中國儲能網訊：在新型電力系統(tǒng)中，抽水蓄能與電化學儲能的協調發(fā)展需立足技術特性、場景需求與系統(tǒng)目標，通過功能互補、技術協同及機制創(chuàng)新實現最優(yōu)配置。
抽水蓄能電站與電化學儲能功能互補
抽水蓄能電站：大容量、長時調節(jié)。通過日調節(jié)或周調節(jié)，平抑大規(guī)?？稍偕茉矗ㄈ顼L電、光伏）的波動，發(fā)揮調峰填谷核心作用；提供事故備用和黑啟動能力，保障電網安全；在部分場景中可緩解季節(jié)性電力供需矛盾（如水電豐枯期）。需具備合適的地形（高差、水源）和地質條件，選址受限，建設周期長（5-10年）；初始投資高（約6-8元/W），但全生命周期成本低（度電成本約0.2-0.3元/kWh）。建議在儲能總量中占比60%-70%（適合承擔基荷調節(jié)和長時儲能需求）； 適合在風光資源富集區(qū)（如西北、西南）或負荷中心附近（如華東、華南），優(yōu)先布局抽水蓄能。
電化學儲能：快速響應、靈活部署。響應秒級至分鐘級的頻率波動，提升電網動態(tài)穩(wěn)定性，發(fā)揮高頻調頻核心作用；緩解日內負荷尖峰（如早晚高峰）短時調峰；在配電網側或用戶側提供就地平衡能力、分布式調節(jié)。不受地理限制，可分布式部署（如電源側、電網側、用戶側），建設周期短（1-2年）靈活性優(yōu)勢；成本持續(xù)下降（當前鋰電儲能系統(tǒng)成本約1.2-1.8元/Wh），但循環(huán)壽命較短（10-15年），度電成本較高（0.5-0.8元/kWh）。建議在儲能總量中占比30%-40%（適合高頻調節(jié)和短時需求）；在新能源高滲透率地區(qū)（如沙漠光伏基地）、城市負荷中心或調頻需求突出的電網節(jié)點優(yōu)先配置。
協同機制：技術與運行層面的深度融合
抽水蓄能電站與電化學儲能聯合調度與互補控制。抽水蓄能負責電網級、長周期調節(jié)，電化學儲能負責區(qū)域級、快速調節(jié)，形成“粗調+精調”的協同控制體系。在電網頻率異常時，電化學儲能優(yōu)先響應，抽水蓄能隨后介入，延長調節(jié)時長，形成聯合調頻策略。
多能互補系統(tǒng)集成。新能源電站配置“電化學儲能（短時間）+抽水蓄能（長時間）”組合，風光儲一體化，提升消納能力。結合虛擬電廠、需求響應等技術，將抽水蓄能的大容量與電化學儲能的靈活性整合，優(yōu)化全網資源配置，源網荷儲協同。
技術創(chuàng)新推動協同升級。發(fā)展變速抽水蓄能機組（如南網儲能的國產化攻關），提升調節(jié)范圍與響應速度，縮小與電化學儲能的性能差距。攻關8小時以上長時儲能技術（如液流電池、鈉離子電池），電化學儲能長時化，拓展其在電網側的應用場景。
政策與市場機制保障
差異化補償機制。對抽水蓄能按容量補償（體現長周期調節(jié)價值），對電化學儲能按響應速度和調節(jié)精度補償，避免“一刀切”定價。探索“容量電價+電量電價”的復合機制，激勵兩者協同參與電力市場。
區(qū)域協同規(guī)劃。新能源基地，優(yōu)先配套抽水蓄能，預留電化學儲能接口，滿足送出線路動態(tài)調節(jié)需求。負荷中心，以電化學儲能為主，結合分布式電源與需求響應，構建靈活配電網?？鐓^(qū)域通道，在西電東送等主干通道兩端配置抽水蓄能，電化學儲能作為沿線節(jié)點補充。
市場化交易平臺。推動獨立儲能參與現貨市場，允許抽水蓄能與電化學儲能聯合申報調峰、調頻等輔助服務。建立跨區(qū)域儲能資源共享機制，如南方電網的“儲能云平臺”，促進資源優(yōu)化配置。
未來趨勢：構建多層次儲能體系
2025-2030年，抽水蓄能主導大規(guī)模調節(jié)，電化學儲能快速增長，重點突破長時技術。2030年后，氫儲能、壓縮空氣儲能等長時技術規(guī)?；?，與抽水蓄能形成“長時+超長時間”互補，電化學儲能則聚焦快速響應與分布式場景。探索“抽水蓄能+氫能”聯合儲能，利用抽水蓄能低谷電力制氫，實現跨季節(jié)儲能；開發(fā)電-熱-冷多能耦合系統(tǒng)，提升綜合效率。
總之，抽水蓄能與電化學儲能的協同發(fā)展需以“功能互補、技術協同、機制創(chuàng)新”為核心，通過科學規(guī)劃、市場化驅動和技術突破，構建“長周期+快速響應”的雙輪驅動模式，最終形成層次分明、高效協同的新型電力系統(tǒng)調節(jié)體系，為能源轉型提供堅實支撐。
