黃河流域抽水蓄能開發研究與思考

唐梅英 張鈺 周翔南

摘 要：抽水蓄能作為新能源大范圍開發的穩定器與助推劑，是促進黃河流域節水減排的關鍵，其大規模發展勢在必行，但黃河流域水資源短缺，如何在碳排放與水資源雙重約束下，實現能源結構綠色低碳轉型，對黃河流域生態保護與高質量發展具有重要意義。依據《抽水蓄能中長期發展規劃（２０２１—２０３５ 年）》，系統梳理了黃河流域八?。▍^） （不包括四川） 抽水蓄能已建、在建及擬開發項目規模，初步估算了抽水蓄能大規模開發對地表水資源指標的占用情況，從調節庫容占用和綜合利用效益發揮兩個方面分析了抽水蓄能運行對既有水利工程的影響。結果表明：黃河流域已建、在建、規劃、儲備抽水蓄能站點共計１００ 座，總裝機規模１２６ ０５０ＭＷ，累計耗水約２．５２１ 億ｍ３；依托已建水利工程加裝可逆式機組對梯級水電功能進行再造時，應充分評估對原有水利樞紐綜合利用任務與工程安全的影響。

關鍵詞：抽水蓄能電站；發展趨勢；地表水資源指標；庫容占用；綜合利用影響；黃河流域

中圖分類號：ＴＶ６２； ＴＶ８８２．１ 文獻標志碼：Ａ ｄｏｉ：１０．３９６９／ ｊ．ｉｓｓｎ．１０００－１３７９．２０２４．０３．００１

引用格式：唐梅英，張鈺，周翔南．黃河流域抽水蓄能開發研究與思考［Ｊ］．人民黃河，２０２４，４６（３）：１－５．

０ 引言

目前，我國步入以雙碳目標為導向、以構建新型電力系統為路徑、以可再生能源高質量發展為核心的新時代。在碳排放與水資源雙重約束下，加快黃河流域能源結構綠色低碳轉型與能源產業技術革新，大力發展以風能、太陽能為代表的新能源電力，促進高比例清潔可再生能源并網消納，將對國家實現應對氣候變化新目標、實現流域高質量發展帶來極大助力。黃河流域煤炭等傳統能源與風光新能源富集，被譽為“能源流域”，根據《全國國土規劃綱要（２０１６—２０３０ 年）》《能源發展戰略行動計劃（２０１４—２０２０ 年）》等相關規劃布局，我國重點建設的１４ 個億噸級大型煤炭基地中，有８ 個位于黃河流域及附近地區，流域內煤炭儲量占全國總儲量的１／２ 以上；我國重點建設的９ 個千萬千瓦級大型煤電基地中，有６ 個位于黃河流域（分別在鄂爾多斯、晉北、晉中、晉東、陜北、寧東）；除煤電外，內蒙古西部是我國９ 個大型現代風電基地以及配套送出工程建設地之一，我國１９ 個光伏發電領跑基地有１／２ 以上位于或緊鄰黃河流域；而黃河上中游水電基地早在２０ 世紀８０ 年代就被列入我國十三大水電基地。作為西煤東運、西氣東輸、西電東送的重要能源基地，黃河流域在區域和全國能源版圖中的重要性不言而喻。

黃河流域水資源短缺，供需矛盾突出。為應對黃河斷流問題、合理分配沿黃各?。▍^）用水量，平衡社會經濟和生態環境用水需求，１９８７ 年國務院批準《黃河可供水量分配方案》（簡稱“八七”分水方案），明確了黃河可供水量在?。▍^）間的分配指標，建立了流域初始水權的框架。自１９９９ 年實施黃河水量統一調度以來，實現了２４ ａ 不斷流，但黃河流域當前水資源開發利用率高達８０％，遠超過一般流域４０％的警戒線，部分支流仍存在斷流或不滿足生態水量需求，部分地區地下水超采嚴重?！鞍似摺?分水方案頒布３０ 余ａ來，黃河水沙情勢發生改變、區域經濟社會快速發展、沿黃各?。▍^）用水特征和結構也發生了顯著變化，目前“八七”分水方案已經不能支撐河道外部分?。▍^）基本用水需求及河道內生態環境用水，尤其是２０１４ 年后，流域實際耗水量超年度計劃用水年份開始增多，分水方案不適應性開始顯現，流域多數?。▍^）已無剩余黃河分水指標或處于臨界狀態［１］ 。

目前，高質量發展不充分是黃河流域最大的短板，沿黃各?。▍^）產業倚能倚重、低質低效問題突出［２］ ，高耗能、高耗水、高排污等傳統資源密集型產業占比高，火電裝機過剩且發電效率偏低，水電增量空間受限，風電和光電消納不足［３］ ，加之跨?。▍^）的煤炭、電力傳輸帶來虛擬水的轉移，加劇了流域水資源短缺程度。根據《黃_______河流域電力部門虛擬水轉移及２０３０ 年電源結構優化研究》與《中國電力部門省際虛擬水流動模式與影響分析》，２０１５ 年黃河流域八?。▍^）（不包括四川）通過電力傳輸向中國其他省份輸送了５．６３ 億ｍ３ 的虛擬水資源，２０２０ 年內蒙古、新疆、陜西對外輸電分別導致了約１２．３８ 億、１．１４ 億、１．８８ 億ｍ３ 的虛擬水外流［４－５］ ，煤電等傳統能源的開發和外送導致的虛擬水輸出一定程度上加劇了沿黃相關省份水資源短缺和地下水超采問題［６］ 。不管是水資源剛性約束、碳排放約束還是生態環境約束，黃河流域現有能源結構均與《中華人民共和國黃河保護法》《黃河流域生態保護和高質量發展規劃綱要》、“雙碳”戰略等要求的綠色低碳、高質量發展相悖。

以碳達峰、碳中和、生態保護和高質量發展為契機，充分發揮黃河流域上中游地區風光資源優勢，結合上中游水電、煤炭與天然氣資源的雄厚基礎，大力發展風光電等清潔能源，先立后破，穩步推進上下游地區產業結構和發展方式有序綠色轉型，將為區域經濟發展注入新的動能。清潔能源支撐的電氣化是實現“雙碳”目標的重要路徑，但能源替代勢必面臨大量建設風光電能后的消納問題，以及風光電能的隨機性、波動性、間歇性與電力系統供給剛性之間的矛盾。因此，滿足電網靈活性調節需求，保證新型電力系統全時域的功率平衡和動態穩定運行，就地消納或打捆外送風光水電能，建設全時域電能消納和儲能體系至關重要［７］ 。抽水蓄能是當前最成熟、經濟性最優、電力系統最具大規模開發條件的綠色低碳清潔靈活調節電源儲能技術，加快發展抽水蓄能，是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求，是保障電力系統安全穩定運行的重要支撐，是可再生能源大規模發展的重要保障。在雙碳戰略的驅動下，黃河流域抽水蓄能電站大規模建設勢在必行。

為推進抽水蓄能快速發展，適應新型電力系統建設和大規模高比例新能源發展需要，國家能源局組織編制并印發了《抽水蓄能中長期發展規劃（２０２１—２０３５ 年）》，該規劃中選擇的抽水蓄能站點多依托已建水利工程作為上水庫或下水庫，一方面將對原有水庫綜合利用功能發揮產生影響，另一方面由于抽水蓄能電站建設施工期、初期蓄水與運行期的蒸發滲漏均存在耗水過程，因此抽水蓄能的建設運行將一定程度占用地表水資源指標。本文針對黃河流域水資源短缺與取水許可審批嚴格的現狀，初步分析黃河流域抽水蓄能建設對地表水資源指標的占用情況，以及對原有水利工程綜合利用功能的影響，旨在為理性推動黃河流域抽水蓄能的規劃和前期工作提供借鑒。

１ 黃河流域抽水蓄能發展趨勢

我國地域遼闊，建設抽水蓄能電站的站點資源比較豐富，根據２０２０ 年１２ 月啟動的新一輪抽水蓄能中長期規劃資源站點普查結果，共篩選出資源站點１ ５２９個，總裝機規模達１６．０４ 億ｋＷ（１ ６０４ ０００ ＭＷ），分布較廣。黃河流域尤其是上中游西北地區得天獨厚的新能源大規模發展是助力流域雙碳目標實現的重要抓手，風光電等清潔可再生能源高比例饋入新型電力系統迫切需要建設大規模儲能電站以提高電力系統靈活性調節能力。依據《抽水蓄能中長期發展規劃（２０２１—２０３５ 年）》，黃河流域范圍內已建抽水蓄能電站僅有２ 座，分別為內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站（裝機１ ２００ ＭＷ）與山東省泰安抽水蓄能電站（裝機１ ０００ ＭＷ）；在建抽水蓄能電站３ 座，分別為山西垣曲、河南洛寧、山東泰安二期，裝機規模分別為１ ２００、１ ４００、１ ８００ ＭＷ。黃河全流域已建、在建抽水蓄能裝機總規模為６ ６００ ＭＷ，現有規模不能滿足黃河流域能源結構轉型和新能源大規?？焖侔l展需求。

遵循生態優先、和諧共存，區域協調、合理布局，成熟先行、超前儲備，因地制宜、創新發展基本原則，《抽水蓄能中長期發展規劃（２０２１—２０３５ 年）》在黃河流域范圍內共規劃布局抽水蓄能站點９５ 座，裝機總規模１１９ ４５０ ＭＷ，占全國抽水蓄能裝機總規模的７．４５％，主要集中于“十四五”規劃項目與儲備項目。其中：“十四五”規劃項目站點３８ 座、裝機規模４９ ０５０ ＭＷ，儲備項目４４ 座、裝機規模５４ ３００ ＭＷ，“十五五”與“十六五”期間共規劃抽水蓄能站點１３ 座，裝機總規模１６ １００ ＭＷ， 分別占流域裝機總規模的４１． ０６％、４５．４６％、１３．４８％。

黃河流域八?。▍^）抽水蓄能已建、在建、各規劃階段與儲備項目規模時空分布情況見圖１。黃河流域已建、在建、規劃、儲備抽水蓄能站點共計１００ 座，總裝機規模１２６ ０５０ ＭＷ。黃河流域八?。▍^）中青海省抽水蓄能裝機規模最大、為３９ ３００ ＭＷ，甘肅次之、為２９ １００ ＭＷ，陜西第三、為１５ ６５０ ＭＷ，河南第四、為１０ ５００ ＭＷ，這４ 個省份裝機規模均高于１０ ０００ ＭＷ，累計規模９４ ５５０ ＭＷ；剩余山西、內蒙古、寧夏、山東４個省份裝機規模均小于１０ ０００ ＭＷ，累計規模３１ ５００ＭＷ（見圖２）。各?。▍^）“十四五”階段裝機規模分布情況見圖３。

２ 抽水蓄能大規模建設對地表水資源指標占用分析

國家在黃河流域實行水資源剛性約束制度，即在黃河流域取用水資源應當依法取得取水許可。黃河流域屬于資源性缺水地區，部分?。▍^）耗水量已接近或達到分水指標，經濟社會發展的用水需求仍無法滿足，供需矛盾突出，超指標引水現象頻發。為解決黃河流域水資源過度開發問題，水利部于２０２０ 年底對黃河流域水資源超載地區暫停新增取水許可，印發了《關于黃河流域水資源超載地區暫停新增取水許可的通知》，并明確了白銀、中衛、烏海、臨汾等１３ 個干支流地表水超載地市和烏拉特前旗、河津市、絳縣等６２ 個地下水超載縣級行政區［８－９］ 。根據“八七”分水方案適應性評價結果，實施水量統一調度后黃河干支流河道外分水指標及實際耗水量信息，２００１—２０２０ 年，全河超指標取水現象主要發生在甘肅、寧夏、內蒙古與山東，上述４ 個?。▍^）超年度用水計劃年份年均超計劃取水量達８．７３ 億ｍ３。

隨著“八七”分水方案不適應性逐漸明顯且流域新增取水許可審批程序更加嚴格，如何解決黃河流域大規模建設抽水蓄能電站對地表水資源指標的占用是工程前期規劃與立項審批必須考慮的問題。張金良等［１０］ 初步估算黃河流域內流區多能互補清潔能源基地中７ ６００ 萬ｋＷ 抽水蓄能電站運行期年蒸發滲漏損失水量約為１．３７ 億ｍ３，并指出該部分用水指標近期可通過調整“八七”分水方案解決，遠期可通過南水北調西線解決；河南新華五岳抽水蓄能發電有限公司與五岳水庫管理局進行水權交易，通過農業節水獲?。保常?萬ｍ３ 的用水指標，解決了五岳抽水蓄能電站（裝機容量１００ 萬ｋＷ）施工期用水等問題，首次探索了如何利用市場機制實現取水用途轉換；趙增海等［１１］ 指出２０２２ 年核準的抽水蓄能電站不同地區造價水平差異較大，西南地區造價水平最高，西北地區次之，主要原因在于西北地區地質條件較差、水資源稀缺，需要設置補水工程并承擔補水費用。

依據黃河流域抽水蓄能相關規劃及豐富的工程實踐經驗，黃河流域八?。▍^）抽水蓄能總裝機（已在建、規劃、儲備）規模達１．２６０ ５ 億ｋＷ，理論上需占用地表水資源指標２．５２１ 億ｍ３，青海、甘肅分別需要０．７８６億、０．５８２億ｍ３，累計占總需水量的５４．３％，其中“十四五”期間青海、甘肅兩省分別需要占用地表水資源指標０．３７４億ｍ３ 與０．２６ 億ｍ３，約占“十四五”規劃裝機總需水量的６４．６３％、黃河流域八?。▍^）抽水蓄能總裝機規模理論耗水估算見圖４，“十四五”規劃裝機規模與儲備項目規模理論耗水情況分別見圖５、圖６。根據“八七”分水方案適應性分析結果，２００１—２０２０ 年，甘肅省黃河干支流取水共計１７ ａ 超年度用水計劃，年均超計劃取水３．８２ 億ｍ３，已處于嚴重缺水狀態。青海省能源局于２０２３ 年初印發《青海省抽水蓄能管理辦法（暫行）》，提出抽水蓄能項目建成后，應將運行期間的補水方案報流域機構或水行政主管部門審查批復，運行期間“電調服從水調”，運行調度方案涉及河流的，應服從流域機構或水行政主管部門的統一調度，但目前青海省無多余水指標可用。

３ 抽水蓄能大規模建設對現有水庫庫容占用和綜合利用功能影響

以青海省抽水蓄能規劃、建設為例開展分析。目前貴南哇讓抽水蓄能電站、龍羊峽儲能（一期）、共和多隆抽水蓄能電站、龍羊峽儲能（二期）均以拉西瓦電站水庫作為下水庫，通過抽水和發電進行“蓄余補缺”，將風電和光伏輸出功率進行時空再分配，解決新能源棄電及與電力需求不匹配的問題。根據《青海省龍羊峽儲能（一期）》項目可行性研究報告，上述抽蓄電站運行期間將對拉西瓦水庫水位變幅產生一定影響，若擬定拉西瓦水電站、拉西瓦＋貴南哇讓抽蓄、拉西瓦＋貴南哇讓抽蓄＋龍羊峽儲能（一期）、拉西瓦＋貴南哇讓抽蓄＋龍羊峽儲能（一期）＋共和抽蓄、拉西瓦＋貴南哇讓抽蓄＋龍羊峽儲能（一期）＋共和抽蓄＋龍羊峽儲能（二期）不同組合方案，極端情況下（各工程同時利用拉西瓦調節庫容），拉西瓦水庫水位最低分別消落至２ ４５１．１６、２ ４４９．９２、２ ４４８．３９、２ ４４７．０７ ｍ 與２ ４４０．０２ ｍ；龍羊峽儲能（一期）、龍羊峽儲能二期均以龍羊峽水庫作為上水庫，同時羊曲龍羊峽儲能泵站利用龍羊峽電站水庫作為下水庫，抽水蓄能的靈活調節導致水位頻繁波動，龍羊峽作為黃河上游的龍頭電站，庫容大，調節能力強，僅羊曲儲能工廠運行對龍羊峽水電站基本無影響，但是龍羊峽儲能一期、二期與羊曲儲能工廠同時運行的疊加影響有待深入研究；同德與瑪沁抽水蓄能電站下水庫均利用已建瑪爾擋水庫，而上水庫均為新建，分別位于瑪爾擋水庫壩址上游約１１ ｋｍ 處右岸與瑪爾擋水庫壩址上游約５ ｋｍ 左岸，通過挖填筑壩形成，同德、瑪沁調節庫容共為２ ７８４．５ 萬ｍ３，約占用瑪爾擋水庫４％的調節庫容。

對于占用已有水庫庫容問題，２０２３ 年１２ 月１８日，水利部印發的《關于加強水庫庫容管理的指導意見》（水運管〔２０２３〕３５０ 號），明確水庫庫容是有效發揮防洪、供水、生態、發電等功能的重要保障，事關工程安全、防洪安全、供水安全和生態安全，要求統籌發展和安全，全面加強水庫庫容管理，確保水庫安全運行和防洪減災效益充分發揮，禁止在有防洪任務的水庫建設抽水蓄能電站等侵占庫容和分隔庫區水面的行為，禁止建設影響水庫防洪安全和工程安全、危害庫岸穩定的設施。

４ 結論與建議

１）目前黃河流域已建、在建抽水蓄能電站僅有５座，裝機容量６ ６００ ＭＷ；“十四五”期間規劃抽水蓄能站點３８ 座，裝機容量４９ ０５０ ＭＷ；“十五五”“十六五”期間共規劃抽水蓄能站點１３ 座，裝機容量１６ １００ＭＷ；另有儲備項目４４ 座，裝機容量５４ ３００ ＭＷ。未來一段時期，黃河流域抽水蓄能項目將呈現爆發式增長，應堅持需求為導向的原則，科學規劃，合理論證，綜合考慮地理位置、地形地質、水源條件、對地表水資源指標占用的可行性、水庫淹沒、環境影響、工程技術及經濟性等因素，統籌安排工程開發時序，做好設計優化、加快推進項目前期工作，爭取早日建成投產發揮效益。

２）抽水蓄能電站建設施工期、初期蓄水與運行期的蒸發滲漏均存在耗水過程，黃河流域已建、在建、規劃、儲備抽水蓄能站點共計１００ 座， 總裝機規模１２６ ０５０ ＭＷ，占全國總裝機規模的７．８６％，初步估算耗水２． ５２１ 億ｍ３，其中“十四五” 期間耗水０． ９８１億ｍ３，而黃河流域水資源極度短缺，自２０２０ 年已暫停流域內水資源超載地區新增取水許可，在水資源剛性約束條件下，抽水蓄能建設是否占用地表水指標直接關系到后續立項審批程序。應進一步研究抽水蓄能建設促進新能源消納能夠減少的火電煤耗以及煤炭采洗等高耗水產業導致的水資源占用，利用節約虛擬水與實體水資源雙重指標，通過水權交易實現取水用途轉換，從而為抽水蓄能建設運行提供用水保障。

３）目前黃河流域已建、在建或近期規劃的抽水蓄能站點多依托已建水利工程，形成上、下庫，通過安裝可逆式機組，利用抽水蓄能增加傳統水電的靈活調節能力，但已建水利工程在初始規劃確定功能定位時尚未考慮該需求。未來在進行傳統水電角色重塑、通過加裝可逆式機組進行梯級水電靈活性改造時，應充分研究水電功能定位轉變后對水利樞紐原有防洪、供水、發電等綜合利用功能與水位頻繁波動對庫區結構穩定的影響，為黃河流域抽水蓄能科學有序開發提供決策支撐。

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【責任編輯 簡 群】