我国电力系统是迄今为止世界最复杂的人工系统之一，一座电厂、一个电站在该复杂系统中仅仅算得上是一个小小的元器件。全国联网的电力系统可以在不同电压等级、不同区域、不同时空尺度上实现电力电量的实时平衡，离不开坚强电网和充裕容量。在不确定性的大规模新能源和大量电动汽车、算力负荷接入电力系统的情景下，因需要耦合不同时空尺度的各类电力的生产与消费，使其达到实时平衡，电力系统面临日益严峻的挑战。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：周建平）
近十年，我国新能源装机规模增长很快，据国家能源局发布的数据，截至2023年底，风电与光伏发电装机容量10.5亿千瓦，合计较10年前增长了10倍。多数省网进入高比例新能源与高比例电力电子渗透率门槛，跨区调度控制面临诸如午间消纳、峰荷保供、季节性平衡，应对极端天气和随机扰动等全新难题，解决电力系统规模储能和灵活调节资源不足的问题已经迫在眉睫。
新能源具有不确定性、间歇性、波动性，保证出力低、抗扰动力差，大规模接入电网对电力系统运行安全构成威胁。“新能源+储能”是解决新能源持续开发与有效消纳的主要措施。在新能源规模化开发和高比例消纳的要求下，电力系统亟需开发利用规模化储能和灵活调节资源。除新型储能外，最安全可靠、经济合理、环境友好的电力系统储能设施是抽水蓄能，比抽水蓄能更加经济高效、更具规模的储能和灵活调节资源是流域梯级水电。
新能源规模化与基地化
到2060年，预计全国发电量将超过20万亿千瓦时。新能源成为电量主体，占比50%，发电量将超10万亿千瓦时。水电、风电和光伏发电将是可再生能源电力开发的重点，而生物质发电、地热能发电、海洋能发电等其他可再生能源均暂可忽略不计。
按照相应发电量测算，新能源装机规模将超60亿千瓦。从开发方式上而言，仍以基地规模化集中开发为主。基地化能源资源主要分布在沙戈荒新能源基地、西南水电基地（水风光基地）以及海上（近海和深远海）新能源基地。基地开发的特点是资源丰富、开发条件好、可以规模持续开发，只是当地消纳困难，需要远距离输送到负荷中心。我国特高压（交流、直流和柔直）技术为基地开发和远距离外送提供了坚强保障，输电距离达1000～3000千米，可以满足从西到东、从北到南的输电要求。
新能源基地开发，首先要建成构网型电源，满足用电需求，电源侧总成本净现值最小；其次要同步建设输电线路，支撑新能源并网消纳和电网运行稳定，力求输电网效益最大化；最后，要保障并网连接点电力送出平稳，符合预期电力电量，出力波动小、电压频率偏差小。
在当前我国电力充裕度不足、输电网络不够健全、智能电网建设尚不完备的情况下，水风光储一体化开发与调度运行符合市场化改革方向，有助于建立新型源网关系，推动电力价格机制的优化，促进电力资源的优化配置和高效利用。
流域梯级水电及其储能
抽水蓄能是当前技术最成熟、适合规模化发展、经济合理、安全高效的储能方式，正在全国范围内加速落地。新型储能现有规模已经超过4000万千瓦，增长速度快，但利用率低、安全问题较突出，规模化较困难。“新能源+储能”的构网型电源选取“新能源+流域水电”“新能源+抽水蓄能”，是现阶段加快构建新型电力系统和促进新能源大规模开发利用最现实、最可靠的选择。
与抽水蓄能相比，流域梯级水电在装机容量、规模储能和灵活调节方面均具优势，特别是具有年调节或多年调节性能的控制性水库电站具有超大规模的储能容量。例如，金沙江龙盘水电站正常蓄水位2010米，调蓄库容221亿立方米，具有多年调节性能，龙盘以下至葛洲坝，利用水头1800米，水库蓄能量约1000亿千瓦时；黄河龙羊峡水电站正常蓄水位2600米，总库容247亿立方米，调蓄库容193.5亿立方米，库容系数大于1.0，具有多年调节性能，龙羊峡以下至小浪底，利用水头1100米，水库蓄能量约500亿千瓦时。据统计，我国已规划待开发的龙头水库或控制水库，总库容超1000亿立方米、装机容量3100万千瓦，具有长时储能和灵活调节的巨大潜力。2030年前，水电站增容扩机、开发储能工厂，预计还可增加水电装机容量5000万千瓦。
因此，“流域水电+抽水蓄能”的“水储能”模式能带来超10亿千瓦级的调节能力和长时储能容量，能够破解电网高比例新能源并网消纳、长时储能及灵活调节难题。加快战略性水电基地建设、加快龙头水库建设、推动水电增容扩机、促进抽水蓄能发展，将为加快构建新型电力系统、促进新能源规模化开发消纳创造良好条件。
流域水风光储一体化
水风光储一体化就是将风电与光伏发电串联到水电站，经水库储能和水电调节后实行平滑输出和有效调控。研究表明，水风光储一体化综合开发和联合调度运行具备技术可行性和经济合理性。在水风光储构网电源系统中，水电的功能将被重新定义，从以电量供应为主、兼顾调峰，转变为向系统提供容量和电量、重点满足电力系统调峰填谷、储能和稳定支撑等需求。因此，流域水风光储一体化就是释放流域水电长时储能潜力，促进新能源规模化开发，确保源网协调和电力安全保供，推动新型电力系统加快构建。
2022年3月2日，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》，依托主要流域水电梯级，充分利用水库储能和机组灵活调节能力，兼顾具有调节能力的火电，在合理范围内配套建设一定规模的以风电和光伏为主的新能源发电项目，建设可再生能源一体化综合开发基地，实现一体化资源配置、一体化规划建设、一体化调度运行和一体化参与电力市场竞争。
初步研究表明，到2035年，以西南、西北水电基地为基础，开发利用其周边新能源资源，可发展为10亿千瓦级的清洁能源基地，新增装机容量8.5亿千瓦，新能源规模超6亿千瓦，新增发电量1.5万亿千瓦时。
目前，澜沧江云南段水电项目已基本开发完毕，共投产11座电站，总装机容量2135万千瓦，已建成3条±800千伏特高压直流通道，7条500千伏交流送电断面，送电容量超过3100万千瓦，通道利用率约50%。目前，澜沧江西藏段正按照古学、班达2030年投产，如美、古水2032年投产目标，加快开发建设。计划采用±800千伏特高压直流，以点对网的送电方式直送粤港澳大湾区，输电线路长2200千米，送电容量1000万千瓦。雅砻江是我国第三大水电基地，干流规划22级水电站，装机容量2890万千瓦，总库容243亿立米，水电装机容量2254万千瓦，年发电量804亿千瓦时；水风光储互补开发装机6660万千瓦，年均发电量1600亿千瓦时，送出容量2254万千瓦，基地规划水风光储总规模1.35亿千瓦，年发电量超3200亿千瓦时，新增发电量相当于再造一条雅砻江。
如此巨大的潜力，需要科学论证。一体化开发的规划目标是促进新能源开发消纳；最大限度减少弃电，提升基地综合发电效益；水风光储联合出力过程符合并网条件，支撑输电系统运行稳定。一体化开发论证涉及开发布局、资源配置、源网协调、开发时序、经济评价、建设模式、监管体制、电量消纳与电价机制等诸多问题。落实国家能源转型战略、推动流域水风光储一体化规划研究和实施，要充分认识当前需求和开发建设条件，准确把握和充分论证基地开发目标和各类制约因素，加强市场化改革政策研究，正确引导推动一体化规划实施落地见效。
如何释放流域水电潜能
为推动流域水风光储一体化技术进步和争取相关政策支持，释放流域水电潜力，建议做好以下四方面工作：
一是加强基础研究，突破水、风、光资源精准评估及水、风、光、储时空互补特性分析技术，一体化基地联合出力过程和电力电量优化调度技术等核心技术难题；二是加快技术创新，推广数字化、智能化技术应用，构建“高比例新能源+高比例电力电子系统”模型，增强系统模拟仿真与推演能力，建立与新型电源关系、源网关系相适应的调度控制技术体系；三是健全标准体系，完善水风光储一体化基地规划技术标准，水风光储一体化运行调度技术标准、源网协调运行调度技术标准、安全管理及风险防范技术标准；四是加强政策研究，系统推进基地一体化相关政策的研究，包括水电容量电价政策，市场化电价政策，价格、税收和补偿利益共享机制、源网荷储协同政策等，建立产业升级转型与行业协同发展政策、保障、考核、激励及有效的监管机制。
流域水电建设和水风光储一体化开发是加快我国能源低碳转型和新型电力系统构建的重要措施，而政策支持、科技创新、产业升级及数字经济融合必将成为释放流域水电更多潜能的新的驱动力。
