以新型抽水蓄能带动我国清洁能源基地化开发可否成为新赛道？

新能源将成为实现“双碳”目标的主战场没有争议，但是如何解决新能源发展带来的安全性问题，成为其规模化发展最大的制约因素。

去年以来，我国新审批了大量的煤电项目，也主要是出于能源安全的考量。如果新能源有能力解决能源不可能三角——既经济、又清洁、还安全，那么其未来的发展将是一条康庄大道。

那么如何实现我国以新能源为首的清洁能源规模化发展？5月20日，「能见」与《科学中国人》杂志社通过麒麟学院平台召开了一场思辩会，邀请了全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院技术处副处长侯金鸣，中国水力发电工程学会水电与新能源专业委员会主任裴哲义，以及中国水利水电科学研究院水资源研究所水资源调度研究室副主任王超，三位专家围绕“以新型抽水蓄能技术带动清洁能源基地化开发可否成为新赛道？”展开深入探讨，并得出如下结论。

我国清洁能源资源总量巨大但现有调节能力不足

同时，我国西南地区河流流量丰富、落差集中，水电技术可开发量达4.1亿千瓦，占全国水电可开发量的75%，主要集中在我国金沙江、雅砻江、大渡河等八大流域干流，是我国水电开发的“主战场”。

“从资源量上，我国风光水完全可以满足我国‘双碳’的目标。”侯金鸣表示，但是由于新能源的波动性、随机性、不确定性，存在日内电力不平衡、季节性电量不平衡、灵活性调节能源不足等问题。按照近年来的统计规律，高峰时段新能源只能按照其装机容量5%-10%的比例纳入日内日电力平衡，难以作为可靠支撑。

风光年内发电量分布与负荷需求不匹配，例如，西北春季风光大发，同期电力需求较低，而电力需求高峰出现在冬季，同期新能源电量不足。同时，新能源出力频繁、快速、剧烈波动，且与日内负荷成反调峰特性，净负荷波动速度及幅度大，对电力系统调峰及爬坡速率等调节能力提出很高要求。

此外，伴随能源转型的逐渐推进，西北地区调节电源将会下降，部分场景下2050年需配置新型储能规模将超过8亿千瓦，将大幅提高新能源开发成本。抽水蓄能虽然技术成熟，成本较低，但是西北地区降雨量小、蒸发量大，直接影响抽水蓄能电站的开发成本和运行效率。

针对我国现阶段新能源发展的问题，裴哲义也总结了三个挑战，首先是新能源大规模发展以后的送出问题，其次是新能源本身对电网的安全冲击问题，最后就是对全国用电安全保障的问题。

“针对新能源大规模开发带来的系统灵活性不足问题，我们任务应该多措并举，从各个方面挖掘调节能力资源。”侯金鸣表示。

首先是充分开发同属于可再生能源，但调节能力好的水电资源。充分开发西南水电，可以在满足电能需求的同时，为电力系统提供宝贵的调节能力。根据合作组织的测算，如果开发规模达到3亿千瓦，可以支撑大约8-9亿千瓦新能源开发。

其次是应该坚持开发大基地、建设大电网、融入大市场，打通西北与西南电网互联互通的瓶颈，构建西部新能源大规模开发、广域配置和高效利用的平台。因为新能源更多集中在三北地区，特别是西北地区，怎样用西南的水电支持西北新能源的开发？因此必须要坚持系统思维和全局观念，推动电网的大规模互联，既能实现广域范围内新能源的多能互补和地理平滑效应，还能实现灵活性调节资源在更大范围内的优化配置，降低西部新能源整体开发成本。

新型抽水蓄能与西部调水结合产生更大效益

根据西部调水工程规划面临的形势和挑战，以及我国能源资源禀赋、开发形势，合作组织提出了一种全新的规划思路，那就是将我国清洁能源基地化开发、新型抽水蓄能与我国西部调水宏伟工程进行有机结合。

合作组织提出，西部调水工程自“五江一河”取水，年调水量400亿立方米，至黄河后一部分补充黄河径流，主要供给甘肃、宁夏、内蒙古、陕西、山西等地用水；另一部分继续调水至新疆，最远到达和田，且兼顾河西走廊地区。同步建设抽蓄装机6.5亿千瓦，发电装机1.9亿千瓦。这样的融合工程，总体投资与单一调水工程的投资差不多。在同样调水能力的情况下，相当于白得了一系列抽水蓄能的电站群，具备了更好的调节能力，能够为电力系统来做一些调节能力的贡献。总体上来看，通过一份投资获得两份收益。

从经济性方面看，调水成本大约为3.5元/立方米，相比红旗河等西部调水构想经济性好。促进能源转型方面，工程提水段的新型抽蓄、放水段的水电机组均为调节性电源，可为系统提供超过6.5亿千瓦常规抽蓄（或新型储能）的调节能力，满足15亿～20亿千瓦风光新能源灵活调节要求，有力支撑碳中和目标下西部风光资源的规模化开发。

王超认为，将清洁能源规模化开发、新型抽水蓄能与西部调水相结合，是一种全新的思路，尤其这一规划设想提出的可以将西部调水成本降至3.5元/立方米，经济性从整体来讲已经是比较好了。此外，分析西部调水工程经济效益的时候，不光要分析这些直接效益，还要更多的去分析它带来的社会效益和生态效益。