四川省抽水蓄能发展展望

□ 李 亮 余春涛 王寿根

 

近期，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划》（2021-2035年），全国重点实施项目总装机规模达4.2亿千瓦。构建以新能源为主体的新型电力系统，迫切需要建设大规模储能设施，而抽水蓄能电站作为目前技术最成熟、效率最高、经济性最好的生态友好型储能工程，是当前及今后一段时期提高电力系统调节能力和促进大规模新能源发展的最优解决方案。可以预见，国内抽水蓄能电站建设将迎来一轮高潮。

四川作为全国清洁能源示范省，抽水蓄能的历史是什么样？在本轮建设高潮中有何动作？未来又将如何发展？带着众多关心问题，笔者走访了《四川省抽水蓄能发展中长期规划》编制牵头单位——中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司。

抽水蓄能发展历史沿革

四川省抽水蓄能发展历史较早。1992年建成的寸塘口全国建成时间排名前五。目前正利用已建春厂坝电站扩建可逆机组，装机5MW，预计今年投产。

上世纪末，有关单位开展过成都周边站点普查及金堂李家山、马湖、木格措等站点前期工作。进入二十一世纪以后，随着四川水电快速发展，抽水蓄能电站发展较少，仅是有关单位近年开展过资源普查。

面临怎样的机遇和挑战

四川作为全国清洁能源示范省，构建以新能源为主体的新型电力系统，在电力和峰谷差需求稳步增长、水电开发完成、新能源大规模开发、火电限制发展的情况下，抽水蓄能电站是电力系统调节运行优质电源，作为最成熟的储能技术，具有超大容量、经济可靠、生态环保等优势特点，对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳具有重要意义，是四川中长期电力发展主力电源之一。

四川省抽水蓄能前期基础较为薄弱。抽蓄电站的开发建设需要一定周期，为满足2030年及2035年四川电力发展需求，亟须加快前期工作。公式

大邑抽水蓄能电站枢纽布置示意图

电力需求和电网发展格局如何

随着新时代推进西部大开发形成新格局、成渝地区双城经济圈建设等国家战略在川深入实施，四川经济和用电需求仍将保持稳定增长。预计2025年、2030年、2035年最大负荷达到7100万千瓦、8500万千瓦和9600万千瓦。同时，四川也要为全国“西电东送”提供坚强电力支撑，2025年送电规模达6260万千瓦。四川面临着满足自身电力需求与维持川电外送的双重压力，电力供需形势严峻。

“十四五”时期，四川将新增1000千伏特高压交流环网。中东部成都等受端负荷中心需求大占全省的80%、本地电源少。西部送端电源较多水电占全省的80%、负荷小，属于电力富裕区。四川电源与负荷中心逆向分布，通过省内送电通道，西部电源满足中东部负荷中心需求。

未来电源将如何发展

四川能源资源禀赋决定了电源结构是以水、风、光为主，建立高比例可再生能源系统，推动能源高质量发展。

预计四川省2030年、2035年水电装机达到1.22亿千瓦、1.24亿千瓦，开发程度达82.0%和83.5%；2030年水电开发接近完成，2035年基本开发完毕。

预计2030年、2035年省内消纳新能源可达4700万千瓦和7500万千瓦左右。从区域上看，2030年凉山州风电基本开发完毕，2025年以后新增光伏主要分布在甘孜州和阿坝州，2035年光伏主要集中在甘孜州，新增新能源多分布在流域上游水电较少地区。新能源仅提供电量不能提供容量，且具有随机性和波动性的特点，需要其他灵活性电源调节。

按照“双碳”目标、节能减排政策和能源电力需求，四川将严控煤电发展，适度发展气电。

随着水电基本开发完，新能源大规模开发需要灵活性调节电源，抽水蓄能电站将是四川省中长期电源扩展重要方向之一。

公式

四川省风电开发布局

公式

四川省光伏开发布局

水电大省为何建设抽蓄

2030年四川水电开发程度很高，考虑各种电源的可能发展，2030年、2035年电力缺口达到1000万千瓦、2000万千瓦。

随着经济持续强劲发展，电力系统峰谷差越来越大，新能源大规模开发其反调峰特性加大了调峰需求。四川虽然水电较多，但水电年内丰多枯少，丰水期弃水调峰，枯水期缺水和调节能力不足致调峰能力不足，同时由于生态环保及综合利用等原因，进一步制约调峰能力的发挥。

初步测算2030年开始出现调峰缺口，2035年汛、枯期分别缺少调峰容量1600万千瓦、1500万千瓦。进一步考虑分区送出通道限制、调度运行响应和安全稳定裕度等，2035年送端调峰容量缺口2020万千瓦，受端负荷中心调峰容量缺口1220万千瓦。

新能源大规模接入电网，需建设具有灵活提供容量和调峰作用的电源。抽水蓄能电站同时具备调峰填谷作用，其调峰作用为水电站的2倍，燃气电站的2.5倍，在经济合理的情况下宜较大规模开发。

能否带动新能源发展

化学储能还有规模、安全性、电池环保、全生命周期技术经济性等问题亟待解决。抽水蓄能电站是目前技术最为成熟可靠且经济实用的大规模储能，能够提供系统需要的转动惯量。在新能源集中地区，宜更多考虑抽水蓄能与风光互补运行，提高电网输电利用小时，降低输电成本，提高电网接纳风电和光伏的能力。

据分析，2030年前部分地区新能源可通过水风光一体化实现消纳。2030年~2035年，待消纳新能源规模超3000万千瓦，主要分布在三江流域上游，这些地区水电资源不足，可通过建设抽水蓄能电站消纳新能源。根据新能源的位置、规模和互补消纳分析，其中的2500万千瓦可通过风光储一体化消纳，相应抽水蓄能需求规模约800万千瓦，可以大幅提高送出通道利用效率降低输电成本，促进西部三江流域新能源基地建设。公式

2030年~2035年待消纳新能源分布示意图

对电网保安全作用如何

抽蓄负荷跟踪能力强，有利于改善负荷备用电源分布格局，具有承担紧急事故备用能力，可增强调峰能力释放水电群和火电事故备用。2035年新能源省内消纳规模达到7500万千瓦，占总装机比达到40%，抽蓄有助于改善电网可能出现的无功不足、电压不稳定等问题，保障电网安全。

目前成都负荷中心缺少调相电源，抽水蓄能电站可以吸收和补偿无功，是系统中理想的调压调相电源。

发展目标布局和任务

通过电源扩展分析比较，四川抽蓄的合理规模为1100万千瓦~1300万千瓦。考虑省内西电东送总体格局和水风光分布，布局上主要考虑中东部负荷中心、西部新能源富集且水电较少地区。考虑满足中东部负荷中心的调峰需求，2035年布局规模约800万千瓦。为有效消纳西部的新能源，2035年布局规模约800万千瓦。

近期，国家能源局正式发布了规划，四川省“十四五”重点实施、“十五五”重点实施和储备项目共纳入规划的有16个站址，其中负荷中心9个站址、电源侧7个站址。

在国家宏观政策的指引下，四川有序发展抽水蓄能未来可期。

（李亮系中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司设计分公司规划院专业总工程师；余春涛系中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司设计分公司副总经理；王寿根系中国电建集团成都勘测设计研究院有限公司副总经理）