黄河流域抽水蓄能开发研究与思考

唐梅英 张钰 周翔南

摘 要：抽水蓄能作为新能源大范围开发的稳定器与助推剂，是促进黄河流域节水减排的关键，其大规模发展势在必行，但黄河流域水资源短缺，如何在碳排放与水资源双重约束下，实现能源结构绿色低碳转型，对黄河流域生态保护与高质量发展具有重要意义。依据《抽水蓄能中长期发展规划（２０２１—２０３５ 年）》，系统梳理了黄河流域八省（区） （不包括四川） 抽水蓄能已建、在建及拟开发项目规模，初步估算了抽水蓄能大规模开发对地表水资源指标的占用情况，从调节库容占用和综合利用效益发挥两个方面分析了抽水蓄能运行对既有水利工程的影响。结果表明：黄河流域已建、在建、规划、储备抽水蓄能站点共计１００ 座，总装机规模１２６ ０５０ＭＷ，累计耗水约２．５２１ 亿ｍ３；依托已建水利工程加装可逆式机组对梯级水电功能进行再造时，应充分评估对原有水利枢纽综合利用任务与工程安全的影响。

关键词：抽水蓄能电站；发展趋势；地表水资源指标；库容占用；综合利用影响；黄河流域

中图分类号：ＴＶ６２； ＴＶ８８２．１ 文献标志码：Ａ ｄｏｉ：１０．３９６９／ ｊ．ｉｓｓｎ．１０００－１３７９．２０２４．０３．００１

引用格式：唐梅英，张钰，周翔南．黄河流域抽水蓄能开发研究与思考［Ｊ］．人民黄河，２０２４，４６（３）：１－５．

０ 引言

目前，我国步入以双碳目标为导向、以构建新型电力系统为路径、以可再生能源高质量发展为核心的新时代。在碳排放与水资源双重约束下，加快黄河流域能源结构绿色低碳转型与能源产业技术革新，大力发展以风能、太阳能为代表的新能源电力，促进高比例清洁可再生能源并网消纳，将对国家实现应对气候变化新目标、实现流域高质量发展带来极大助力。黄河流域煤炭等传统能源与风光新能源富集，被誉为“能源流域”，根据《全国国土规划纲要（２０１６—２０３０ 年）》《能源发展战略行动计划（２０１４—２０２０ 年）》等相关规划布局，我国重点建设的１４ 个亿吨级大型煤炭基地中，有８ 个位于黄河流域及附近地区，流域内煤炭储量占全国总储量的１／２ 以上；我国重点建设的９ 个千万千瓦级大型煤电基地中，有６ 个位于黄河流域（分别在鄂尔多斯、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东）；除煤电外，内蒙古西部是我国９ 个大型现代风电基地以及配套送出工程建设地之一，我国１９ 个光伏发电领跑基地有１／２ 以上位于或紧邻黄河流域；而黄河上中游水电基地早在２０ 世纪８０ 年代就被列入我国十三大水电基地。作为西煤东运、西气东输、西电东送的重要能源基地，黄河流域在区域和全国能源版图中的重要性不言而喻。

黄河流域水资源短缺，供需矛盾突出。为应对黄河断流问题、合理分配沿黄各省（区）用水量，平衡社会经济和生态环境用水需求，１９８７ 年国务院批准《黄河可供水量分配方案》（简称“八七”分水方案），明确了黄河可供水量在省（区）间的分配指标，建立了流域初始水权的框架。自１９９９ 年实施黄河水量统一调度以来，实现了２４ ａ 不断流，但黄河流域当前水资源开发利用率高达８０％，远超过一般流域４０％的警戒线，部分支流仍存在断流或不满足生态水量需求，部分地区地下水超采严重。“八七” 分水方案颁布３０ 余ａ来，黄河水沙情势发生改变、区域经济社会快速发展、沿黄各省（区）用水特征和结构也发生了显著变化，目前“八七”分水方案已经不能支撑河道外部分省（区）基本用水需求及河道内生态环境用水，尤其是２０１４ 年后，流域实际耗水量超年度计划用水年份开始增多，分水方案不适应性开始显现，流域多数省（区）已无剩余黄河分水指標或处于临界状态［１］ 。

目前，高质量发展不充分是黄河流域最大的短板，沿黄各省（区）产业倚能倚重、低质低效问题突出［２］ ，高耗能、高耗水、高排污等传统资源密集型产业占比高，火电装机过剩且发电效率偏低，水电增量空间受限，风电和光电消纳不足［３］ ，加之跨省（区）的煤炭、电力传输带来虚拟水的转移，加剧了流域水资源短缺程度。根据《黄_______河流域电力部门虚拟水转移及２０３０ 年电源结构优化研究》与《中国电力部门省际虚拟水流动模式与影响分析》，２０１５ 年黄河流域八省（区）（不包括四川）通过电力传输向中国其他省份输送了５．６３ 亿ｍ３ 的虚拟水资源，２０２０ 年内蒙古、新疆、陕西对外输电分别导致了约１２．３８ 亿、１．１４ 亿、１．８８ 亿ｍ３ 的虚拟水外流［４－５］ ，煤电等传统能源的开发和外送导致的虚拟水输出一定程度上加剧了沿黄相关省份水资源短缺和地下水超采问题［６］ 。不管是水资源刚性约束、碳排放约束还是生态环境约束，黄河流域现有能源结构均与《中华人民共和国黄河保护法》《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》、“双碳”战略等要求的绿色低碳、高质量发展相悖。

以碳达峰、碳中和、生态保护和高质量发展为契机，充分发挥黄河流域上中游地区风光资源优势，结合上中游水电、煤炭与天然气资源的雄厚基础，大力发展风光电等清洁能源，先立后破，稳步推进上下游地区产业结构和发展方式有序绿色转型，将为区域经济发展注入新的动能。清洁能源支撑的电气化是实现“双碳”目标的重要路径，但能源替代势必面临大量建设风光电能后的消纳问题，以及风光电能的随机性、波动性、间歇性与电力系统供给刚性之间的矛盾。因此，满足电网灵活性调节需求，保证新型电力系统全时域的功率平衡和动态稳定运行，就地消纳或打捆外送风光水电能，建设全时域电能消纳和储能体系至关重要［７］ 。抽水蓄能是当前最成熟、经济性最优、电力系统最具大规模开发条件的绿色低碳清洁灵活调节电源储能技术，加快发展抽水蓄能，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。在双碳战略的驱动下，黄河流域抽水蓄能电站大规模建设势在必行。

为推进抽水蓄能快速发展，适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，国家能源局组织编制并印发了《抽水蓄能中长期发展规划（２０２１—２０３５ 年）》，该规划中选择的抽水蓄能站点多依托已建水利工程作为上水库或下水库，一方面将对原有水库综合利用功能发挥产生影响，另一方面由于抽水蓄能电站建设施工期、初期蓄水与运行期的蒸发渗漏均存在耗水过程，因此抽水蓄能的建设运行将一定程度占用地表水资源指标。本文针对黄河流域水资源短缺与取水许可审批严格的现状，初步分析黄河流域抽水蓄能建设对地表水资源指标的占用情况，以及对原有水利工程综合利用功能的影响，旨在为理性推动黄河流域抽水蓄能的规划和前期工作提供借鉴。

１ 黄河流域抽水蓄能发展趋势

我国地域辽阔，建设抽水蓄能电站的站点资源比较丰富，根据２０２０ 年１２ 月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查结果，共筛选出资源站点１ ５２９个，总装机规模达１６．０４ 亿ｋＷ（１ ６０４ ０００ ＭＷ），分布较广。黄河流域尤其是上中游西北地区得天独厚的新能源大规模发展是助力流域双碳目标实现的重要抓手，风光电等清洁可再生能源高比例馈入新型电力系统迫切需要建设大规模储能电站以提高电力系统灵活性调节能力。依据《抽水蓄能中长期发展规划（２０２１—２０３５ 年）》，黄河流域范围内已建抽水蓄能电站仅有２ 座，分别为内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站（装机１ ２００ ＭＷ）与山东省泰安抽水蓄能电站（装机１ ０００ ＭＷ）；在建抽水蓄能电站３ 座，分别为山西垣曲、河南洛宁、山东泰安二期，装机规模分别为１ ２００、１ ４００、１ ８００ ＭＷ。黄河全流域已建、在建抽水蓄能装机总规模为６ ６００ ＭＷ，现有规模不能满足黄河流域能源结构转型和新能源大规模快速发展需求。

遵循生态优先、和谐共存，区域协调、合理布局，成熟先行、超前储备，因地制宜、创新发展基本原则，《抽水蓄能中长期发展规划（２０２１—２０３５ 年）》在黄河流域范围内共规划布局抽水蓄能站点９５ 座，装机总规模１１９ ４５０ ＭＷ，占全国抽水蓄能装机总规模的７．４５％，主要集中于“十四五”规划项目与储备项目。其中：“十四五”规划项目站点３８ 座、装机规模４９ ０５０ ＭＷ，储备项目４４ 座、装机规模５４ ３００ ＭＷ，“十五五”与“十六五”期间共规划抽水蓄能站点１３ 座，装机总规模１６ １００ ＭＷ， 分别占流域装机总规模的４１． ０６％、４５．４６％、１３．４８％。

黄河流域八省（区）抽水蓄能已建、在建、各规划阶段与储备项目规模时空分布情况见图１。黄河流域已建、在建、规划、储备抽水蓄能站点共计１００ 座，总装机规模１２６ ０５０ ＭＷ。黄河流域八省（区）中青海省抽水蓄能装机规模最大、为３９ ３００ ＭＷ，甘肃次之、为２９ １００ ＭＷ，陕西第三、为１５ ６５０ ＭＷ，河南第四、为１０ ５００ ＭＷ，这４ 个省份装机规模均高于１０ ０００ ＭＷ，累计规模９４ ５５０ ＭＷ；剩余山西、内蒙古、宁夏、山东４个省份装机规模均小于１０ ０００ ＭＷ，累计规模３１ ５００ＭＷ（见图２）。各省（区）“十四五”阶段装机规模分布情况见图３。

２ 抽水蓄能大规模建设对地表水资源指标占用分析

国家在黄河流域实行水资源刚性约束制度，即在黄河流域取用水资源应当依法取得取水许可。黄河流域属于资源性缺水地区，部分省（区）耗水量已接近或达到分水指标，经济社会发展的用水需求仍无法满足，供需矛盾突出，超指标引水现象频发。为解决黄河流域水资源过度开发问题，水利部于２０２０ 年底对黄河流域水资源超载地区暂停新增取水许可，印发了《关于黄河流域水资源超载地区暂停新增取水许可的通知》，并明确了白银、中卫、乌海、临汾等１３ 个干支流地表水超载地市和乌拉特前旗、河津市、绛县等６２ 个地下水超载县级行政区［８－９］ 。根据“八七”分水方案适应性评价结果，实施水量统一调度后黄河干支流河道外分水指标及实际耗水量信息，２００１—２０２０ 年，全河超指标取水现象主要发生在甘肃、宁夏、内蒙古与山东，上述４ 个省（区）超年度用水计划年份年均超计划取水量达８．７３ 亿ｍ３。

随着“八七”分水方案不适应性逐渐明显且流域新增取水许可审批程序更加严格，如何解决黄河流域大规模建设抽水蓄能电站对地表水资源指标的占用是工程前期规划与立项审批必须考虑的问题。张金良等［１０］ 初步估算黄河流域内流区多能互补清洁能源基地中７ ６００ 万ｋＷ 抽水蓄能电站运行期年蒸发渗漏损失水量约为１．３７ 亿ｍ３，并指出该部分用水指标近期可通过调整“八七”分水方案解决，远期可通过南水北调西线解决；河南新华五岳抽水蓄能发电有限公司与五岳水库管理局进行水权交易，通过农业节水获取１３８ 万ｍ３ 的用水指标，解决了五岳抽水蓄能电站（装机容量１００ 万ｋＷ）施工期用水等问题，首次探索了如何利用市场机制实现取水用途转换；赵增海等［１１］ 指出２０２２ 年核准的抽水蓄能电站不同地区造价水平差异较大，西南地区造价水平最高，西北地区次之，主要原因在于西北地区地质条件较差、水资源稀缺，需要设置补水工程并承担补水费用。

依据黄河流域抽水蓄能相关规划及丰富的工程实践经验，黄河流域八省（区）抽水蓄能总装机（已在建、规划、储备）规模达１．２６０ ５ 亿ｋＷ，理论上需占用地表水资源指标２．５２１ 亿ｍ３，青海、甘肃分别需要０．７８６亿、０．５８２亿ｍ３，累计占总需水量的５４．３％，其中“十四五”期间青海、甘肃两省分别需要占用地表水资源指标０．３７４亿ｍ３ 与０．２６ 亿ｍ３，约占“十四五”规划装机总需水量的６４．６３％、黄河流域八省（区）抽水蓄能总装机规模理论耗水估算见图４，“十四五”规划装机规模与储备项目规模理论耗水情况分别见图５、图６。根据“八七”分水方案适应性分析结果，２００１—２０２０ 年，甘肃省黄河干支流取水共计１７ ａ 超年度用水计划，年均超计划取水３．８２ 亿ｍ３，已处于严重缺水状态。青海省能源局于２０２３ 年初印发《青海省抽水蓄能管理办法（暂行）》，提出抽水蓄能项目建成后，应将运行期间的补水方案报流域机构或水行政主管部门审查批复，运行期间“电调服从水调”，运行调度方案涉及河流的，应服从流域机构或水行政主管部门的统一调度，但目前青海省无多余水指标可用。

３ 抽水蓄能大规模建设对现有水库库容占用和综合利用功能影响

以青海省抽水蓄能规划、建设为例开展分析。目前贵南哇让抽水蓄能电站、龙羊峡储能（一期）、共和多隆抽水蓄能电站、龙羊峡储能（二期）均以拉西瓦电站水库作为下水库，通过抽水和发电进行“蓄余补缺”，将风电和光伏输出功率进行时空再分配，解决新能源弃电及与电力需求不匹配的问题。根据《青海省龙羊峡储能（一期）》项目可行性研究报告，上述抽蓄电站运行期间将对拉西瓦水库水位变幅产生一定影响，若拟定拉西瓦水电站、拉西瓦＋贵南哇让抽蓄、拉西瓦＋贵南哇让抽蓄＋龙羊峡储能（一期）、拉西瓦＋贵南哇让抽蓄＋龙羊峡储能（一期）＋共和抽蓄、拉西瓦＋贵南哇让抽蓄＋龙羊峡储能（一期）＋共和抽蓄＋龙羊峡储能（二期）不同组合方案，极端情况下（各工程同时利用拉西瓦调节库容），拉西瓦水库水位最低分别消落至２ ４５１．１６、２ ４４９．９２、２ ４４８．３９、２ ４４７．０７ ｍ 与２ ４４０．０２ ｍ；龍羊峡储能（一期）、龙羊峡储能二期均以龙羊峡水库作为上水库，同时羊曲龙羊峡储能泵站利用龙羊峡电站水库作为下水库，抽水蓄能的灵活调节导致水位频繁波动，龙羊峡作为黄河上游的龙头电站，库容大，调节能力强，仅羊曲储能工厂运行对龙羊峡水电站基本无影响，但是龙羊峡储能一期、二期与羊曲储能工厂同时运行的叠加影响有待深入研究；同德与玛沁抽水蓄能电站下水库均利用已建玛尔挡水库，而上水库均为新建，分别位于玛尔挡水库坝址上游约１１ ｋｍ 处右岸与玛尔挡水库坝址上游约５ ｋｍ 左岸，通过挖填筑坝形成，同德、玛沁调节库容共为２ ７８４．５ 万ｍ３，约占用玛尔挡水库４％的调节库容。

对于占用已有水库库容问题，２０２３ 年１２ 月１８日，水利部印发的《关于加强水库库容管理的指导意见》（水运管〔２０２３〕３５０ 号），明确水库库容是有效发挥防洪、供水、生态、发电等功能的重要保障，事关工程安全、防洪安全、供水安全和生态安全，要求统筹发展和安全，全面加强水库库容管理，确保水库安全运行和防洪减灾效益充分发挥，禁止在有防洪任务的水库建设抽水蓄能电站等侵占库容和分隔库区水面的行为，禁止建设影响水库防洪安全和工程安全、危害库岸稳定的设施。

４ 结论与建议

１）目前黄河流域已建、在建抽水蓄能电站仅有５座，装机容量６ ６００ ＭＷ；“十四五”期间规划抽水蓄能站点３８ 座，装机容量４９ ０５０ ＭＷ；“十五五”“十六五”期间共规划抽水蓄能站点１３ 座，装机容量１６ １００ＭＷ；另有储备项目４４ 座，装机容量５４ ３００ ＭＷ。未来一段时期，黄河流域抽水蓄能项目将呈现爆发式增长，应坚持需求为导向的原则，科学规划，合理论证，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、对地表水资源指标占用的可行性、水库淹没、环境影响、工程技术及经济性等因素，统筹安排工程开发时序，做好设计优化、加快推进项目前期工作，争取早日建成投产发挥效益。

２）抽水蓄能电站建设施工期、初期蓄水与运行期的蒸发渗漏均存在耗水过程，黄河流域已建、在建、规划、储备抽水蓄能站点共计１００ 座， 总装机规模１２６ ０５０ ＭＷ，占全国总装机规模的７．８６％，初步估算耗水２． ５２１ 亿ｍ３，其中“十四五” 期间耗水０． ９８１亿ｍ３，而黄河流域水资源极度短缺，自２０２０ 年已暂停流域内水资源超载地区新增取水许可，在水资源刚性约束条件下，抽水蓄能建设是否占用地表水指标直接关系到后续立项审批程序。应进一步研究抽水蓄能建设促进新能源消纳能够减少的火电煤耗以及煤炭采洗等高耗水产业导致的水资源占用，利用节约虚拟水与实体水资源双重指标，通过水权交易实现取水用途转换，从而为抽水蓄能建设运行提供用水保障。

３）目前黄河流域已建、在建或近期规划的抽水蓄能站点多依托已建水利工程，形成上、下库，通过安装可逆式机组，利用抽水蓄能增加传统水电的灵活调节能力，但已建水利工程在初始规划确定功能定位时尚未考虑该需求。未来在进行传统水电角色重塑、通过加装可逆式机组进行梯级水电灵活性改造时，应充分研究水电功能定位转变后对水利枢纽原有防洪、供水、发电等综合利用功能与水位频繁波动对库区结构稳定的影响，为黄河流域抽水蓄能科学有序开发提供决策支撑。

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【责任编辑 简 群】