随着我国非化石能源发展迈上新台阶，占据中国清洁能源版图重要地位的水电在“十四五”亟待开发的潜力有哪些，在加快构建新型电力系统的进程中将会遇到哪些机遇与挑战，又将如何发挥好推进“双碳”目标实现的应有作用，仍是我国水电发展过程中上下求索的关键。

“水储能”与服务功能“水储能”的定义

所谓“水储能”是基于电力系统需求或配合新能源发电需要，以水体为介质，通过水库与机组进行蓄放水调节，发挥调峰填谷、跟踪负荷和电量时移等作用。抽水蓄能电站利用上下水库进行抽水蓄能，是最典型的“水储能”方式。原本常规水电站几乎都是按照独立电源设计的，机组利用小时数较大。为增加调节能力，可以在水库库容不变的情况下，通过扩机增容，或者在上下梯级间增设可逆式机组或泵站，增大电站调节能力。

储能设施根据其功能性能，服务于不同场景。一是配置在电网侧，实现调峰填谷、调频调压、黑启动、延缓系统扩容等功能；二是配置在新能源并网前的电源侧，平滑新能源出力、实现电量时移；三是配置于用户侧，满足其高峰负荷用电需求，峰谷套利并降低用电成本。当前储能应用场景的盈利模式主要通过价差套利和为电网提供辅助服务，但商业模式尚不成熟。

值得关注的是，随着新型电力系统新能源渗透率不断提高，风电、光伏发电的不稳定性将从电源侧传导至源网荷储各环节。这种不稳定性不仅是波动性的——光伏发电形成的“鸭形曲线”，而且是间歇性的，长时连续无风、阴雨天气下系统有效容量完全缺失。因此长时储能（4h以上）将成为电力储能的刚需。

放眼全球，目前最具实践价值的储能调节技术是抽水蓄能电站和具有调节性能的常规水电站。它们将在新型电力系统源网荷储的各环节起到不可替代的作用。

抽水蓄能功能与经济性

抽水蓄能技术经济指标最优、能量规模最大的储能品种，是“水储能”最典型形式。在构建新型电力系统的关键路径上，抽水蓄能凭借其调峰、填谷、储能、调频、调相、事故 备用、黑启动等功能，具有增强电力系统应对突发事件能力的安全保障作用、跟踪系统需求快速反应的灵活调节作用和全生命周期高效循环利用、减排降碳、规模效益显著的绿色储能作用。与电化学储能目前优势集中在4h以下的短时储能，重点发挥调频功效相比，抽水蓄能优势体现在6以上中长时储能，具有显著的电量时移功效和经济价值。

抽水蓄能目前主要服务于电力系统，通过健全完善电价机制，拟将通过容量电价方式疏导开发成本。与此同时，随着新能源基地大规模开发建设，电源侧配置的抽水蓄能将以服务于特定用户的方式获取资源配套和一体化开发权益。在深度推进电力市场化改革的趋势下，抽水蓄能有望配置在用户侧，面向城市综合能源服务和大用户的储能需求。

经济性上，目前电化学储能的初始成本下降很快，2020年底已降至1.5元/瓦时。但是，鉴于电化学储能的使用寿命较短，比如锂离子电池电芯寿命充放电5000次左右，调峰场景下使用寿命5～10年、调频场景下3～5年。基于国际通用储能成本评价指标——储能设施全生命周期储能平准化（度电）成本LCOS（Levelized Cost of Storage）进行评价，目前我国电化学储能的平均度电成本仍高于每千瓦时0.5元（储能时长3h）。

抽水蓄能电站建设多以单位千瓦投资来衡量工程的经济水平。目前具有技术经济可行性的电站，其单位千瓦投资在5500～6500元。在当前电力体制下，由于尚缺乏对抽水蓄能的调度机制，暂按年被调用小时数1000h计，电站经营期40年，换算得到平均成本仅0.2元/千瓦时左右。由于抽水蓄能电站较长的使用寿命，同时兼有其他运行效益和生态环境效益，因此在全生命周期的经济性和综合效益方面远优于电化学储能以及其他储能设施。

如何发掘我国水电的储能潜力

到目前为止，我们的储能资源，远不能满足如此巨大的需求。据了解，我国抽水蓄能的资源总量有限，化学储能的安全性、经济性都还难以满足大规模应用的需要。不过，未来我国的常规水电除了可以发挥好当前的电源作用之外，还可以在为风、光的入网提供保障方面，发掘出巨大的储能潜力。

1、增加常规水电站的蓄能功能

常规的水电站增加了水泵的抽水功能之后（同时适当的扩机），就变成了既可以作为正常发电的水电站，也可以作为蓄能电站使用的混合电站。目前我国现有的大多数水电站，尤其是梯级开发的几乎都可以通过适当的改造，成为水电加抽水蓄能的混合电站。特别是我国还有大量的分布在全国各地的小水电。如果对其中有条件的，也进行加装抽蓄功能的改造，将非常有助于未来我国分布式可再生能源的发展。尤其是枯水的冬季，很多水电站由于水量太少，几乎失去了发电功能。但如果进行了抽水蓄能改造，即使是在枯水的季节，仍可以发挥蓄能电站的作用。

2、开发水电站电解水制氢技术

目前大规模的化学储能主要有成本和安全两方面的问题。相比较而言，更有前景的似乎是氢能储能，因为氢能目前的问题只是成本。然而，水电在制氢方面具有很大的优势。根据现有技术，水电制氢的成本还是相对较低的，大约与天然气制氢处于同一水平，（仅略高于煤气化制氢，但煤制氢的碳排放量非常巨大）。此外，根据业内预测，未来十年电解水制氢的成本，还将有约40%的下降空间。因此，如常规水电站能在汛期采用弃水电量制氢，其经济、合理性将是勿容置疑的。此外，若常规水电站能实现其丰水期制氢的储能方式，则可以与其在枯水期的抽水蓄储能作用，形成很好的互补关系。全天候的为电网的稳定运行提供保障。

3、构建水、风、光、储互补发电系统

国内外大量的实践已经证明，水、风、光互补发电的优势非常巨大。不仅水、风、光三种资源的发电峰值自然分布互补性比较好，而且水库周边也往往具有较大的空间，可供风、光装机。如果再加上水电站的蓄能改造和水电制氢储能，形成以水电资源为中心的水、风、光、储四位一体的可再生能源发电系统，将大幅度的提高我国可再生能源发电的规模和利用水平。不仅我国的一些大型的水电基地，可支撑起大电网的用电负荷。甚至围绕一些小水电站，也能形成可靠的分布式可再生能源发电子系统，满足周围区域的用电需求。

总之，“十四五”期间，我国水电行业亟需突破和发掘与水电有关的储能技术。要知道，正因为自然界中有了水电这种特殊性的可再生能源的存在，目前国内外众多的能源研究机构才敢断言说：各国在2050年实现100%由可再生能源供电，无论是在技术上、还是经济上，都是可行的。

文章来源： 能源新视界，全国能源信息平台，中国电力报