替代能源和储能技术对抽水蓄能发展的作用

摘要抽水蓄能发展的基础是为电力系统提供辅助服务，其功能和作用本质上都具有技术可替代性。电源侧火电灵活性改造可使火电机组调峰能力提升约20%，由于调峰辅助服务市场不健全、调峰补偿规模下降，我国火电灵活性改造进展缓慢。新能源大规模发展的背景下，火电灵活性改造是增强电网调峰能力的手段之一，多元化提升灵活性是解决电力系统调节能力不足的根本途径。抽水蓄能可通过峰谷电价套利、调峰补偿获取比火电灵活性改造及深度调峰更多的收益。煤改电使电网冬季采暖负荷增长，增大了日峰谷差，进而增加了电网冬季的调峰容量需求，间接增大了冬季抽水蓄能电站的容量空间。用户侧负荷能量及微电网技术的特点决定了目前其仍是电网灵活性的补充，不影响大电网的主导作用以及抽水蓄能的发展。不同的储能技术应用场景不同，抽水蓄能是适用于较大规模能量调配的储能技术，适合作为电网侧调峰电站，实现能源管理的目的。“储能+新能源”模式为储能电站的发展创造了巨大空间，2030年前抽水蓄能凭借优越的技术经济性能仍是储能建设的首选，随着电池储能技术的进步，2030年以后抽水蓄能可凭借其储能容量大、放电时间长的特点，与电化学储能在不同的功能应用领域形成互补。

关键词抽水蓄能替代技术储能技术调峰火电灵活性改造电化学储能

1前言

抽水蓄能发展的基础是为电力系统提供调峰填谷以及调频调相紧急事故备用等辅助服务，其现有功能本质上都是可被替代的，仅是在成本代价、环保代价和风险代价方面存在差异。伴随着新能源发电、现代智能控制和新材料等技术的迅速发展，各种储能(系统调节方式)和抽水蓄能调节功能之间已出现竞争甚至被替代趋势：燃煤电厂经由深度调峰和机组灵活性改造，其系统功能渐由电源电量型向提供电量与辅助服务多功能电源型转变，电池储能技术日新月异，用户侧负荷能量管理技术、电网内部自身辅助服务技术能力提升(大型调相机建

提供调峰、填谷、调频、调相、紧急事故备用、黑启动等多种功能。我国抽水蓄能电站主要由电网公司投资、建设和运营。抽水蓄能的替代技术是指能代替抽水蓄能作用，在经济、质量、环保、技术等某个重要方面或者综合性指标上超越了抽水蓄能的各类技术，这些技术会使抽水蓄能的地位下降，改变抽水蓄能的发展环境并抑制其发展。电源侧火电灵活性改造提升了火电机组参与电网调峰的能力;煤改电使电网冬季的晚间负荷明显增加，改变了负荷特性，间接影响电网调峰配置和抽水蓄能需求规模;用户侧负荷能量及微电网冲击传统电网模式。电力系统源网荷的这些新变化，都能对抽水蓄能调峰填设)，分布式(微电网)技术发展等，均对抽水蓄能传统市场增加了较大竞争风险和不确定性，未来的抽水蓄能规划中势必要充分考虑替代技术的影响。

2替代技术对抽水蓄能发展影响研究

2.1抽水蓄能电站替代技术分析

抽水蓄能通过对电能的存储和释放，可为电网谷、能量管理等主要功能产生替代效果。本文初步分析火电灵活性改造、煤改电、用户侧负荷能量管理技术对抽水蓄能发展的影响。

2.2火电灵活性改造及深度调峰

火电灵活性改造一方面增强机组运行的灵活性，使机组可进行深度调峰、增强爬坡能力、实现快速启停，对于热电机组，对其实现热电解耦;另一方面增强燃料的灵活性，在锅炉掺烧不同品质的燃料时，能使锅炉稳定燃烧并让机组在该工况下仍然具有较好的调节负荷性能。

2.2.1火电灵活性改造后的调峰及辅助服务性能

提高火电灵活性，包括改善机组调峰能力、爬坡速度、启停时间等多个方面。当前，我国纯凝机组在运行中的调峰能力一般约为额定容量的50%，典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%。灵活性改造之后，热电机组预期增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力可达到40%～50%额定容量;纯凝机组预期增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力可达到30%～35%额定容量[1]。

2.2.2火电灵活性改造经济性分析

我国目前火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现最小出力降低、负荷升降快速、启停快速三大目标，其中降低最小出力即增加调峰能力，是现今最为主要和广泛的改造目标。

①火电灵活性改造成本。火电机组灵活性改造的成本包括投资成本、机组调峰运行产生的少发电损失、机组损耗成本、投油成本以及环境附加成本[1]。不同机组改造投资差异较大，机组特征、燃料特性、改造目标等条件不同都将带来改造投资的巨大差别，一般只能按“一厂一策”的方式独立测算，标准化的造价控制限额不易实现[2]。

②火电灵活性改造收益。实施了灵活性改造的火电机组取得的收益是其参与深度调峰获得的收益，我国目前调峰补偿模式有计划调峰补偿和调峰辅助服务市场两种，火电机组在不同调峰补偿模式下的调峰收益也不同。华北、华东、西北区域采用计划调峰补偿，通过调度命令手段实施。华北区域机组由于深度调峰比基本调峰少发的电量，以250元/(MW·h)进行调峰补偿。我国东北区域采用调峰辅助服务市场模式，规则设计上以电力系统特点为基础，尊重市场价值规律，引入“阶梯式”的报价方式和“集中竞价”的市场价格机制。火电机组在调峰辅助服务市场模式下获得的调峰收益，依据机组在不同统计周期内的调峰深度所对应的出清价格进行统计。

③火电灵活性改造经济效益。相关研究提出，在计算火电灵活性改造成本和收益的基础上，采用净现值的方法测算灵活性改造机组的成本回收年限，以评估火电灵活性改造的经济效益。在市场模式下，火电灵活性改造的成本回收年限预期为6～7年;在计划补偿模式下，需要通过提高调峰补偿价格，以使火电灵活性改造企业在预期年限里收回成本，以华北区域为例，调峰补偿价格提高幅度约为8%～20%。

2.2.3火电灵活性改造对抽水蓄能发展的影响

我国《电力发展“十三五”规划》中明确提出，“十三五”期间完成火电机组灵活性改造容量2.2×108kW，改造之后增加调峰能力4500×104kW。截至2019年底，已完成改造容量约5775×104kW，增加约1155×104kW调峰能力。火电灵活性改造进度滞后，执行情况不理想。火电灵活性改造是火电企业主动适应从电量主体向容量主体转变的过程，实质是收益模式的变化。调峰辅助服务市场对于火电灵活性改造的助推作用显著，东北地区最早实施辅助服务市场且辅助服务市场规模明显大于其他地区，火电灵活性改造规模也领先于其他地区。

能源结构决定了我国今后新能源发展仍然会维持高速，预计到2030年我国风光装机容量在现状基础上将净增6×108kW，配套灵活性调峰容量约需增加1.2×108kW以上。若由火电灵活性改造来提供风光可再生能源灵活性调节配套，需要新增完成6×108kW的火电灵活性改造规模，占2019年末我国燃煤火电总装机的58%。在辅助服务市场不健全、调峰补偿规模减小的情况下，改造任务难以完成，通过火电灵活性改造远不能满足系统调峰和新能源电力消纳的需求。储能、气电、需求响应和电网互济等多种灵活性资源互配能在负荷低谷和高峰时刻快速改变出力，给今后电力系统的灵活性提供强力补充，并进一步提高系统运行效率，减低排放。

火电灵活性改造是提高电网调峰能力的手段之一，多元提升电力系统灵活性才能解决电力系统调节能力不足的难题。抽水蓄能电站运行灵活快速，既是发电厂又是电力用户，具有双倍调峰效果，是其他任何电源无法比拟的。在实施了灵活性改造的火电机组和抽水蓄能电站之间存在竞争关系，抽水蓄能可凭借自身优势，通过峰谷价差套利和调峰补偿获取更多收益。

2.3煤改电

煤改电是利用电力取代煤炭，用电锅炉等集中式供暖或其他设施向用户供暖。我国煤改电工程主要集中在北方京津冀及周边地区。实施煤改电工程利于提升电能占终端能源消费的比重，可提升电力系统供暖季最大负荷，影响电网负荷特性，进而对电网的调峰容量需求和配置产生影响。

2.3.1煤改电的规模

据国家能源局数据显示，截至2020年11月，我国北方农村地区“煤改电”用户达到1215万户，可再生能源取暖用户达到469万户，清洁取暖率由9%提高到约28%，重点地区的农村清洁取暖率达到71%。各地区的煤改电任务完成情况见表1。随着我国煤改电工作的不断深入，其给电网带来的负荷增长不容忽视。

2.3.2煤改电对电网负荷特性的影响

煤改电通常采用蓄热式电锅炉替换燃煤锅炉，最大蓄热时间8h，持续24h即可满足原供暖需求。蓄热时间一般为21∶00～5∶00电网负荷低谷时段，具有一定的移峰填谷作用[3]。以京津及冀北电网为例，分析煤改电对电网负荷特性的影响。

①对年负荷特性的影响。根据京津冀煤改电实施情况，预计采暖季煤改电使京津及冀北电网负荷增加1100×104kW。以现状年2015年为基础，结合煤改电负荷和其他自然增长负荷，叠加在基础负荷之上，预测煤改电前后京津及冀北电网2030年年负荷曲线对比如图1所示。煤改电实施后，采暖季11月至次年3月最大负荷提高了，但电网年最大负荷仍然出现在8月。

②对冬季日负荷特性的影响。煤改电实施前后夏季日负荷曲线变化不大，而冬季典型日负荷曲线发生变化，预测煤改电前后京津及冀北电网2030年冬季典型日负荷曲线对比如图2所示。煤改电实施以后，冬季日最大负荷由19∶00改在22∶00左右出现，日最小负荷由5∶00延后至6∶00，最小负荷率由0.75降为0.73。煤改电实施后京津及冀北电网冬季负荷峰谷差变大。

煤改电对夏季调峰容量需求无影响，而电网夏季调峰容量需求较大，煤改电未影响电网调峰容量配置规模。冬季煤改电前需调峰容量33385MW，煤改电后需调峰容量39185MW。煤改电改变了冬季负荷特性，拉大了峰谷差，电网需要的调峰容量因此增加了。

除了京津及冀北电网以外，结合北方其他煤改电实施地区的负荷特性变化研究成果，煤改电实施后增加了冬季典型日峰谷差，增加了冬季电网的调峰需求。

2.3.3对电网调峰配置和抽水蓄能发展的影响

电网调峰容量配置与电网最大负荷日的峰谷差和需要的旋转备用容量有关，根据煤改电前后京津及冀北电网负荷特性变化，对比分析2030年调峰容量配置需求，见表2。

我国抽水蓄能电站在电网中主要承担调峰填谷作用，作为一种优质调峰资源，抽水蓄能需求规模与电网调峰需求直接相关。煤改电工作的推进增加了电网冬季的调峰需求，间接增大了冬季抽水蓄能电站的容量空间。

2.4用户侧负荷能量及微电网技术

传统电力系统通过集中式的大型发电机组向负荷侧供电，而在分布式可再生能源规模化接入的新一代电网中，微电网给可再生能源发电、储能体系及用户需求提供了一种分布式集合形式，是协调分散可再生能源与用户负荷的理想平台[4～6]。

2.4.1用户侧微电网能量管理的特点

按用户类型用户侧微电网分为：商业/办公楼宇型微电网、工业/园区型微电网、家庭/小区型微电网。其中，家庭/小区型微电网因负荷规模较小，而用户用电的波动性和随机性较大，具有较灵活的可调控性;商业/办公楼宇型微电网的负荷功率较大，具有一定的波动性，受商业因素影响，其负荷峰谷特性与家庭/小区型微电网存在很大差异，负荷的可调控性也不及家庭/小区型微电网灵活;工业/园区型微电网的规模大得多，其负荷的波动性由企业性质决定，包含冲击性负荷的工业/园区型微电网负荷波动性较大，普通的工业/园区型微电网负荷波动性则较小。

2.4.2用户侧负荷能量及微电网技术对抽水蓄能发展的影响

目前我国微电网示范工程主要应用在边远地区微电网和海岛微电网领域，是解决没有大电网接入条件地区供电问题的方案。城市微电网及其他微电网虽然也有一些示范应用，但大规模的应用局面仍未形成。

考虑到用户侧微电网存在发电单元及负荷随机性强、用户类型众多、经济性和运营模式复杂等问题，其发展仍面临着多重挑战。微电网可作为协调可再生能源电力与用户负荷管理的一种有效手段，然而在一定时期内微电网只是大电网灵活控制的补充，不能替代大电网的作用。因此，用户侧负荷能量及微电网技术还不能改变大电网的主导作用，不影响抽水蓄能的发展。

3储能技术对抽水蓄能发展的影响

储能技术一般分为电储能和热储能，未来应用于全球能源互联网的将以电储能为主。电储能技术又可分为物理储能、电化学储能和电磁储能三大类，其中电化学储能是目前最前沿的储能技术。近年来，钠硫电池、液流电池和锂离子电池储能等电化学储能技术发展较快，潜力巨大，应用前景广阔，有望率先进入商业化发展阶段[7～10]。

3.1储能技术的应用场景

可再生能源电力在现代电力系统中的渗透，覆盖电力生产发输配用的全过程，对电源侧、电网侧、用户侧均产生了巨大影响。储能技术应用在三侧均有典型的应用场景和特殊技术经济条件。

在传统电源侧，储能设施主要装设在火电厂，协助提供二次调频辅助服务。在新能源电源侧，储能可以平滑新能源出力、跟踪发电计划、削峰填谷、储存电量、提升新能源的调频调压能力。储能在电网侧主要为电网提供削峰填谷、调频调压、黑启动等功能服务，电网侧储能一般容量大、规模大。储能在用户侧的应用场景，一是通过峰谷电价差套利，节省电费支出;二是对于微网和重要用户，储能作为分布式电源能够提升局部供电可靠性;三是分布式新能源配套的储能应用。

各类储能技术具有不同的性能特点，适用的应用场景和领域也存在差异。根据储能技术的功率与放电时间，可将储能应用领域分为提高电能品质、电网调节和能量管理3个方面(见图3)。抽水蓄能和压缩空气是适用于较大规模能量调配的储能技术，用于电网侧替代昂贵的调峰电站，实现能源管理的目的。一些储能技术在电网其他方面具有一定潜力，铅酸电池、液流电池、锂电池等化学储能，功率范围为千瓦至兆瓦级，放电时间多为分钟级，适用于短时电网调峰和能量调度。飞轮、超级电容和超导储能技术因其具有较快的响应且系统功率与放电时间均较小，具有很好的灵活性，一般用于电能品质管理领域，例如辅助服务与电压支持等。

3.2“储能+新能源”模式对抽水蓄能发展的影响

截至2019年底，我国风电装机2.1×108kW、光伏发电装机2.04×108kW，提前一年完成可再生能源发展“十三五”规划目标。为实现2030年非化石能源占一次能源消费比重20%的目标，壮大清洁能源产业，保持风电、光伏装机规模稳定增长，是“十四五”规划的重要目标和任务。预计2030年新能源装机将达到10×108kW，为实现新能源95%的利用率目标，届时系统调峰资源将会更加紧张，储能是高比例新能源电力系统调峰最有效的手段。2019年底，我国储能电站总装机规模为3250×104kW。按新能源装机的15%～20%配置储能电站，到2030年，我国新能源侧配置储能约需1.5×108～2×108kW，储能电站发展空间为1.17×108～1.67×108kW，缺口非常大。

储能技术能否在电力系统中推广应用，取决于