論壇丨西北抽水蓄能發展要加強網源協同
來源：中國電力報 時間：2023-10-18 09:18
“雙碳”目標對能源電力低碳化轉型提出更高要求，最直接的就是強化電力生產端的減碳，鼓勵光伏、風電等清潔能源發展。為此，國家加速以沙漠、戈壁、荒漠為重點的大型風光基地規劃建設。西北區域依托資源優勢，將迎來新能源的高速發展。與此同時，西北區域內電力需求仍保持高速增長，但水電規模幾近飽和、火電建設收緊、需求側管理空間有限，系統調節能力將嚴重不足，“十五五”及遠期西北電網將同時面臨保供和消納雙重壓力。
西北抽水蓄能具備規模開發條件
目前，西北電網的平衡是建立在電量富余的基礎上，是源隨荷動、以用定發的平衡。由于新能源出力的波動性、間歇性，電量分布不均，不同時間尺度的電量平衡開始出現問題，同時電網向下調峰和向上調峰問題也將更加凸顯。因此，在新型電力系統下，首先要解決電量平衡問題，在電量滿足的前提下依靠儲能實現“電量搬移”。在新能源發展不同階段，系統對儲能的需求不同，需要日內、跨日、跨季多種類型儲能共同發展。在電力電量平衡的前提下，再進一步研究新能源消納問題，即儲能的配置原則應以“保供為主，兼顧消納”。
抽水蓄能作為現階段最安全、最穩定的儲能方式，是保障電力可靠供應、增強系統調節能力的重要手段。2021年，國家能源局印發《抽水蓄能中長期發展規劃（2021~2035年）》，明確西北地區重點實施項目74個，總規模9795萬千瓦，占全國的23.2%；儲備項目47個，總規模5740萬千瓦，占全國的18.8%。從開發時序來看，西北地區“十四五”重點實施項目50個，“十五五”重點實施項目17個，西北區域抽水蓄能電站迎來空前發展機遇。
當前，西北抽水蓄能已具備大規模開發建設的客觀需求、技術能力和政策保障，投資熱情高漲，前期工作大幅提速。僅2022年一年時間就完成可研審查12項。截至2023年3月，新增開工項目11項，容量1230萬千瓦。按照目前工程前期進度，預計到2030年，西北抽水蓄能電站總規模將超過6000萬千瓦，在不足10年的時間，規模將遠超西北電網水電，實現跨越式發展。
西北抽水蓄能發展存在四大問題
抽水蓄能電站建設駛入快車道，隨之部分地區出現了無序建設現象，帶來了新的問題和挑戰。
一是資源分布不均衡，規模需求不匹配。西北各省（區）抽水蓄能資源分布極不均衡。青海規劃抽水蓄能近4000萬千瓦，單體電站容量普遍高于其他省（區），平均單位造價較其他省（區）低1000元/千瓦；寧夏電站規模最小，僅4座共420萬千瓦，平均單位造價為西北五省（區）最高。預計2030年，陜西、青海、甘肅南部將出現一定程度的抽水蓄能規模過剩，甘肅河西、寧夏抽水蓄能規模不足，需通過區域調用實現規模與需求相匹配。
二是電價承受能力低，成本疏導難度大。一方面，西北地區地質情況復雜，在建（核準）及開展前期工作的抽水蓄能單位造價在7000元/千瓦以上的占比超過90%，造價水平普遍高于華北、華東等其他區域。另一方面，西北用電量規模較小，電價承受能力低，大規模抽水蓄能投運后容量電費疏導困難。根據西北區域抽水蓄能電站平均單位造價7500元/千瓦測算，容量電價約為每年750元/千瓦。2030年，按照5000萬千瓦抽水蓄能規模匡算，預計年容量電費近400億元，考慮容量電費按省分攤，除寧夏外其余省（區）輸配電價漲幅較大，甘肅、青海漲幅預計超過0.04元/千瓦時。
三是資源逆向分布，網源協調難度大。陜西南部、甘肅南部、青海東部等地區抽水蓄能資源集中度高，未來將形成多個千萬千瓦級抽水蓄能群，對主網架承載能力提出更高要求。一方面，西北750千伏主網尚未延伸至隴南等抽水蓄能群所在地區，青海海南、陜西陜南規劃及現有網架仍然薄弱，抽水蓄能難以可靠接入主網。另一方面，新能源資源與抽水蓄能資源在空間上的逆向分布將導致日內電網潮流大幅波動、反轉，當前西北電網主要輸電通道數百萬千瓦的輸送能力難以滿足發展需求。受潮流不均等問題制約，交流加強工程對關鍵送電通道送電能力提升總體有限。
四是儲能建設差異大，協調發展難度大。各類儲能建設周期差異大。抽水蓄能電站建設周期6年以上。新型儲能建設周期短，如電化學儲能建設周期僅3~6個月。為滿足電力保供及新能源消納需求，“十四五”后期及“十五五”初期電網亟需一定規模儲能的發展，新型儲能將先于抽水蓄能發展，可能存在建設周期內系統儲能需求不足與投產年儲能總量過剩的矛盾。
西北抽水蓄能發展需多方面發力
一是合理確定儲能發展規模。在當前日內儲能為主的技術下，為滿足系統保供與消納需求，電網更需要快充、慢放型儲能，充電需求對儲能選擇起決定作用。系統對儲能的容量、功率、時長需求不同，不同需求下經濟效益差異較大，需科學測算抽水蓄能和新型儲能合理規模，推動多種類型儲能協同發展，滿足系統需求，同時降低能源轉型成本。
二是加強各類儲能協同規劃。現階段，為確保系統平衡、安全，需進一步出臺政策明確新能源配儲發展，加強配儲政策的可行性，引導配建儲能按獨立儲能模式發展，爭取優先采用共建、租賃模式，從根源上將配儲發展為獨立儲能，避免成為建而不用的沉默資源。在新能源發展到一定規模的情況下，日調節儲能無法解決長周期新能源消納問題，應積極探索長周期儲能技術，應對碳達峰后新能源規模進一步發展帶來的挑戰。
三是全網統籌規劃抽水蓄能需求。當前各省（區）各自為陣發展抽水蓄能，勢必造成資源浪費。經測算，全網統籌“十五五”所需抽水蓄能規模相比于單省（區）獨立測算減少千萬千瓦，年容量電費減少近百億。抽水蓄能發展宜網、省迭代，確定全網不同時期總規模及各省規模，實現抽水蓄能需求、運用全網統籌，充分發揮抽水蓄能工程經濟社會效益。
四是建立成本區域疏導機制。建立抽水蓄能容量電費靈活疏導模式，探索容量電費區域分攤，即所在省（區）承擔容量電費主要部分，其余省（區）按需分攤，實行一站一策，容許多種經營模式共存，實現區域內各省“共擔、共享”，解決各省（區）抽水蓄能資源、需求不均衡問題，推動抽水蓄能全網統籌運用可持續發展。
五是科學論證抽水蓄能接入方案。抽水蓄能電站接入后對電網潮流影響顯著，應根據電站功能定位、裝機容量及近區電網發展規劃情況合理選擇接入點和電壓等級。大容量抽水蓄能宜一級接入最高電壓等級，通過參與更大范圍調節實現效率最優；用于省內新能源消納的抽水蓄能原則上避免接入750千伏負荷變電站中壓側，防止調峰困難時段抽水受限。
六是加強網源協同發展規劃。西北優質的抽水蓄能資源存在成群集中開發的情況，陜西陜南、青海海南、新疆哈密地區均有千萬千瓦級抽水蓄能群，且局部地區抽水蓄能資源與網內新能源、負荷逆向分布，將產生千萬千瓦級的穿越功率，需結合抽水蓄能和新能源布局及投產時序，提前開展抽水蓄能群輸電規劃及主網架構建方案研究。（作者單位：牛拴保、王蒙、汪瑩、王聰系國網西北分部，閆曉卿系國網能源研究院有限公司）
責任編輯：高慧君
校對：吳蘇靈
