功能。
　　抽水蓄能电站机组由于其灵活的调峰、调频能力,可以减少火电的调峰幅度,提高火电机组的运行效率,降低系统内火电机组的整体煤耗,相应减少COn、CmHn、NOx、SO2等有害气体的排

放量,达到减排效果。
　　
　　发展地方社会经济,需要建设一定规模的抽水蓄能电站
　　
　　抽水蓄能电站的建设,可以充分利用当地丰富的资源优势,带动电站所在地区其他工业、旅游业及其相关产业的发展,给地方政府带来可观的财税收入,为当地富余劳动力提供新的就业机会,对促进地区经济发展、改善当地居民生活水平起到积极的作用。
　　
　　抽水蓄能电站建设前景
　　
　　加快抽水蓄能电站的发展,是优化电源结构、建设现代化电网的必然趋势。根据相关资料,到2020年,我国抽水蓄能发电装机容量将达1300000MW以上,为保证电网的安全稳定经济运行,配置一定规模的抽水蓄能电站势在必行。
　　抽水蓄能电站在电网中的合理比重,主要取决于电网负荷水平、负荷特性和电源组成等方面的因素。
　　考虑到目前抽水蓄能电站的在建规模,到2020年我国需要建设100000―120000MW的抽水蓄能电站。
　　多年来,有关单位曾对我国不同电网进行了电源最优组合的分析和研究。研究成果表明,在以火电为主的电网中,配置8%～15%的抽水蓄能电站容量是比较合适的;为保证核电机组稳定运行,配置40%～50%相应核电机组容量的抽水蓄能电站容量比较适宜。从我国今后电源发展看,预计2010年我国的发电装机将达到900000MW,2020年将达到1300000MW以上。考虑目前抽水蓄能电站的在建规模,到2020年我国需要建设100000～120000MW的抽水蓄能电站。
　　从电网的需求和市场前景来看,抽水蓄能电站面临着新的难得的发展机遇。
　　电网对调峰电源的需求正在从技术需求向经济需求转变,抽水蓄能电站以其独特的调峰填谷能力和其不可替代的动态效益以及相对较低的工程造价,较好满足了电网对经济调峰电源的需求;随着我国经济的持续、稳定、健康、协调发展和人民群众生活水平的日益提高,对电网供电质量的要求也相应提高;随着电力体制改革的不断深入,厂网分开的格局已基本形成,电网公司直接调度部分抽水蓄能电站,作为保证电网安全、经济、稳定运行的手段之一,但现有容量明显偏小,目前正在抓紧抽水蓄能电站的建设和前期工作;非电网企业等其它投资主体正在逐步认识到抽水蓄能电站的优良性能和较好的发展前景,正在积极投入到抽水蓄能电站的开发建设中。
　　我国抽水蓄能电站站址资源丰富,已经完成的规划选点覆盖华北地区、东北地区、华东地区、华中地区。目前,有关单位正在对西北区域开展较系统的抽水蓄能电站规划选点工作。
　　目前,我国正在组织开展全国性的抽水蓄能选点规划,根据最近完成的规划选点成果,华北电网覆盖地区(包括北京、天津、河北、山西、山东省及内蒙古自治区西部)初步查明可能兴建抽水蓄能电站的站点150个,其中38个站址建设条件较好,列入了普查成果,规划站址有21个,包括:北京市的板桥峪站址(1000MW);河北省的丰宁(3600MW)、尚义(1000MW)、邢台(1400MW)、易县(1200MW)、抚宁(1000MW)、阜平(1400MW)、迁西站址(800MW);山西省的大同(1200MW)、交城(1600MW)、运城(1200MW)、太原站址(1000MW);山东省的文登(1800MW)、莱芜(1000MW)、海阳(1000MW)、泰安二期(1800MW)、潍坊站址(1000MW);内蒙古西部的锡林浩特(800MW)、包头I(1600MW)、包头Ⅱ(1200Mw)、乌海站址(1200MW)等。其中板桥峪已完成可行性研究,丰宁、文登已完成预可行性研究,可行性研究工作正在进行中。
　　东北电网覆盖地区(包括辽宁、吉林、黑龙江及内蒙古东部地区)初步查明可能兴建抽水蓄能电站的站点111个,其中29个站址建设条件较好,列入了普查成果,规划站址有17个,包括:黑龙江省的荒沟(1200MW)、尚志(800MW)、前进(12DOHW)和依兰站址(1200MW);吉林省的敦化(1400MW)、红石(1200MW)、蛟河(1200MW)和通化站址(800MW);辽宁省的大连I(800MW)、绥中(900MW)、桓仁(800MW)、大连Ⅱ(600MW)和清原站址(1500MW);内蒙古东部的呼伦贝尔(1000MW)、乌兰浩特(1200MW)、赤峰(800MW)和通辽站址(1000MW)等。其中辽宁省的清原站址已经完成了预可行性研究设计,桓仁站址已经完成了可行性研究设计;黑龙江省的荒沟站址已完成可行性研究报告并正在上报项目核准申请;吉林省的红石站址已经完成了预可行性研究设计,敦化站址正在进行可行性研究设计。
　　华东电网覆盖地区(包括江苏、浙江、安徽、福建、上海四省一市)据初步统计抽水蓄能电站可开发站址131处,其中列入规划站址的22个,包括:江苏省的句容(1350MW)、竹海(1800WM)、连云港苏文顶(1000MW);浙江省的宁海茶山(1800MW)、泰顺(1200MW)、淳安(1200MW)、缙云方溪(1800MW)、建德乌龙山(2400MW);安徽省的绩溪(1600MW)、桐城(1200MW)、宁国青龙山(1200MW)、金寨(1200MW)、岳西(1200MW)、涂山(1000MW);福建省的厦门吴凤(1600MW)、永泰白云(1200MW)、宁德周宁(1200MW)、龙岩漳平(1200MW)、福州鼓岭(1200MW)、漳州长泰(1800MW)、三明碧溪(1550MW)等。目前,句容、淳安、缙云方溪、天台九龙、建德乌龙山、永泰白云等站址已经完成了预可行性研究阶段的勘测设计工作。
　　华中区域电网五省一市中,除以水电为主的四川电网外,其余各省市均开展过不同范围的抽水蓄能电站选点规划工作,开发条件较好的站址资源有湖南省的玉池、弼时、平江、下龙潭,湖北省的喷雪岩、花园、城山、九宫山,河南省的天池、五岳、大坪、花园沟、大鱼沟、宝泉二期,重庆市的蟠龙、石滩、镇紫、龙泉,江西省的洪屏、柘林、云居山、社上、江上、庐山等。目前,河南的天池、五岳两站点正在开展可行性研究工作,江西的洪坪正待核准。
　　西北电网地区抽水蓄能电站规划选点工作开展相对较少、起步也较晚。目前,有关单位正在对该区域开展较系统的抽水蓄能电站规划选点工作。此前的抽水蓄能电站站址资源仅有新疆的天池。
　　南网地区的抽水蓄能电站站址主要集中在广东省境内,目前有深圳、清远、阳江、新会、新丰、党山、天堂、下坪、仙家垌二级、石曹、五华、朝面山、岑田、青麻园、昂天湖、三渡水等16个站址,其中深圳、清远两抽水蓄能电站

前期工作较深,清远电站已经获得国家发改委核准。目前在南网地区已开展了海南、广西两省区的抽水蓄能电站选点规划工作。
　　国家发改委颁发的“关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知”(发改能源[2004]71号文),以及其后颁发的“发改价格[200刀1517号文”和“发改能源[2008]759号文”两个文件,基本形成了我国抽水蓄能电站开发建设管理的现行政策框架。
　　我国抽水蓄能电站建设体制有“电网控股、地方参股”、“电网全资”和“非电网企业投资”三种形式,其中主要以电网投资控股、地方投资公司参股为主。2004年,为了规范抽水蓄能电站的建设和管理,促进抽水蓄能电站的健康有序发展,国家发改委颁发了“关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知”(发改能源[2004]71号文),其后又颁发了“发改价格[2007]1517号文”和“发改能源[200B]759号文”两个文件,这几个文件基本形成了我国抽水蓄能电站开发建设管理的现行政策框架。71号文规定:“抽水蓄能电站主要服务于电网,为了充分发挥其作用和效益,抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理,具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批,其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。发电企业投资建设的抽水蓄能电站,要服从于电力发展规划,作为独立电厂参与电力市场竞争。”
　　我国抽水蓄能电站具有广阔的发展空间,仅靠电网公司全资或者控股开发,融资难度较大。
　　以国家电网为例,2015年至2020年国家电网内抽水蓄能电站新增规模约36000HW,按照抽水蓄能电站每千瓦投资3500元考虑,如果该部分抽水蓄能电站由一家投资主体开发,则需要筹集资金1260亿元。按资本金20%考虑,需要筹集资本金252亿元。考虑到抽水蓄能电站的建设周期,为满足2020年抽水蓄能电站的规模,在“十二五”期间短短的5年时间内筹集252亿元资本金难度非常大。如果仅考虑51%的控股股权,那么需要筹集资金642.6亿元,资本金129亿元。资金筹措难度非常大。
　　目前有很多电源公司、民营企业已经进入抽水蓄能电站建设市场,有利于抽水蓄能电站市场向多元化方向发展。
　　国内抽水蓄能电站投资主体以电网公司或其下属公司为主。目前,我国已基本形成了国网区域由国网新源公司控股开发建设抽水蓄能电站,在南网地区由南网调峰调频发电公司控股建设抽水蓄能电站的格局。
　　但近期各央企发电公司、各省属地方企业、民营企业纷纷介入抽水蓄能电站发电领域开发建设抽水蓄能电站。如湖南五凌电力有限公司投资建设黑糜峰抽水蓄能电站(1200MW);中国三峡集团公司投资建设内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站(1200MW);深圳能源集团有限公司控股建设深圳抽水蓄能电站;河南蓝天集团(民营)与中华水电公司(外资)合作开发河南五岳抽水蓄能电站(1000MW)。多种资本进入抽水蓄能电站市场对抽水蓄能电站更好更快发展提供了有利条件。
　　从加快推进抽水蓄能电站前期工作、开工建设的角度来看,多元化的投资方向更为有利。
　　我国抽水蓄能电站发展前景广阔,发展压力也很大。需要开展大量前期勘测设计工作、筹备工作。只有吸纳多元化的投资主体才能保障抽水蓄能电站建设稳步发展。
　　综上分析,从我国抽水蓄能电站面临的形势来看,随着我国抽水蓄能电站建设规模的进一步扩大,更多的投资主体将进入抽水蓄能电站的建设市场。抽水蓄能电站投资主体多元化是抽水蓄能电站发展的必然趋势。

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