中國儲能網(wǎng)訊：文 | 周建平 作者供職于中國電力建設(shè)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
高 潔 作者供職于水電水利規(guī)劃設(shè)計總院
自習(xí)近平總書記提出“雙碳”目標(biāo)愿景和構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)以來，關(guān)于新型電力系統(tǒng)面臨的變革和挑戰(zhàn)被廣泛研究和深刻認知。面向新型電力系統(tǒng)，電源側(cè)新能源將成為電量的主要提供者，電網(wǎng)側(cè)從交直流混聯(lián)大電網(wǎng)向微電網(wǎng)、柔直電網(wǎng)等多元形態(tài)并存轉(zhuǎn)變，負荷側(cè)由單一用電向發(fā)用電一體轉(zhuǎn)變，電力系統(tǒng)正在發(fā)生深刻變化。
由于新能源發(fā)電特性的隨機性、波動性和間歇性，加之負荷側(cè)發(fā)用一體，形成“源荷互動”局面，發(fā)用兩側(cè)均呈現(xiàn)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(yīng)，“高比例電力電子設(shè)備、高比例新能源”雙高系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行要求，迫切需要增加儲能設(shè)施提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，確保實現(xiàn)系統(tǒng)電力電量實時平衡。在新型電力系統(tǒng)中，“儲”的定位將與“源網(wǎng)荷”并重，構(gòu)成源網(wǎng)荷儲、多能互補的協(xié)同需求。
儲能政策密集出臺
2021年，作為“十四五”開局之年，也是“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)實踐的第一年，國家對未來中長期發(fā)展進行了頂層規(guī)劃。2021年3月發(fā)布《國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃 和2035年遠景目標(biāo)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(shè)和新型儲能技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用。
2021年9月中共中央、國務(wù)院《關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》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抽水蓄能和新型儲能規(guī)?；瘧?yīng)用，加快形成以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)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(tǒng)。到2025年，新型儲能裝機容量達到3000萬千瓦以上。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(yīng)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(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》，再次提出積極推動流域控制性調(diào)節(jié)水庫建設(shè)和常規(guī)水電站擴機增容，加快建設(shè)抽水蓄能電站，探索中小型抽水蓄能技術(shù)應(yīng)用，推行梯級水電儲能；鼓勵新能源發(fā)電基地提升自主調(diào)節(jié)能力，探索一體化參與電力系統(tǒng)運行，完善抽水蓄能、新型儲能參與電力市場的機制，更好發(fā)揮相關(guān)設(shè)施的調(diào)節(jié)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(guī)劃調(diào)整工作，提出擴機、增建抽水泵或可逆機組的水電規(guī)劃調(diào)整方案。2020年5月，中共中央、國務(wù)院印發(fā)《新時代推進西部大開發(fā)形成新格局》，提出加強可再生能源開發(fā)利用，開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(qū)域重點研發(fā)方向。
在抽水蓄能方面，在全國乃至全球儲能裝機規(guī)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格形成機制有關(guān)問題的通知》明確了兩部制電價定價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)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭方式形成電量電價，完善容量電價核定機制，容量電費納入輸配電價回收，政策上指導(dǎo)了抽水蓄能電站成本疏導(dǎo)問題。同年8月，國家能源局印發(fā)《抽水蓄 能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》，提出加快建設(shè)抽水蓄能電站的意見，2025年投產(chǎn)規(guī)模在6200萬千瓦以上，2030年達到1.2億千瓦，2035年形成滿足新能源高比例大規(guī)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)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》中明確，到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展，健全新型儲能價格機制和“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)展實施方案》，要求2025年電化學(xué)儲能系統(tǒng)成本降低30%以上，推動多元化技術(shù)開發(fā)和應(yīng)用，加大“新能源+儲能”支持力度，2030 年市場機制、商業(yè)模式、標(biāo)準(zhǔn)體系成熟健全。
在具體項目實施層面，為充分體現(xiàn)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)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調(diào)峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模。要求超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。電力系統(tǒng)調(diào)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(diào)節(jié)的火電。
截至2020年底，我國電力儲能容量的總規(guī)模3500萬千瓦左右，未來可期的2030年，儲能規(guī)模有望超過2.2億千瓦，實現(xiàn)5倍以上增長。在雙碳目標(biāo)的驅(qū)動下，儲能行業(yè)在肩負歷史使命的同時，迎來了前所未有的發(fā)展機遇。
儲能的形式及規(guī)模需求
電力系統(tǒng)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(dǎo)儲能等。
根據(jù)應(yīng)用場景不同，儲能設(shè)施還劃分為電源側(cè)儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能、負荷側(cè)儲能；根據(jù)儲能時長，劃分為短、中、長時儲能。更有從技術(shù)成熟度、市場占有率等角度，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(shè)大型儲能電站。壓縮空氣儲能尚處于示范應(yīng)用階段，規(guī)模很小。小微型飛輪儲能早期主要用作重要設(shè)施的不間斷電源，2019年兆瓦級飛輪儲能商業(yè)應(yīng)用取得突破后，在調(diào)頻領(lǐng)域也受到關(guān)注。
電化學(xué)儲能，近年來成本下降快，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(yīng)速度快，應(yīng)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(yīng)用較多，近年來受環(huán)保等因素影響，市場份額快速下降。液流電池具有儲能時間長、容量大、循環(huán)周期長等優(yōu)勢，已接入示范應(yīng)用階段。超級電容可應(yīng)用在軌道交通等非電領(lǐng)域，超導(dǎo)儲能更多被用作系統(tǒng)裝置部件或元器件。目前隨著技術(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(yīng)用條件。
儲能市場的總體規(guī)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1420萬千瓦，占比 7.5%。截至2020年底，我國儲能總裝機規(guī)模約3500萬千瓦，其中，抽水蓄能3149萬千瓦，電化學(xué)儲能328萬千瓦。
在共同應(yīng)對氣候變化、大力發(fā)展可再生能源、實現(xiàn)全球能源轉(zhuǎn)型的時代背景下，全球儲能行業(yè)迅猛發(fā)展。根據(jù)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》，到2030年，抽水蓄能裝機規(guī)模將達到2.3億千瓦；國際能源署（IEA）《2050凈零排放：全球能源路線圖》預(yù)計到2030年，只考慮抽水蓄能和電化學(xué)儲能增長的情景下，儲能總裝機容量將達8.2億千瓦。根據(jù)我國對儲能行業(yè)的規(guī)劃和預(yù)期，2030年，國家電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)抽水蓄能電站裝機將從目前的2630萬千瓦提高至1億千瓦，電化學(xué)儲能由300萬千瓦擴大至1億千瓦。
國際和國內(nèi)業(yè)界對儲能規(guī)模預(yù)測總體都持樂觀態(tài)度。這與當(dāng)前新能源開發(fā)勢頭和系統(tǒng)調(diào)節(jié)電源匱乏密切相關(guān)。從我國新能源發(fā)展規(guī)劃來看，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(jù)相關(guān)預(yù)測，2060年，電力總裝機容量達80億千瓦，風(fēng)電光伏裝機規(guī)模將達50億千瓦，裝機占比超過60%，新能源發(fā)電量超9萬億 千瓦時，電量占比超過50%，成為電量供給的主體。
基于此規(guī)模，即使僅考慮15%至20%的調(diào)節(jié)電源配比，對調(diào)節(jié)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(tǒng)儲能規(guī)模約4000萬千瓦級，因此預(yù)計2030年，我國儲能規(guī)模將超出目前的規(guī)劃指標(biāo)，亟需促進儲能行業(yè)跨越式發(fā)展。
“水儲能”與服務(wù)功能
“水儲能”的定義
所謂“水儲能”是基于電力系統(tǒng)需求或配合新能源發(fā)電需要，以水體為介質(zhì)，通過水庫與機組進行蓄放水調(diào)節(jié)，發(fā)揮調(diào)峰填谷、跟蹤負荷和電量時移等作用。抽水蓄能電站利用上下水庫進行抽水蓄能，是最典型的“水儲能”方式。原本常規(guī)水電站幾乎都是按照獨立電源設(shè)計的，機組利用小時數(shù)較大。為增加調(diào)節(jié)能力，可以在水庫庫容不變的情況下，通過擴機增容，或者在上下梯級間增設(shè)可逆式機組或泵站，增大電站調(diào)節(jié)能力。
儲能設(shè)施根據(jù)其功能性能，服務(wù)于不同場景。一是配置在電網(wǎng)側(cè)，實現(xiàn)調(diào)峰填谷、調(diào)頻調(diào)壓、黑啟動、延緩系統(tǒng)擴容等功能；二是配置在新能源并網(wǎng)前的電源側(cè)，平滑新能源出力、實現(xiàn)電量時移；三是配置于用戶側(cè)，滿足其高峰負荷用電需求，峰谷套利并降低用電成本。當(dāng)前儲能應(yīng)用場景的盈利模式主要通過價差套利和為電網(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，隨著新型電力系統(tǒng)新能源滲透率不斷提高，風(fēng)電、光伏發(fā)電的不穩(wěn)定性將從電源側(cè)傳導(dǎo)至源網(wǎng)荷儲各環(huán)節(jié)。這種不穩(wěn)定性不僅是波動性的——光伏發(fā)電形成的“鴨形曲線”，而且是間歇性的，長時連續(xù)無風(fēng)、陰雨天氣下系統(tǒng)有效容量完全缺失。因此長時儲能（4h以上）將成為電力儲能的剛需。
關(guān)于長時儲能，通常指連續(xù)運行（放電）在4小時以上，循環(huán)使用，壽命期不低于20年。2021年，在格拉斯哥聯(lián)合國氣候變化峰會上，英國石油公司、西門子能源公司等25家能源科技公司聯(lián)合成立了長時儲能理事會，鼓勵大規(guī)模部署長時儲能系統(tǒng)。2022年，英國商業(yè)、能源和工業(yè)戰(zhàn)略部（BEIS）撥款開發(fā)創(chuàng)新性儲能技術(shù)，涉及儲熱、儲電、儲氫等領(lǐng)域，瞄準(zhǔn)重力儲能、壓縮空氣儲能、常規(guī)及海水抽水蓄能等高容量、高性能、低成本、長時儲能項目方向。
放眼全球，目前最具實踐價值的儲能調(diào)節(jié)技術(shù)是抽水蓄能電站和具有調(diào)節(jié)性能的常規(guī)水電站。它們將在新型電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷儲的各環(huán)節(jié)起到不可替代的作用。
抽水蓄能功能與經(jīng)濟性
抽水蓄能技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)最優(yōu)、能量規(guī)模最大的儲能品種，是“水儲能”最典型形式。在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵路徑上，抽水蓄能憑借其調(diào)峰、填谷、儲能、調(diào)頻、調(diào)相、事故 備用、黑啟動等功能，具有增強電力系統(tǒng)應(yīng)對突發(fā)事件能力的安全保障作用、跟蹤系統(tǒng)需求快速反應(yīng)的靈活調(diào)節(jié)作用和全生命周期高效循環(huán)利用、減排降碳、規(guī)模效益顯著的綠色儲能作用。與電化學(xué)儲能目前優(yōu)勢集中在4h以下的短時儲能，重點發(fā)揮調(diào)頻功效相比，抽水蓄能優(yōu)勢體現(xiàn)在6以上中長時儲能，具有顯著的電量時移功效和經(jīng)濟價值。
抽水蓄能目前主要服務(wù)于電力系統(tǒng)，通過健全完善電價機制，擬將通過容量電價方式疏導(dǎo)開發(fā)成本。與此同時，隨著新能源基地大規(guī)模開發(fā)建設(shè)，電源側(cè)配置的抽水蓄能將以服務(wù)于特定用戶的方式獲取資源配套和一體化開發(fā)權(quán)益。在深度推進電力市場化改革的趨勢下，抽水蓄能有望配置在用戶側(cè)，面向城市綜合能源服務(wù)和大用戶的儲能需求。
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。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(diào)峰場景下使用壽命5～10年、調(diào)頻場景下3～5年。基于國際通用儲能成本評價指標(biāo)——儲能設(shè)施全生命周期儲能平準(zhǔn)化（度電）成本LCOS（Levelized Cost of Storage）進行評價，目前我國電化學(xué)儲能的平均度電成本仍高于每千瓦時0.5元（儲能時長3h）。
抽水蓄能電站建設(shè)多以單位千瓦投資來衡量工程的經(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(dāng)前電力體制下，由于尚缺乏對抽水蓄能的調(diào)度機制，暫按年被調(diào)用小時數(shù)1000h計，電站經(jīng)營期40年，換算得到平均成本僅0.2元/千瓦時左右。由于抽水蓄能電站較長的使用壽命，同時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(shè)施。
常規(guī)水電儲能功能與經(jīng)濟性
截至2021年底，全國已建在建常規(guī)水電站約3.9億千瓦。以流域水電基地為基礎(chǔ)的水風(fēng)光儲一體化清潔能源基地正在規(guī)劃之中，通過發(fā)揮常規(guī)水電的調(diào)蓄儲能潛力和“西電東送”輸電能力，能夠極大帶動和促進相關(guān)流域風(fēng)能、太陽能和生物質(zhì)能資源的開發(fā)利用，形成流域可再生能源一體化開發(fā)。因此，當(dāng)前情形之下，優(yōu)先研究常規(guī)水電站的“水儲能”功效，充分發(fā)揮我國現(xiàn)有水電站的作用，挖潛改造、擴機增容，加大調(diào)節(jié)能力，對促進全國主要流域可再生能源開發(fā)利用具有十分重要的作用。
目前，我國正在開發(fā)或已建成的十三大流域水電基地，裝機規(guī)模巨大。流域綜合規(guī)劃、梯級滾動開發(fā)，龍頭水庫和梯級電站等多種調(diào)節(jié)性能水庫并存，流域梯級整體調(diào)節(jié)能力不斷提高。在流域梯級研究水風(fēng)光互補，實質(zhì)上是依托梯級水電站的“水儲能”作用，為間歇性、波動性的風(fēng)電、光伏發(fā)電進行補償服務(wù)。2022年3月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于開展全國主要流域可再生能源一體化規(guī)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)電特點的互補作用，推動實現(xiàn)流域可再生能源綜合集約高效一體化開發(fā)。
流域梯級水電開發(fā)的機組利用小時數(shù)一般在4000小時以上，“西電東送”直送或者打捆外送的水電站利用小時數(shù)更高?？紤]到汛期防洪和其他綜合利用要求，水庫現(xiàn)有庫容無法額外滿足新能源的儲能補償調(diào)節(jié)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(diào)度方式，便可提升電量時移的儲能作用。
常規(guī)水電站的擴機增容可以多種多樣。老舊機組可以通過設(shè)備的更新改造進行增容，通過水道和機組的改造增加過水能力，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(diào)度運行方式，而且在水電站工程原有征地紅線范圍內(nèi)施工，基本不新增建設(shè)用地，因此環(huán)境影響較小，工程造價較低，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(guī)劃研究機構(gòu)就提出了黃河流域上游建設(shè)儲能工廠的設(shè)想， 期望依托西北地區(qū)黃河流域富余光伏電量和梯級電站相鄰水庫庫容，通過減少光伏棄電、余電利用，從下游梯級水庫向上游梯級水庫抽水，在用電高峰時段進行水力發(fā)電，實現(xiàn)電量時移，將光伏富余低價電轉(zhuǎn)化為高質(zhì)量高價水電。
自2020年梯級水電儲能的概念列入西部大開發(fā)形成新格局的中央文件以來，已開展設(shè)備試驗和工程可行性研究，計劃 “十四五”期間開工建設(shè)，并將作為應(yīng)用推廣的試點項目。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(diào)峰效應(yīng)，而儲能時長與水庫庫容、水泵水輪機組抽水發(fā)電水頭流量等因素有關(guān)，具備長時儲能的條件。
目前開展的龍羊峽-拉西瓦梯級100萬千瓦試點工程，可實現(xiàn)日內(nèi)6～8h儲能，單位千瓦投資約4500元。為滿足8%內(nèi)部收益率要求，考慮不同的建設(shè)成本，抽水發(fā)電價差在0.2723～0.3491元/千瓦時。該套利價差亦優(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)濟性優(yōu)勢。
抽水蓄能、常規(guī)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時儲能和綜合調(diào)節(jié)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)儲能成本尚無法下降至拐點，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，抽水蓄能仍將在長時儲能的細分市場上具有差異化競爭優(yōu)勢。水電擴機增容、增設(shè)可逆式機組或儲能泵站，是對我國既有水電的充分利用、二次開發(fā)，且無需新建水庫、大壩，環(huán)境影響相對較小，因此，“水儲能”設(shè)施應(yīng)該給予優(yōu)先開發(fā)地位。
關(guān)于“水儲能”開發(fā)建設(shè)的思考
針對抽水蓄能開發(fā)建設(shè)：
一是抽水蓄能規(guī)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，必須進行全國、區(qū)域和省域的總體規(guī)劃，根據(jù)區(qū)域經(jīng)濟結(jié)構(gòu)發(fā)展和電力供需形勢，基于新型電力系統(tǒng)需求和清潔能源基地布局進行開發(fā)規(guī)劃，并做好與國土空間規(guī)劃、生態(tài)環(huán)境保護規(guī)劃等的協(xié)調(diào)。
二是抽水蓄能開發(fā)的戰(zhàn)略性。抽水蓄能電站規(guī)模體量大，涉及總投資動輒數(shù)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(nèi)部核算，曾經(jīng)面臨成本回收困難、發(fā)展動力不足的問題。加快抽水蓄能電站開發(fā)，需要完善市場化體制機制，第一，明確蓄能電站的功能定位和使用規(guī)則。第二，明晰投資回報 路徑和兌現(xiàn)方式。第三，鼓勵投資主體多元化，公平競爭。當(dāng)新能源+調(diào)節(jié)電源的大基地開發(fā)模式確立后，各類投資開發(fā)主體大量涌入抽水蓄能市場，為抽水蓄能發(fā)展按下快進鍵的同時，“新能源+抽水蓄能+X”開發(fā)模式的調(diào)度運營、盈利方式尚有待市場的進一步檢驗，需要跳出行業(yè)看發(fā)展，長遠謀劃。
三是抽水蓄能建設(shè)的先進性。抽水蓄能電站建設(shè)周期長，涉及水 電建設(shè)的各專業(yè)協(xié)調(diào)和全過程控制。在當(dāng)前“應(yīng)開盡開”的思想主導(dǎo)下，有可能導(dǎo)致行業(yè)野蠻生長，惡性競爭，形成新的“三邊”工程，因此在基本建設(shè)程序和工程質(zhì)量安全上仍需嚴格把關(guān)。第一，要分階段開展設(shè)計工作，滿足勘察設(shè)計深度要求。第二，要協(xié)調(diào)好新能源開發(fā)、接入系統(tǒng)建設(shè)進度，力求同期建設(shè)、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，要開展專項研究論證，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(fù)建設(shè)和無效投資的陷阱，全方位做好項目策劃，確保高質(zhì)量推進開發(fā)建設(shè)。
針對水電擴機和梯級儲能：
一是常規(guī)水電站的目標(biāo)定位和任務(wù)調(diào)整。要根據(jù)流域可再生能源一體化規(guī)劃建設(shè)的需要，對水電站進行常規(guī)發(fā)電任務(wù)和水風(fēng)光互補任務(wù)劃分，并進行相應(yīng)的規(guī)劃分類和功能調(diào)整。
二是充分研究水電站擴機增容、梯級儲能的建設(shè)條件。要因地制宜確定擴機增容的方案。要針對水庫現(xiàn)有的庫容和運行方式，通過調(diào)節(jié)計算，考慮上下游梯級銜接，確定擴機容量以及互補儲能調(diào)節(jié)運用方式，研究能夠互補的新能源規(guī)模。
三是研究加快水電站擴機增容、梯級儲能的建設(shè)程序。對于納入可再生能源一體化建設(shè)規(guī)劃的水電站擴機和梯級儲能，應(yīng)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，在不改變流域環(huán)評的基礎(chǔ)上，簡化審批核準(zhǔn)流程。
四是建立健全水電擴機增容、梯級儲能的市場機制，提高盈利能力。對于專門用于水風(fēng)光互補的項目，要研究通過容量電價、分時電價等，或者直接通過新能源投資主體購買“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(xiàn)階段包括抽水蓄能和常規(guī)水電儲能。常規(guī)水電站進行機組擴機增容、加設(shè)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(diào)節(jié)能力。
相較于電化學(xué)儲能，抽水蓄能和常規(guī)水電儲能是目前工程技術(shù)最成熟，運行調(diào)控更靈活，安全可靠，更具規(guī)?；烷L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(guī)水電儲能將有助于促進可再生能源的開發(fā)和消納，助力新型電力系統(tǒng)構(gòu)建。
在電力儲能設(shè)施加快發(fā)展的激勵政策驅(qū)動下，“水儲能”和新型儲能的規(guī)劃建設(shè)均要堅持全局性、系統(tǒng)性、可靠性和協(xié)調(diào)性原則，深入開展研究論證，確保安全高效推動“水儲能”和新型儲能產(chǎn)業(yè)協(xié)同協(xié)調(diào)和可持續(xù)發(fā)展，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)效益和社會效益的最優(yōu)化。
