抽水蓄能项目的开发策略及审批流程

抽水蓄能项目的开发策略及审批流程：

一、重点开发区域

抽水蓄能电站项目的重点开发区域要依据国家和地方各级的规划来选择，根据《水电发展“十二五”规划》等规划文件，2015年东部、中部和西部地区抽水蓄能电站装机容量要达到全国总装机容量的69%、27%和4%。从规划导向来看，未来抽水蓄能电站的开发重点区域首选华东地区，其次为华中地区。

从全国范围来看，应重点开展火电核电比重高、新能源开发规模大、外调电力份额大地区的开发工作，在浙江、江苏、山东、辽宁，安徽中部、湖南、湖北，重庆西部、陕西、新疆、甘肃、内蒙古等省（自治区、直辖市）优选储备一批规模适宜、布局合理、建设条件优良、经济指标优越的抽水蓄能站址。

在华东地区，江苏、浙江、广东等地外送电比重高、火电核电比重大，海南、福建等地核电发展较快，吉林、河北等地是风电大规模开发的地区，可根据电网调峰要求，开发布局一批经济指标优越的抽水蓄能电站。

在中部地区，重点选择水火分布不均、水电基本开发完毕，以及受三北地区风电影响较大的受端电网区域，开发建设条件较为成熟的抽水蓄能电站。

在西部地区，选择远离负荷中心的大型风电、太阳能基地附近，配套建设一定规模的抽水蓄能电站，可满足清洁能源基地大规模开发需要。

二、电站功能选择

随着我国能源产业的发展和能源结构的调整，电力系统需要更加安全可靠和绿色环保的电源结构，抽水蓄能电站的功能已经被赋予了新的内涵。由于电源结构、负荷特性、电力供需状况和电力保障需求的实际情况存在差异，不同电网抽水蓄能电站实际发挥的作用应该有所侧重，抽水蓄能电站的作用不能一概而论。

华北电网火电占比大，风电发展快，缺少可快速启动的常规水电，是抽水蓄能电站发展最早的地区。华东电网规模大，电网峰谷差、核电装机容量和调峰压力都比较大，是典型受端电网，尤其需要帮助电网消纳风电、太阳能等新能源对电网的扰动，也亟须增加抽水蓄能电站参与调峰和整体平衡，以提高全网运行的安全性与经济性。因此，抽水蓄能电站功能以调峰填谷为主，辅以调频调相和备用；湖南、湖北电力系统内小水电比重大，且远离负荷中心，负荷中心缺乏快速反应电源，因此抽水蓄能电站以承担调频调相、事故备用功能为主，辅以调峰填谷功能；东北、西北电网新能源发展迅速，电网规模小，消纳能力有限，要保证远距离外送，配置抽水蓄能电站更多发挥储能作用，辅以调峰调频、事故备用等功能。

另外，较之大型抽水蓄能电站项目的激烈竞争，5万~50万千瓦级别的中小型抽水蓄能电站项目，能有效降低项目选址难度，扩大项目开发范围，满足区域电网的调峰、备用需要，是发电企业切入抽水蓄能市场的不错选择。

三、项目选址

抽水蓄能电站利用水能与机械能的转换完成储能，循环利用水资源，除蒸发渗漏外，不耗水。工程运行期间不产生污染物，不破坏资源和景观，不存在电池储能的回收问题。

由于抽水蓄能电站对地质条件要求非常高，因此选址的时候要充分考虑当地的地质条件，地下岩石应多为砾岩、砂岩等，无地震隐患，无台风、海啸、龙卷风、洪水、干旱等灾害。

抽水蓄能电站建设首先要根据电网的需要，选址方面主要满足以下几个条件：

1、抽水蓄能利用的是水的势能，上、下水库的高度差（水头）越大，所需的库容越小，输水道截面越小，机组直径越小，厂房面积也可以适当减少，可有效减少投资。目前许多大型抽水蓄能电站的上、下水库的平均高度差在500米以上，有的已达1000米以上。但过高的高度差不但很难找到合适的地址，而且设备能承受的压力也有限，目前单级的水泵水轮机最大工作水头为600~700米，超过这个高度就要采用多级水泵水轮机，若用冲击式水轮机与多级水泵虽然可运行在更高的水头，但要采用三机串连式机组。因此，上、下水库的平均高度差（H）是选址时首要条件。

2、上水库与下水库之间的水平距离决定了修筑输水道的长度，输水道太长不但工程量大，投资大，而且输水的阻力也大，直接造成了水头损失。所以上水库与下水库之间的水平距离（L）是选址时第二重要条件，一般来说L/H（距高比）要小于10。

3、所选地址最好有天然的上水库与下水库，可以节省大量的投资，利用天然高山湖泊只需加筑部分堤坝就可以形成水库，或利用高山盆地只需筑一部分堤坝就可以蓄水成水库都是比较理想的方案。

4、抽水蓄能电站虽靠自身水循环工作，但水会蒸发与渗漏，还必须有足够的补充水源。抽水蓄能电站周围要有高于下水库最高水位的足够大的流域面积来向水库集水，最好有高于上水库最高水位的大面积流域。

四、围建方式

水库的围建方式主要取决于站址的自然条件，可以有几种方式：

1、上、下水库均由人工围建。此种方式只适用于纯抽水蓄能电站，所需的自然条件主要是地形上能建设合适库容和站址，以及距电网的经济距离，水文条件是次要的。上水库的调节库容量一般考虑5~10小时的蓄放水量，而水位变化辐度不超过水轮机工作水头的10%~20%。

2、上水库由人工围建，下库则利用天然河道、湖泊、海弯或利用已经建成的水库。此种开发条件与上、下水库均由人工围建相同。

3、人工围建下水库，而上水库则为已建成的水库。即对原有的常规水电站进行改造，成为混合式抽水蓄能电站，建站规模主要由下库的地形和库容来决定。

4、上、下水库均利用相近的天然河道或湖泊。这种站址比较难以选择，而且上、下水库之间的水位差也不会很大。

5、在地形比较平坦的场合，只有上水库是露天的，而下水库、电站厂房及管道全部设在地下，也可利用报废的矿井。这种抽水蓄能电站的水头可达1000米以上，可安装大容量、高水头、高效率的水轮机。

五、审批流程

我国现行抽水蓄能电站管理模式存在诸多弊端，如难以体现“谁受益，谁分担”的市场经济原则，电站的效益难以得到合理补偿等，管理体制和运行机制均制约了抽水蓄能电站的发展。2014年，国务院、国家发改委分别发文，明确在电力市场形成前的抽水蓄能电站电价核定原则，抽水蓄能电站由省级政府核准，并逐步建立引入社会资本的多元市场化投资体制机制，逐步健全管理体制机制等。

根据《政府核准的投资项目目录(2014年本)》，抽水蓄能电站项目核准权限下放到省级政府，省级政府应按照国家依据总量控制制定的建设规划内核准，相对简化了抽水蓄能电站项目的审批流程。

也就是说，拟开发的抽水蓄能电站项目，需首先列入省级的抽水蓄能发展规划，上报国家能源局批准。省级抽水蓄能发展规划获得批复后，省级发改委再根据当地调峰、备用的需要，对拟选项目进行核准。

抽水蓄能电站项目的核准需要完成可行性研究报告、各专题报告、技术支撑报告及行政申请文件的审批。（作者系协鑫智慧能源股份有限公司 张超）

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