由于新能源發(fā)電特性的隨機性、波動(dòng)性和間歇性，加之負荷側發(fā)用一體，形成“源荷互動(dòng)”局面，發(fā)用兩側均呈現高度不確定性。因此，面對新能源“大裝機、小電量”下的電力供應，“高比例電力電子設備、高比例新能源”雙高系統安全穩定運行要求，迫切需要增加儲能設施提升系統調節能力，確保實(shí)現系統電力電量實(shí)時(shí)平衡。在新型電力系統中，“儲”的定位將與“源網(wǎng)荷”并重，構成源網(wǎng)荷儲、多能互補的協(xié)同需求。
2021年，作為“十四五”開(kāi)局之年，也是“雙碳”戰略目標實(shí)踐的第一年，國家對未來(lái)中長(cháng)期發(fā)展進(jìn)行了頂層規劃。2021年3月發(fā)布《國民經(jīng)濟和社會(huì )發(fā)展第十四個(gè)五年規劃 和2035年遠景目標綱要》，提出加強源網(wǎng)荷儲銜接，提升清潔能源消納和存儲能力，加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術(shù)規?；瘧?。
2021年9月中共中央、國務(wù)院《關(guān)于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見(jiàn)》作為碳達峰碳中和“1+N”政策體系的綱目，也明確要求加快推進(jìn)抽水蓄能和新型儲能規?；瘧?，加快形成以?xún)δ芎驼{峰能力為基礎支撐的新增電力裝機發(fā)展機制。2021年10月，國務(wù)院印發(fā)《2030年前碳達峰行動(dòng)方案》，要求積極發(fā)展“新能源+儲能”、源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統。到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬(wàn)千瓦以上。到2030年，抽水蓄能電站裝機容量達到1.2億千瓦左右，省級電網(wǎng)基本具備5%以上的尖峰負荷響應能力。
2022年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見(jiàn)》，再次提出積極推動(dòng)流域控制性調節水庫建設和常規水電站擴機增容，加快建設抽水蓄能電站，探索中小型抽水蓄能技術(shù)應用，推行梯級水電儲能；鼓勵新能源發(fā)電基地提升自主調節能力，探索一體化參與電力系統運行，完善抽水蓄能、新型儲能參與電力市場(chǎng)的機制，更好發(fā)揮相關(guān)設施的調節作用。
在相關(guān)政策支持層面，早在2018年國家發(fā)展改革委就委托開(kāi)展黃河上游（龍羊峽-青銅峽河段），雅礱江中下游（兩河口-江口河段）水電規劃調整工作，提出擴機、增建抽水泵或可逆機組的水電規劃調整方案。2020年5月，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《新時(shí)代推進(jìn)西部大開(kāi)發(fā)形成新格局》，提出加強可再生能源開(kāi)發(fā)利用，開(kāi)展黃河梯級電站大型儲能項目研究，首次將梯級水電儲能列入國家和區域重點(diǎn)研發(fā)方向。
在抽水蓄能方面，在全國乃至全球儲能裝機規模中占比超90%。2014年國家發(fā)展改革委《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機制有關(guān)問(wèn)題的通知》明確了兩部制電價(jià)定價(jià)機制和投資主體多元化。2021年5月，國家發(fā)展改革委再次發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機制的意見(jiàn)》，明確以競爭方式形成電量電價(jià)，完善容量電價(jià)核定機制，容量電費納入輸配電價(jià)回收，政策上指導了抽水蓄能電站成本疏導問(wèn)題。同年8月，國家能源局印發(fā)《抽水蓄 能中長(cháng)期發(fā)展規劃（2021-2035 年）》，提出加快建設抽水蓄能電站的意見(jiàn)，2025年投產(chǎn)規模在6200萬(wàn)千瓦以上，2030年達到1.2億千瓦，2035年形成滿(mǎn)足新能源高比例大規模發(fā)展需求的產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。
在新型儲能方面，2021年7月國家發(fā)展改革委、國家能源局在《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》中明確，到2025年，實(shí)現新型儲能從商業(yè)化初期向規?；l(fā)展轉變，裝機規模達3000萬(wàn)千瓦以上。到2030年，實(shí)現新型儲能全面市場(chǎng)化發(fā)展，健全新型儲能價(jià)格機制和“新能源+儲能”項目激勵機制。2022年2月印發(fā)的《“十四五”新型 儲能發(fā)展實(shí)施方案》，要求2025年電化學(xué)儲能系統成本降低30%以上，推動(dòng)多元化技術(shù)開(kāi)發(fā)和應用，加大“新能源+儲能”支持力度，2030 年市場(chǎng)機制、商業(yè)模式、標準體系成熟健全。
在具體項目實(shí)施層面，為充分體現儲能對新能源的支撐作用，2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買(mǎi)調峰能力增加并網(wǎng)規模的通知》鼓勵發(fā)電企業(yè)通過(guò)自建或購買(mǎi)調峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規模。要求超過(guò)電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時(shí)長(cháng)4小時(shí)以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。電力系統調峰和儲能具體包括抽水蓄能、化學(xué)儲能電站、氣電、光熱電站或具備靈活性調節的火電。
截至2020年底，我國電力儲能容量的總規模3500萬(wàn)千瓦左右，未來(lái)可期的2030年，儲能規模有望超過(guò)2.2億千瓦，實(shí)現5倍以上增長(cháng)。在雙碳目標的驅動(dòng)下，儲能行業(yè)在肩負歷史使命的同時(shí)，迎來(lái)了前所未有的發(fā)展機遇。
電力系統儲能主要包括電物理儲能、電化學(xué)儲能、電磁儲能等。電物理儲能的代表性技術(shù)有抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能；電化學(xué)儲能的代表性技術(shù)有鋰離子電池、鉛蓄電池、液流電池；電磁儲能有超級電容儲能、超導儲能等。
根據應用場(chǎng)景不同，儲能設施還劃分為電源側儲能、電網(wǎng)側儲能、負荷側儲能；根據儲能時(shí)長(cháng)，劃分為短、中、長(cháng)時(shí)儲能。更有從技術(shù)成熟度、市場(chǎng)占有率等角度，劃分為抽水蓄能和新型儲能。
抽水蓄能和壓縮空氣儲能，對地形地質(zhì)條件的要求較高。抽水蓄能技術(shù)更為成熟，適合建設大型儲能電站。壓縮空氣儲能尚處于示范應用階段，規模很小。小微型飛輪儲能早期主要用作重要設施的不間斷電源，2019年兆瓦級飛輪儲能商業(yè)應用取得突破后，在調頻領(lǐng)域也受到關(guān)注。
電化學(xué)儲能，近年來(lái)成本下降快，關(guān)鍵技術(shù)密集突破。鋰離子電池的能量密度大、功率性能高、響應速度快，應用最廣泛，在電化學(xué)儲能裝機容量中占比近90%。鉛蓄電池技術(shù)成熟、成本低廉，在早期項目應用較多，近年來(lái)受環(huán)保等因素影響，市場(chǎng)份額快速下降。液流電池具有儲能時(shí)間長(cháng)、容量大、循環(huán)周期長(cháng)等優(yōu)勢，已接入示范應用階段。超級電容可應用在軌道交通等非電領(lǐng)域，超導儲能更多被用作系統裝置部件或元器件。目前隨著(zhù)技術(shù)創(chuàng )新步伐加速，氫儲能、重力勢能儲能等技術(shù)研發(fā)也不斷取得新的突破，基本具備示范應用條件。
儲能市場(chǎng)的總體規模上，2020年底，全球儲能已投運項目裝機容量超1.9億千瓦，其中抽水蓄能1.725億千瓦，占比90%，其次，是電化學(xué)儲能1420萬(wàn)千瓦，占比 7.5%。截至2020年底，我國儲能總裝機規模約3500萬(wàn)千瓦，其中，抽水蓄能3149萬(wàn)千瓦，電化學(xué)儲能328萬(wàn)千瓦。
在共同應對氣候變化、大力發(fā)展可再生能源、實(shí)現全球能源轉型的時(shí)代背景下，全球儲能行業(yè)迅猛發(fā)展。根據國際可 再生能源署（IRENA）《電力儲存與可再生能源：2030年的成本與市場(chǎng)》，到2030年，抽水蓄能裝機規模將達到2.3億千瓦；國際能源署（IEA）《2050凈零排放：全球能源路線(xiàn)圖》預計到2030年，只考慮抽水蓄能和電化學(xué)儲能增長(cháng)的情景下，儲能總裝機容量將達8.2億千瓦。根據我國對儲能行業(yè)的規劃和預期，2030年，國家電網(wǎng)區域內抽水蓄能電站裝機將從目前的2630萬(wàn)千瓦提高至1億千瓦，電化學(xué)儲能由300萬(wàn)千瓦擴大至1億千瓦。
國際和國內業(yè)界對儲能規模預測總體都持樂(lè )觀(guān)態(tài)度。這與當前新能源開(kāi)發(fā)勢頭和系統調節電源匱乏密切相關(guān)。從我國新能源發(fā)展規劃來(lái)看，2030年我國風(fēng)電、光伏等間歇性可再生能源裝機容量在12億千瓦以上。根據相關(guān)預測，2060年，電力總裝機容量達80億千瓦，風(fēng)電光伏裝機規模將達50億千瓦，裝機占比超過(guò)60%，新能源發(fā)電量超9萬(wàn)億 千瓦時(shí)，電量占比超過(guò)50%，成為電量供給的主體。
基于此規模，即使僅考慮15%至20%的調節電源配比，對調節能力的要求也在7.5億～10億千瓦。截至2021年底，我國發(fā)電總裝機容量23.8億千瓦，電力系統儲能規模約4000萬(wàn)千瓦級，因此預計2030年，我國儲能規模將超出目前的規劃指標，亟需促進(jìn)儲能行業(yè)跨越式發(fā)展。
所謂“水儲能”是基于電力系統需求或配合新能源發(fā)電需要，以水體為介質(zhì)，通過(guò)水庫與機組進(jìn)行蓄放水調節，發(fā)揮調峰填谷、跟蹤負荷和電量時(shí)移等作用。抽水蓄能電站利用上下水庫進(jìn)行抽水蓄能，是最典型的“水儲能”方式。原本常規水電站幾乎都是按照獨立電源設計的，機組利用小時(shí)數較大。為增加調節能力，可以在水庫庫容不變的情況下，通過(guò)擴機增容，或者在上下梯級間增設可逆式機組或泵站，增大電站調節能力。
儲能設施根據其功能性能，服務(wù)于不同場(chǎng)景。一是配置在電網(wǎng)側，實(shí)現調峰填谷、調頻調壓、黑啟動(dòng)、延緩系統擴容等功能；二是配置在新能源并網(wǎng)前的電源側，平滑新能源出力、實(shí)現電量時(shí)移；三是配置于用戶(hù)側，滿(mǎn)足其高峰負荷用電需求，峰谷套利并降低用電成本。當前儲能應用場(chǎng)景的盈利模式主要通過(guò)價(jià)差套利和為電網(wǎng)提供輔助服務(wù)，但商業(yè)模式尚不成熟。
值得關(guān)注的是，隨著(zhù)新型電力系統新能源滲透率不斷提高，風(fēng)電、光伏發(fā)電的不穩定性將從電源側傳導至源網(wǎng)荷儲各環(huán)節。這種不穩定性不僅是波動(dòng)性的——光伏發(fā)電形成的“鴨形曲線(xiàn)”，而且是間歇性的，長(cháng)時(shí)連續無(wú)風(fēng)、陰雨天氣下系統有效容量完全缺失。因此長(cháng)時(shí)儲能（4h以上）將成為電力儲能的剛需。
關(guān)于長(cháng)時(shí)儲能，通常指連續運行（放電）在4小時(shí)以上，循環(huán)使用，壽命期不低于20年。2021年，在格拉斯哥聯(lián)合國氣候變化峰會(huì )上，英國石油公司、西門(mén)子能源公司等25家能源科技公司聯(lián)合成立了長(cháng)時(shí)儲能理事會(huì )，鼓勵大規模部署長(cháng)時(shí)儲能系統。2022年，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰略部（BEIS）撥款開(kāi)發(fā)創(chuàng )新性?xún)δ芗夹g(shù)，涉及儲熱、儲電、儲氫等領(lǐng)域，瞄準重力儲能、壓縮空氣儲能、常規及海水抽水蓄能等高容量、高性能、低成本、長(cháng)時(shí)儲能項目方向。
放眼全球，目前最具實(shí)踐價(jià)值的儲能調節技術(shù)是抽水蓄能電站和具有調節性能的常規水電站。它們將在新型電力系統源網(wǎng)荷儲的各環(huán)節起到不可替代的作用。
抽水蓄能技術(shù)經(jīng)濟指標最優(yōu)、能量規模最大的儲能品種，是“水儲能”最典型形式。在構建新型電力系統的關(guān)鍵路徑上，抽水蓄能憑借其調峰、填谷、儲能、調頻、調相、事故 備用、黑啟動(dòng)等功能，具有增強電力系統應對突發(fā)事件能力的安全保障作用、跟蹤系統需求快速反應的靈活調節作用和全生命周期高效循環(huán)利用、減排降碳、規模效益顯著(zhù)的綠色儲能作用。與電化學(xué)儲能目前優(yōu)勢集中在4h以下的短時(shí)儲能，重點(diǎn)發(fā)揮調頻功效相比，抽水蓄能優(yōu)勢體現在6以上中長(cháng)時(shí)儲能，具有顯著(zhù)的電量時(shí)移功效和經(jīng)濟價(jià)值。
抽水蓄能目前主要服務(wù)于電力系統，通過(guò)健全完善電價(jià)機制，擬將通過(guò)容量電價(jià)方式疏導開(kāi)發(fā)成本。與此同時(shí)，隨著(zhù)新能源基地大規模開(kāi)發(fā)建設，電源側配置的抽水蓄能將以服務(wù)于特定用戶(hù)的方式獲取資源配套和一體化開(kāi)發(fā)權益。在深度推進(jìn)電力市場(chǎng)化改革的趨勢下，抽水蓄能有望配置在用戶(hù)側，面向城市綜合能源服務(wù)和大用戶(hù)的儲能需求。
經(jīng)濟性上，目前電化學(xué)儲能的初始成本下降很快，2020年底已降至1.5元/瓦時(shí)。但是，鑒于電化學(xué)儲能的使用壽命較短，比如鋰離子電池電芯壽命充放電5000次左右，調峰場(chǎng)景下使用壽命5～10年、調頻場(chǎng)景下3～5年?；趪H通用儲能成本評價(jià)指標——儲能設施全生命周期儲能平準化（度電）成本LCOS（Levelized Cost of Storage）進(jìn)行評價(jià)，目前我國電化學(xué)儲能的平均度電成本仍高于每千瓦時(shí)0.5元（儲能時(shí)長(cháng)3h）。
抽水蓄能電站建設多以單位千瓦投資來(lái)衡量工程的經(jīng)濟水平。目前具有技術(shù)經(jīng)濟可行性的電站，其單位千瓦投資在5500～6500元。在當前電力體制下，由于尚缺乏對抽水蓄能的調度機制，暫按年被調用小時(shí)數1000h計，電站經(jīng)營(yíng)期40年，換算得到平均成本僅0.2元/千瓦時(shí)左右。由于抽水蓄能電站較長(cháng)的使用壽命，同時(shí)兼有其他運行效益和生態(tài)環(huán)境效益，因此在全生命周期的經(jīng)濟性和綜合效益方面遠優(yōu)于電化學(xué)儲能以及其他儲能設施。
截至2021年底，全國已建在建常規水電站約3.9億千瓦。以流域水電基地為基礎的水風(fēng)光儲一體化清潔能源基地正在規劃之中，通過(guò)發(fā)揮常規水電的調蓄儲能潛力和“西電東送”輸電能力，能夠極大帶動(dòng)和促進(jìn)相關(guān)流域風(fēng)能、太陽(yáng)能和生物質(zhì)能資源的開(kāi)發(fā)利用，形成流域可再生能源一體化開(kāi)發(fā)。因此，當前情形之下，優(yōu)先研究常規水電站的“水儲能”功效，充分發(fā)揮我國現有水電站的作用，挖潛改造、擴機增容，加大調節能力，對促進(jìn)全國主要流域可再生能源開(kāi)發(fā)利用具有十分重要的作用。
目前，我國正在開(kāi)發(fā)或已建成的十三大流域水電基地，裝機規模巨大。流域綜合規劃、梯級滾動(dòng)開(kāi)發(fā)，龍頭水庫和梯級電站等多種調節性能水庫并存，流域梯級整體調節能力不斷提高。在流域梯級研究水風(fēng)光互補，實(shí)質(zhì)上是依托梯級水電站的“水儲能”作用，為間歇性、波動(dòng)性的風(fēng)電、光伏發(fā)電進(jìn)行補償服務(wù)。2022年3月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于開(kāi)展全國主要流域可再生能源一體化規劃研究工作有關(guān)事項的通知》，正是基于流域水電出力與風(fēng)電、光伏發(fā)電特點(diǎn)的互補作用，推動(dòng)實(shí)現流域可再生能源綜合集約高效一體化開(kāi)發(fā)。
流域梯級水電開(kāi)發(fā)的機組利用小時(shí)數一般在4000小時(shí)以上，“西電東送”直送或者打捆外送的水電站利用小時(shí)數更高?？紤]到汛期防洪和其他綜合利用要求，水庫現有庫容無(wú)法額外滿(mǎn)足新能源的儲能補償調節要求。為此，在大壩不改，庫容不變的情況下，采取擴機增容的辦法，加大發(fā)電放水能力，優(yōu)化水庫調度方式，便可提升電量時(shí)移的儲能作用。
常規水電站的擴機增容可以多種多樣。老舊機組可以通過(guò)設備的更新改造進(jìn)行增容，通過(guò)水道和機組的改造增加過(guò)水能力，還可以直接新增發(fā)電機組。這些擴機增容方式，不需要增加水庫庫容，只改變水庫調度運行方式，而且在水電站工程原有征地紅線(xiàn)范圍內施工，基本不新增建設用地，因此環(huán)境影響較小，工程造價(jià)較低，甚至遠低于新建抽水蓄能電站。
為充分利用水能資源，對于上下游水位銜接的梯級水電站，在水庫庫容足夠的情況下，可以考慮安裝可逆式機組或儲能泵站，成為一種獨特的梯級水電儲能方式。早在2018年，規劃研究機構就提出了黃河流域上游建設儲能工廠(chǎng)的設想， 期望依托西北地區黃河流域富余光伏電量和梯級電站相鄰水庫庫容，通過(guò)減少光伏棄電、余電利用，從下游梯級水庫向上游梯級水庫抽水，在用電高峰時(shí)段進(jìn)行水力發(fā)電，實(shí)現電量時(shí)移，將光伏富余低價(jià)電轉化為高質(zhì)量高價(jià)水電。
自2020年梯級水電儲能的概念列入西部大開(kāi)發(fā)形成新格局的中央文件以來(lái)，已開(kāi)展設備試驗和工程可行性研究，計劃 “十四五”期間開(kāi)工建設，并將作為應用推廣的試點(diǎn)項目。若采用水泵水輪機可逆式機組，將具有容量效益，產(chǎn)生雙倍調峰效應，而儲能時(shí)長(cháng)與水庫庫容、水泵水輪機組抽水發(fā)電水頭流量等因素有關(guān)，具備長(cháng)時(shí)儲能的條件。
目前開(kāi)展的龍羊峽-拉西瓦梯級100萬(wàn)千瓦試點(diǎn)工程，可實(shí)現日內6～8h儲能，單位千瓦投資約4500元。為滿(mǎn)足8%內部收益率要求，考慮不同的建設成本，抽水發(fā)電價(jià)差在0.2723～0.3491元/千瓦時(shí)。該套利價(jià)差亦優(yōu)于目前電化學(xué)儲能的度電成本。梯級水電儲能的使用壽命與水電站相同，至少在50年以上。因此，梯級水電儲能項目也將得益于項目全生命周期的成本優(yōu)勢，具有服務(wù)功能和經(jīng)濟性?xún)?yōu)勢。
抽水蓄能、常規水電擴機、梯級水電儲能等“水儲能”形式，在功能定位上具有長(cháng)時(shí)儲能和綜合調節優(yōu)勢，在經(jīng)濟性上依托土建機電工程具有全生命周期的成本優(yōu)勢。研究表明，2030年以前，電化學(xué)儲能成本尚無(wú)法下降至拐點(diǎn)，抽水蓄能具有技術(shù)經(jīng)濟優(yōu)勢。2030年之后，電化學(xué)儲能成本下降30%以上，抽水蓄能仍將在長(cháng)時(shí)儲能的細分市場(chǎng)上具有差異化競爭優(yōu)勢。水電擴機增容、增設可逆式機組或儲能泵站，是對我國既有水電的充分利用、二次開(kāi)發(fā)，且無(wú)需新建水庫、大壩，環(huán)境影響相對較小，因此，“水儲能”設施應該給予優(yōu)先開(kāi)發(fā)地位。
一是抽水蓄能規劃的全局性。抽水蓄能電站選址雖需要具備一定的地形地質(zhì)條件和水源條件，但總體而言，我國地大物博，抽水蓄能站址資源豐富。不同于電化學(xué)儲能，抽水蓄能是依托于地形地質(zhì)要素和電網(wǎng)布局要素的大中型水電工程，一次性投資大、工期較長(cháng)，必須進(jìn)行全國、區域和省域的總體規劃，根據區域經(jīng)濟結構發(fā)展和電力供需形勢，基于新型電力系統需求和清潔能源基地布局進(jìn)行開(kāi)發(fā)規劃，并做好與國土空間規劃、生態(tài)環(huán)境保護規劃等的協(xié)調。
二是抽水蓄能開(kāi)發(fā)的戰略性。抽水蓄能電站規模體量大，涉及總投資動(dòng)輒數十億元、上百億元。早期抽水蓄能電站由電網(wǎng)企業(yè)自建自用，內部核算，曾經(jīng)面臨成本回收困難、發(fā)展動(dòng)力不足的問(wèn)題。加快抽水蓄能電站開(kāi)發(fā)，需要完善市場(chǎng)化體制機制，第一，明確蓄能電站的功能定位和使用規則。第二，明晰投資回報 路徑和兌現方式。第三，鼓勵投資主體多元化，公平競爭。當新能源+調節電源的大基地開(kāi)發(fā)模式確立后，各類(lèi)投資開(kāi)發(fā)主體大量涌入抽水蓄能市場(chǎng)，為抽水蓄能發(fā)展按下快進(jìn)鍵的同時(shí)，“新能源+抽水蓄能+X”開(kāi)發(fā)模式的調度運營(yíng)、盈利方式尚有待市場(chǎng)的進(jìn)一步檢驗，需要跳出行業(yè)看發(fā)展，長(cháng)遠謀劃。
三是抽水蓄能建設的先進(jìn)性。抽水蓄能電站建設周期長(cháng)，涉及水 電建設的各專(zhuān)業(yè)協(xié)調和全過(guò)程控制。在當前“應開(kāi)盡開(kāi)”的思想主導下，有可能導致行業(yè)野蠻生長(cháng)，惡性競爭，形成新的“三邊”工程，因此在基本建設程序和工程質(zhì)量安全上仍需嚴格把關(guān)。第一，要分階段開(kāi)展設計工作，滿(mǎn)足勘察設計深度要求。第二，要協(xié)調好新能源開(kāi)發(fā)、接入系統建設進(jìn)度，力求同期建設、同步投入運行，避免投資積壓。第三，針對關(guān)鍵技術(shù)和特殊難題，要開(kāi)展專(zhuān)項研究論證，經(jīng)多方案技術(shù)經(jīng)濟環(huán)境比較提出可行的解決方案。要避免落入重復建設和無(wú)效投資的陷阱，全方位做好項目策劃，確保高質(zhì)量推進(jìn)開(kāi)發(fā)建設。
針對水電擴機和梯級儲能：
一是常規水電站的目標定位和任務(wù)調整。要根據流域可再生能源一體化規劃建設的需要，對水電站進(jìn)行常規發(fā)電任務(wù)和水風(fēng)光互補任務(wù)劃分，并進(jìn)行相應的規劃分類(lèi)和功能調整。
二是充分研究水電站擴機增容、梯級儲能的建設條件。要因地制宜確定擴機增容的方案。要針對水庫現有的庫容和運行方式，通過(guò)調節計算，考慮上下游梯級銜接，確定擴機容量以及互補儲能調節運用方式，研究能夠互補的新能源規模。
三是研究加快水電站擴機增容、梯級儲能的建設程序。對于納入可再生能源一體化建設規劃的水電站擴機和梯級儲能，應在審批程序，特別是水保環(huán)保審批上，考慮擴機增容的特點(diǎn)，在不改變流域環(huán)評的基礎上，簡(jiǎn)化審批核準流程。
四是建立健全水電擴機增容、梯級儲能的市場(chǎng)機制，提高盈利能力。對于專(zhuān)門(mén)用于水風(fēng)光互補的項目，要研究通過(guò)容量電價(jià)、分時(shí)電價(jià)等，或者直接通過(guò)新能源投資主體購買(mǎi)“水儲能”服務(wù)的方式，取得收益。
以水為介質(zhì)的重力儲能定義為“水儲能”，現階段包括抽水蓄能和常規水電儲能。常規水電站進(jìn)行機組擴機增容、加設水泵或水泵水輪機組等梯級儲能，均能有效增強水電站的調節能力。
相較于電化學(xué)儲能，抽水蓄能和常規水電儲能是目前工程技術(shù)最成熟，運行調控更靈活，安全可靠，更具規?；烷L(cháng)壽命，全生命周期經(jīng)濟效益最優(yōu)的電力儲能方式。抽水蓄能和常規水電儲能將有助于促進(jìn)可再生能源的開(kāi)發(fā)和消納，助力新型電力系統構建。
在電力儲能設施加快發(fā)展的激勵政策驅動(dòng)下，“水儲能”和新型儲能的規劃建設均要堅持全局性、系統性、可靠性和協(xié)調性原則，深入開(kāi)展研究論證，確保安全高效推動(dòng)“水儲能”和新型儲能產(chǎn)業(yè)協(xié)同協(xié)調和可持續發(fā)展，實(shí)現產(chǎn)業(yè)效益和社會(huì )效益的最優(yōu)化。
周建平 作者供職于中國電力建設集團有限公司
李世東 作者供職于中國水力發(fā)電工程學(xué)會(huì )
高 潔 作者供職于水電水利規劃設計總院
