国际和国内业界对储能规模预测总体都持乐观态度。这与当前新能源开发势头和系统调节电源匮乏密切相关。从我国新能源发展规划来看，2030年我国风电、光伏等间歇性可再生能源装机容量在12亿千瓦以上。根据相关预测，2060年，电力总装机容量达80亿千瓦，风电光伏装机规模将达50亿千瓦，装机占比超过60%，新能源发电量超9万亿 千瓦时，电量占比超过50%，成为电量供给的主体。

基于此规模，即使仅考虑15%至20%的调节电源配比，对调节能力的要求也在7.5亿～10亿千瓦。截至2021年底，我国发电总装机容量23.8亿千瓦，电力系统储能规模约4000万千瓦级，因此预计2030年，我国储能规模将超出目前的规划指标，亟需促进储能行业跨越式发展。

“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。

关于长时储能，通常指连续运行（放电）在4小时以上，循环使用，寿命期不低于20年。2021年，在格拉斯哥联合国气候变化峰会上，英国石油公司、西门子能源公司等25家能源科技公司联合成立了长时储能理事会，鼓励大规模部署长时储能系统。2022年，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）拨款开发创新性储能技术，涉及储热、储电、储氢等领域，瞄准重力储能、压缩空气储能、常规及海水抽水蓄能等高容量、高性能、低成本、长时储能项目方向。

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。

常规水电储能功能与经济性

截至2021年底，全国已建在建常规水电站约3.9亿千瓦。以流域水电基地为基础的水风光储一体化清洁能源基地正在规划之中，通过发挥常规水电的调蓄储能潜力和“西电东送”输电能力，能够极大带动和促进相关流域风能、太阳能和生物质能资源的开发利用，形成流域可再生能源一体化开发。因此，当前情形之下，优先研究常规水电站的“水储能”功效，充分发挥我国现有水电站的作用，挖潜改造、扩机增容，加大调节能力，对促进全国主要流域可再生能源开发利用具有十分重要的作用。

目前，我国正在开发或已建成的十三大流域水电基地，装机规模巨大。流域综合规划、梯级滚动开发，龙头水库和梯级电站等多种调节性能水库并存，流域梯级整体调节能力不断提高。在流域梯级研究水风光互补，实质上是依托梯级水电站的“水储能”作用，为间歇性、波动性的风电、光伏发电进行补偿服务。2022年3月，国家能源局印发《关于开展全国主要流域可再生能源一体化规划研究工作有关事项的通知》，正是基于流域水电出力与风电、光伏发电特点的互补作用，推动实现流域可再生能源综合集约高效一体化开发。

流域梯级水电开发的机组利用小时数一般在4000小时以上，“西电东送”直送或者打捆外送的水电站利用小时数更高。考虑到汛期防洪和其他综合利用要求，水库现有库容无法额外满足新能源的储能补偿调节要求。为此，在大坝不改，库容不变的情况下，采取扩机增容的办法，加大发电放水能力，优化水库调度方式，便可提升电量时移的储能作用。

常规水电站的扩机增容可以多种多样。老旧机组可以通过设备的更新改造进行增容，通过水道和机组的改造增加过水能力，还可以直接新增发电机组。这些扩机增容方式，不需要增加水库库容，只改变水库调度运行方式，而且在水电站工程原有征地红线范围内施工，基本不新增建设用地，因此环境影响较小，工程造价较低，甚至远低于新建抽水蓄能电站。

为充分利用水能资源，对于上下游水位衔接的梯级水电站，在水库库容足够的情况下，可以考虑安装可逆式机组或储能泵站，成为一种独特的梯级水电储能方式。早在2018年，规划研究机构就提出了黄河流域上游建设储能工厂的设想， 期望依托西北地区黄河流域富余光伏电量和梯级电站相邻水库库容，通过减少光伏弃电、余电利用，从下游梯级水库向上游梯级水库抽水，在用电高峰时段进行水力发电，实现电量时移，将光伏富余低价电转化为高质量高价水电。

自2020年梯级水电储能的概念列入西部大开发形成新格局的中央文件以来，已开展设备试验和工程可行性研究，计划 “十四五”期间开工建设，并将作为应用推广的试点项目。若采用水泵水轮机可逆式机组，将具有容量效益，产生双倍调峰效应，而储能时长与水库库容、水泵水轮机组抽水发电水头流量等因素有关，具备长时储能的条件。

目前开展的龙羊峡-拉西瓦梯级100万千瓦试点工程，可实现日内6～8h储能，单位千瓦投资约4500元。为满足8%内部收益率要求，考虑不同的建设成本，抽水发电价差在0.2723～0.3491元/千瓦时。该套利价差亦优于目前电化学储能的度电成本。梯级水电储能的使用寿命与水电站相同，至少在50年以上。因此，梯级水电储能项目也将得益于项目全生命周期的成本优势，具有服务功能和经济性优势。