储能行业调研报告

我国储能方式中抽水储能占九层以上，但近年来电化学储能的占比在不断上升。2020年三大运营商5G投入相比2019年成倍提高。中国移动2020年预期资本开支为1798亿元，其中5G相关投资计划约为1000亿元，而2019年是240亿元，今年足足翻了5倍。随着5G基站的爆发性建设，预计将会带来磷酸铁锂储能电池需求大幅增长。储能场景分析--发电侧、输配电侧和用电侧从电力系统角度看，储能的应用场景可分为发电侧、输配电侧和用电侧三大场景，分别是发电侧、输配电侧和用电侧。发电侧主要用于平滑新能源发电，平滑新能源输出，联合调频等;输配电侧主要用于缓解线路阻塞、为配电设备提供支持和省级;用电侧主要用于削峰填谷电价套利、光伏+储能、通信基站备用电源、数据中心备用电源，以及构建微电网等。我国储能方式以机械类的抽水储能为主 以电化学类的锂离子电池为辅电能的存储主要指利用化学或者物理的方法将产生的能量存储，并在需要时释放。储能可分为机械类储能、电器类储能、电化学类储能、热储能、化学类储能等。其中机械类储能、电化学类储能应用较多。抽水储能：电网低谷时利用过剩电力将水从下池水库抽到上池水库转化为重力势能储存的形式。电化学储能：指各种二次电池储能。利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应。包括铅酸电池、锂电池等。电化学储能占比正在不断提高根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)数据显示，在中国已投运的电力储能项目中，抽水储能占据93.7%，但由于受地形限制严重，建设周期长等因素，无法满足电网调峰调频、户用储能等应用场景。电化学储能几乎不受自然条件影响，可更高效、灵活的应用于各种储能场景。由于锂离子电池具有安全性高、循环次数多、能量密度高等特点，能储存电量，并且寿命更长。2019年我国已投运的电力储能项目中，电化学储能占4.9%的比重，较2018年的3.7%上升1.2个百分比。在我国，目前大规模生产的动力锂电池有三元电池和磷酸铁锂电池，考虑磷酸铁锂电池的性价比，预计有望成为储能的主要电池供应方向。磷酸铁锂电池更环保、更省时、容量更大通信基站储能不仅能作为备用电源，也可能应用在电网负荷低的时候储能，在电网高负荷的时候输出能量，用于调峰调频，减轻电网波动，保证通信基站平稳运行。中国联通发布的《5G能使泛在电力物联网2020》中就有5G基站储能调峰的应用场景。备用储能技术标准：持续放电时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为20-50次。而调峰调频储能电池的技术要求：放电持续时间为15分钟-60分钟，年最小运行次数为250-10000次。磷酸铁锂电池的优势在于循环次数远高于铅酸电池，铅酸电池的循环寿命约1000-1200次，磷酸铁锂电池循环寿命7000-10000次(衰减至70%)。以循环7000次计算，需更换铅酸电池约6次，而磷酸铁锂电池不需更换。目前磷酸铁锂电芯价格0.6元/wh，预计pack之后约0.7元/wh，磷酸铁锂电池价格仅为铅酸电池2倍。5G+调峰将会带来磷酸铁锂储能电池需求大幅增长截至2018年，三大运营商共用4G基站478万个，其中中国移动241万个，中国电信138万个，中国联通99万个。由于5G通信频谱分布在高频段，信号衰减更快，覆盖能力减弱，因此相比4G，通信信号覆盖相同的区域，5G基站的数量将增加。截至2019年底，中国移动、中国电信、中国联通三大运营商的自建5G基站分别为5万站、4万站和4万站，中国电信和中国联通共建2万站5G基站。前瞻统计三大运营商截至2019年底拥有存量5G基站15万站。三大运营商近日发布的财报显示，5G建设开局良好。中国移动积极推进5G建设，截至2月底，其5G基站已经超过8万个。按照这个发展速度，预计在未来几年建设进入高峰期，假设2020-2023年分别建设5G基站70、90、100、110万个。根据天风证券计算，传统4G基站单站功耗780-930W，而5G基站单站功耗2700W左右。以应急时长4h计算，单个5G宏基站备用电源需要10.8kWh。相比4G，5G单站功率提升约2倍且基站个数预计大幅提升，对应储能需求也降增长。经测算，预计5G基站带来的备用电源储能需求2020-2023年分别为7.6、9.7、10.8、11.9GWh。若5G+调峰的应用场景实现，预计将会带来磷酸铁锂储能电池需求大幅增长。——以上数据来源于前瞻产业研究院《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》。

近年来，全球晶硅电池市场一方面受制于全球光伏市场的发展，一直面临产能过剩的问题；另一方面，又受到薄膜电池的挑战。但目前，晶硅电池仍然占据着全球90%的市场份额，牢牢把握着全球太阳能电池市场。前瞻产业研究院发布的《2015-2020年中国太阳能电池行业市场前瞻与战略规划分析报告》数据显示，2007-2011年，全球晶硅电池产量快速增长，其中2010年全球晶硅电池产量为24433MW，同比增长69.8%，为近年来最大增幅；2012年，全球晶硅电池产量为34020MW，同比增长仅为1.91%；2013年，全球晶硅电池产量增速有所回升，为7.7%，产量为36640MW。

同求

——原标题：2019年中国储能行业市场现状及发展前景分析 新能源汽车推广应用促进行业快速发展系列政策加速出台推动储能行业发展电网储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、能源互联网的重要组成部分和关键支撑技术。随着各国政府对储能产业的相关支持政策陆续出台，储能市场投资规模不断加大，产业链布局不断完善，商业模式日趋多元，应用场景加速延伸。在国内，系列政策的出台加速为储能产业大发展蓄势，行业到了爆发的临界点，储能的春天正在到来。2018年全年中国电化学储能累计装机规模首次突破GW大关据前瞻产业研究院报告统计数据显示，2011年中国电化学储能累计装机规模仅仅达40.7MW，并呈现逐年高速增长态势，2014年中国电化学储能累计装机规模突破100MW，截止至2017年中国电化学储能累计装机规模增长至389.8MW，同比增长45%。进入2018年底中国电化学储能累计装机规模首次突破GW大关，达到了1072.7MW，占全球电化学储能市场总规模的16.2%，同比增长175.2%。2011-2018年中国电化学储能累计装机规模统计及增长情况数据来源：前瞻产业研究院整理(备注：2012年装机规模增速为9%)据相关数据预测，2019年我国电化学储能累计装机规模将达到1.37GW，并预测在2023年我国电化学储能累计装机规模将达到3.38GW左右，2019-2023年均复合增长率约为25.30%。2019-2023年我国电化学储能累计装机规模统计情况及预测数据来源：前瞻产业研究院整理未来中国储能累计装机规模将突破50GW据数据显示，截至2016年底，我国储能累计装机规模为24.3GW，同比增长4.7%;截至2017年底，储能累计装机规模为28.9GW，同比增长19%;截至2018年底，储能累计装机规模为31.2GW，同比增长8%。预测2019年我国储能累计装机规模将达到34.6GW，并预测在2023年中国储能累计装机规模将突破50GW，达到了52.3GW左右，2019-2023)年均复合增长率约为10.88%。2016-2023年我国储能累计装机规模统计情况及预测数据来源：前瞻产业研究院整理我国储能行业仍存在一些不足——储能商业化模式尚未形成目前储能成本高、经济性差，还因为储能电站盈利性不明显，融资也比较难，商业模式是储能产业发展的一大痛点。但即使目前储能产业政策尚未清晰，商业化模式尚未形成，储能产业的发展前景是可以预见的。目前技术水平高的储能企业不仅是作为投资方投资建设储能电站，同时还负责电站的整体运营，他们可以通过做示范，积累运行数据和经验，摸索出自身的商业模式来为日后实现规模化发展打下基础。2、电力市场开放程度还有待提高我国电力市场开放程度还不够高，储能的价值收益无法体现，储能的买单机制尚未形成，严重阻碍了储能产业的发展，目前储能尚未融入电力体系，很多储能项目是依靠峰谷价差来赚钱。储能的成本回收需要7-8年的时间，投资回报周期过长。我国储能行业发展前景分析——国家重点支持储能产业的发展2017年9月发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》提出，“十三五”期间，要建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目;研发一批重大关键技术与核心装备，主要储能技术达到国际先进水平;初步建立储能技术标准体系，形成一批重点技术规范和标准;探索一批可推广的商业模式;培育一批有竞争力的市场主体。储能产业发展进入商业化初期，储能对于能源体系转型的关键作用初步显现。要结合电力体制改革，研究推动储能参与电力市场交易获得合理补偿的政策和建立与电力市场化运营服务相配套的储能服务补偿机制。推动储能参与电力辅助服务补偿机制试点工作，建立相配套的储能容量电费机制。建立健全补偿监管机制，严惩违规行为。同时要引导社会投资，研究建立程序简化、促进投资的储能投资管理机制，引导社会资本加快先进储能技术的推广应用。鼓励通过金融创新降低储能发展准入门槛和风险，支持采用多种融资方式，引导的社会资本投向储能产业。2、国内储能市场前景广阔目前我储能行业的处于刚刚起步，储能装机规模增长迅速。目前最具开发潜力的主要是风光电场、商业化削峰填谷电力项目、传统电厂和微电网项目等下游市场，在国家大力支持新能源发展的同时，弃风弃光的现象严重，而大型储能是解决弃风、弃光问题，实现可再生能源大规模发展的重要支撑技术，因此，下游需求的爆发式增长，国内储能市场前景广阔，使得储能的商业化应用也愈加迫切。3、行业标准确立促进储能产业发展随着储能相关技术的发展，越来越多的行业标准被确立，大大地促进了储能行业的发展。例如，中国电力科学研究院牵头编制的国家标准GB/T33589-2017《微电网接入电力系统技术规定》、GB/T33593-2017《分布式电源并网技术要求》、GB/T33599-2017《光伏发电站并网运行控制规范》获批发布，于2017年12月1日正式实施。三项国家标准的发布实施，将为规范光伏发电站的并网运行控制提供有效依据，为国内微电网和分布式电源产业的技术发展提供一定引导。4、新能源汽车快速推广应用带动了储能行业的发展《国家“十三五”规划纲要(草案)》提出，“十三五”全国新能源电动汽车累计产销量达到500万辆。在动力电池供不应求的局面下，比亚迪、力神、中航锂电、国轩高科、沃特玛等国内主要动力电池企业纷纷发布了投资扩产计划。此外，以猛狮科技、双登、南都电源为代表的铅蓄电池企业也在大力投资建设动力锂离子电池生产基地。而工信部发布《汽车动力电池行业规范条件(2017年)》(征求意见稿)，将锂离子动力电池单体企业年产能从此前《汽车动力蓄电池行业规范条件》中规定的“不低于2亿瓦时”调整为“不低于80亿瓦时”。因此，可预计未来锂电池企业还将迎来新一轮的投资扩产热潮，储能行业将能得到快速的发展。数据来源及分析请参考于前瞻产业研究院发布的《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》，同时前瞻产业研究院还提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

去百度文库，查看完整内容>内容来自用户:平家宏2019年固态锂电行业深度分析报告目录一、心脏！车用储能系统.......................................................................................................................................11、便捷！汽车接受底线和核心需求.............................................................................................................12、储能！整车百年“科技树”的土壤.........................................................................................................2二、期待！高性能纯电动汽车...............................................................................................................................41、电池！从铅酸到锂离子.............................................................................................................................42、复苏！纯电动乘用车领衔.........................................................................................................................53、瓶颈！安全性和能量密度取舍.................................................................................................................9三、固态！锂电池+钢筋铁骨.................................................................................

手表的储能就是一次自动上满弦（上满劲），放着不动，能走的最长时间，储能越高，一般价格也就越贵！1.      储能主要是指电能的储存。储能又是石油油藏中的一个名词，代表储层储存油气的能力。储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。2.       到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。发展现状4.       对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。5.       分析报告显示，日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100-120年、30-50年和18-30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。6.        2016年1月19日，世界能源署表示，由于新太阳能电池技术和其他科技进步促进价格下跌，未来15年，电池储能成本将下滑70%。7.        储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。

中国人的个性就这样。

两会期间，汽车行业代表备受瞩目，长城汽车总裁王凤英今年将第13次参会，作为资深全国人大代表，王凤英提出了很多非常有分量的议案建议。长城汽车总裁王凤英王凤英与全国人大代表、吉利控股集团董事长李书福，联名提交了《关于将车辆购置税由中央税改为中央地方共享税的建议》。王代表更深度关注了中国汽车产业小型电动车发展、氢能源产业发展、中国汽车“走出去”、机动车智能检测和汽车消费信息整合升级中的突出问题。尤其是其中“大力推动氢能产业”的提案，属于高质量前瞻性提案，对于行业发展乃至国家能源战略有着重大意义，体现了人大代表心系国家前途命运的责任感。氢能得天独厚的优势王凤英代表之所以如此重视氢能，是因为氢能有着得天独厚不可替代的优势。氢能第一个优势是储量丰富，并且很容易获得。地球上的水中含有极其丰富的氢，无边无际的海洋取之不尽用之不竭。地球之外，氢的储量更加丰富，在宇宙中，氢是含量最高的元素，我们的太阳就是一个巨大氢球，依靠氢聚变成氦的热核反应发光发热。我们地球的邻居，包括土星、木星、天王星和海王星，也是超级巨大的氢球，哪怕仅仅汲取木星氢含量的亿万分之一，足够人类使用千万年。第二，氢是一个非常好的能源载体，本身就天然具备储能能力，氢可以通过电解水获得，适合长距离运输，很容易储存，不会变质损坏，不会衰减，也不需要养护。氢通过燃料电池发电，发电过程无需转换成热能或者机械能，直接变成电能，热效率比火力发电高得多。第三，制氢还有一个突出优势，就是可以充分利用“废电”，因为我国电力使用峰谷错落问题，每年大量风电、水电和太阳能电被浪费。2018年，全国弃水电量515亿kWh，弃风电量419亿kWh，弃光电量73亿kWh，这些巨大的能量浪费，通过氢可以储存起来。第四，氢能的能量密度更大，使用更经济。目前压缩氢能的能量密度接近每公斤40kWh，比汽油的能量密度高出几倍。可以类比的是，目前锂电池能量密度最高只有每公斤0.3kWh，大部分在0.2kWh以下，氢能的能量密度是锂电池的两百多倍。这意味着当锂电汽车需要拖着几百公斤电池时候，储氢罐的重量几乎可以忽略不计。第五，氢能的另一个优势是，补充非常方便，相比锂电充电动辄以小时为单位，加氢方便很多。2018年总理在日本访问时，参观丰田的氢燃料电池汽车Mirai，这部汽车只需要充氢3分钟，就可以续航650公里，事实上和燃油车区别不大。第六，氢能还有一个突出战略优势，不仅可以给乘用车提供能量，也可以给重型卡车、长途客车、工程机械、工矿设备提供能源，也可以给轮船，飞机，军舰，潜艇和坦克提供能源，具备强大的军事意义。氢能甚至还可以给宇宙飞船提供能源，美国登月的阿波罗飞船就是依靠氢能提供能量。未来人类掌握可控核聚变技术，进行星际旅行也可以依赖氢，因为氢在宇宙中取之不尽用之不竭。第七，氢燃料的最大优势，其实不仅仅在于提供能量，而在于氢能可以成为统治未来的战略终极能源。如果有一天制氢技术可以突破，那么氢燃料电池的发电过程事实上完全无污染，氢和氧反应后直接转化电能，产生的唯一废弃物是洁净的水，氢将是未来真正的终极能源。氢能全球争霸氢能具备如此优势，世界各国全力开发，从某种意义上说，氢能重要性远远超过石油，谁率先掌握了氢能，谁就掌握了未来能源的钥匙。尤其是考虑到氢能极为广大的利用前景，氢能可以形成产值以万亿计算的超级巨大的产业链条，重要性甚至比今天的5G更为重要。国际氢能委员会报告显示，到2050年，全球氢气需求将达到5.6亿吨，氢燃料电池将在交通、电力、供热等领域扮演重要角色，氢能将占人类终端能源消费的18%。到2030年，全球燃料电池汽车总保有量将达到1,000万至1,500万辆。目前全球各国都在竭尽全力开发氢能，美国，日本，欧盟，韩国都纷纷投入巨大力量。截至2018年底，全球范围内营运中的加氢站共有369座，其中欧洲152座，亚洲136座，北美78座。缺乏能源、且有忧患意识的日本更计划成为全球第一个氢能社会——2021年3月之前，日本政府和汽车行业将共同建成160个加氢站，量产4万辆氢燃料电池车。目前，日本已经走在了世界前沿。我国氢能发展的层层掣肘我国的氢能事业发展则是有喜有忧，发展非常不均衡，民间以及企业层面已经敏锐感知到氢能是下一个金矿，纷纷进行前瞻性研发和投入。比如长城汽车正在全力研发氢燃料电池，已经入股了全球领先的加氢站运营商H2 MOBILITY，并成为首家加入到国际氢能委员会国际氢能委员会（Hydrogen Council）的中国车企。地方政府也意识到氢能产业链的价值，积极规划各种氢能产业园。但是从更宏观的政策法规以及国家战略方面，氢能发展还缺乏一个系统性纲领性的政策法规的支持，这制约了我国氢能发展的质量和速度。目前我国氢能产业面临的主要问题有：1. 核心技术欠缺，目前民间对于氢能非常重视，整体在基础研究、核心材料、关键部件、制造工艺和集成控制等方面取得了一系列科研成果，但仍落后于国际先进水平，尚未达到大规模商业化应用层级。同时一些关键技术集中在科研院所，这些机关往往项目结束就束之高阁，产业化力度不够，导致技术浪费。2.全国各个地方政府已经意识到氢能重大战略意义，全国建成了数量繁多的氢能产业园，但是这些园区过分散乱，并未形成规模集群。3.目前氢能成本高昂，市场竞争力不够。以60kW质子交换膜燃料电池系统为例，据测算，在生产规模为100套/年时，系统成本为380,000元/套，在生产规模为10,000套/年时，系统成本仅为110,000元/套。目前的小规模、高价格制约了氢能的普及。4.氢能供应链缺乏协调性，很多地方的加氢站多是为城市公交系统配套或个别企业研发单独使用，极少对外开放运营，这制约了加氢站的商业化。5.氢能法规不完善，是制约产业发展的根本。尤其是加氢站建设，审批程序非常复杂，且涉及工商、土地规划、住建、安监、消防、环境评价等多个部门，这等于给加氢站带上层层紧箍咒。王凤英代表的提案建议正式针对目前氢能发展的光明前景，以及我国氢能产业发展遇到的掣肘，作为长城汽车总裁和行业资深专家，王凤英代表提出几点提案建议（仅摘录部分内容）：1.设立氢能与燃料电池国家重大专项，并纳入国家中长期科技规划战略。将氢能真正提升到国家战略层面。2.通过政府主导，鼓励燃料电池产品应用推广，扩大市场规模，进而推动产业集群的形成。3参照德国、日本等国家经验，鼓励能源企业牵头建立稳定、便利、低成本的氢能供应体系。4.完善标准法规建设，明确氢能主管部门，加快氢气纳入能源管理体系，将氢气视同燃气管理，促进氢能产业链快速形成。5.制定国家级顶层氢能规划，合理规划加氢站，制定长期稳定的燃料电池汽车发展政策。写在最后氢能源的重要性不仅仅涉及汽车，更涉及全国能源战略的发展，更涉及未来人类命运。作为最原始最简单的第一元素，氢能不仅仅蕴藏着巨大能量，也蕴藏着宇宙的秘密。如果中国能够在氢能源利用方面走在世界前列甚至是世界领先，那么将极大提升我国的竞争力和综合实力，并提升整个民族的荣誉感和自豪感，至于中国汽车行业对于海外品牌的超越，不过是水到渠成自然而然的事情。本文来源于汽车之家车家号作者，不代表汽车之家的观点立场。详情

中文名称：负荷备用英文名称：load reserve 定义：由于用电负荷预测的误差和负荷的可能变化，系统要设置一定的可快速调用的发电备用容量。 定义：　　所谓负荷备用，是指调整系统中短时的负荷波动并担负计划外的负荷增加而设置的备用。 负荷备用容量大小　　负荷备用容量的大小应根据系统负荷的大小、运行经验并考虑系统中各类用电的比重确定。一般为最大负荷的2%~5%，大系统采用较小值，小系统采用较大值。抽水蓄能电站求助编辑百科名片 从化抽水蓄能电站抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。又称蓄能式水电站。它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。 查看精彩图册目录发展历史发展现状发展趋势分类1.按电站有无天然径流分2.按水库调节性能分3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分4.按布置特点分5.抽水蓄能电站的运行工况6.启动方式抽水蓄能电站发展呈现特点容量增幅大，发展速率高在系统中发挥了重要作用具有了较为成熟的设计、施工和管理经验运行管理方面抽水蓄能电站与常规水电站相比我国抽水蓄能电站建设现状我国几个抽水蓄能电站简介辽宁蒲石河抽水蓄能电站潘家口、十三陵抽水蓄能电厂广州抽水蓄能电站天荒坪抽水蓄能电站抽水蓄能电站的世界之最展开发展历史发展现状发展趋势分类1.按电站有无天然径流分2.按水库调节性能分3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分4.按布置特点分5.抽水蓄能电站的运行工况6.启动方式抽水蓄能电站发展呈现特点容量增幅大，发展速率高在系统中发挥了重要作用具有了较为成熟的设计、施工和管理经验运行管理方面抽水蓄能电站与常规水电站相比我国抽水蓄能电站建设现状我国几个抽水蓄能电站简介辽宁蒲石河抽水蓄能电站潘家口、十三陵抽水蓄能电厂广州抽水蓄能电站天荒坪抽水蓄能电站抽水蓄能电站的世界之最展开编辑本段发展历史　　国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。[1]　　上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。[1]　　上世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。“十五”期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。[1]编辑本段发展现状　　据统计，至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座(包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾)10400MW，其余11座1145MW，在建的8座，装机容量9360MW。我国已建、在建抽水蓄能电站见下表。[1]　　我国已建、在建抽水蓄能电站统计表 　　1岗南河北平山混合式1×111968.511 　　2密云北京密云混合式2×111973.1122 　　3潘家口河北迁西混合式3×901991.9270 　　4寸塘口四川彭溪纯蓄能2×11992.112 　　5广州一期广州从化纯蓄能4×3001994.31200 　　6十三陵北京昌平纯蓄能4×2001995.12800 　　7羊卓雍湖西藏贡嘎纯蓄能4×22.51997.590 　　8溪口浙江奉化纯蓄能2×401997.1280 　　9广州二期广州从化纯蓄能4×3001999.41200 　　10天荒坪浙江吉安纯蓄能6×3001998.91800 　　11响洪甸安徽金寨混合式2×402000.180 　　12天堂湖北罗田纯蓄能2×352000.1270 　　13沙河江苏溧阳纯蓄能2×502002.6100 　　14回龙河南南阳纯蓄能2×602005.9120 　　15白山吉林桦甸纯蓄能2×1502005.11300 　　16泰安山东泰安纯蓄能4×2502006.71000 　　17桐柏浙江天台纯蓄能4×3002005.121200 　　18琅琊山安徽滁州纯蓄能4×1502006.9600 　　19宜兴江苏宜兴纯蓄能4×2502008.121000 　　20西龙池山西五台纯蓄能4×3002008.12300 　　21张河湾河北井陉纯蓄能4×2502008.121000 　　22惠州广东惠州纯蓄能8×3002009.5300 　　23宝泉河南辉县纯蓄能4×300在建 　　24白莲河湖北罗田纯蓄能4×300在建 　　25佛磨安徽霍山混合式2×80在建 　　26蒲石河辽宁宽甸纯蓄能4×300在建 　　27黑麋峰湖南望城纯蓄能4×300在建 　　28响水涧安徽芜湖纯蓄能4×250在建 　　29呼和浩特内蒙古纯蓄能4×300在建 　　30仙游福建仙游纯蓄能4×300在建 　　31溧阳江苏溧阳纯蓄能6×250在建 　　目前，可行性研究报告已审查通过、待建的抽水蓄能电站有4座，总容量4280MW，预可行性研究报告已审查通过、正在进行可行性研究工作的抽水蓄能电站有16座，总容量24500MW，另有部分项目正在开展预可行性研究工作，保持了一定的项目储备。[1]　　正开展前期设计工作的抽水蓄能电站统计表 　　1清远广东清远1280待建 　　2马山江苏无锡600待建 　　3荒沟黑龙江牡丹江1200待建 　　4深圳广东深圳1200待建 　　5板桥峪北京密云1000可研 　　6丰宁河北丰宁3600可研 　　7天荒坪二浙江安吉2400可研 　　8文登山东文登1800可研 　　9阳江广东阳江2400可研 　　10敦化吉林敦化1200可研 　　11红石吉林桦甸1200可研 　　12通化吉林通化800可研 　　13五岳河南光山1000可研 　　14河南天池河南南阳1200可研 　　15宝泉二期河南新乡1200可研 　　16桓仁辽宁桓仁800可研 　　17蟠龙重庆綦江1200可研 　　18乌龙山浙江建德2400可研 　　19泰安二期山东泰安1800可研 　　20双沟吉林抚松500可研 　　我国抽水蓄能电站建设虽然起步比较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。例如：广州一、二期抽水蓄能电站总装机容量2400MW，为世界上最大的抽水蓄能电站;天荒坪与广州抽水蓄能电站机组单机容量300MW，额定转速500r/min，额定水头分别为526m和500m，已达到单级可逆式水泵水轮机世界先进水平;西龙池抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组最大扬程704m，仅次于日本葛野川和神流川抽水蓄能电站机组。十三陵抽水蓄能电站上水库成功采用了全库钢筋混凝土防渗衬砌，渗漏量很小，也处于世界领先水平。天荒坪、张河湾和西龙池抽水蓄能电站采用现代沥青混凝土面板技术全库盆防渗，处于世界先进水平。[1]编辑本段发展趋势　　随着我国新兴能源的大规模开发利用，抽水蓄能电站的配置由过去单一的侧重于用电负荷中心逐步向用电负荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面发展。[1]　　新能源的迅速发展需要加速抽水蓄能电站建设 　　风电作为清洁的可再生资源是国家鼓励发展的产业，核电是国家大力发展的新型能源，风电和核电的大力发展，对实现我国能源结构优化、可持续发展有着不可替代的作用。[1]　　风能是一种随机性、间歇性的能源，风电场不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差，这就给风电并网后电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战，同时风电的运行方式必将受到电力系统负荷需求的诸多限制。抽水蓄能电站具有启动灵活、爬坡速度快等常规水电站所具有的优点和低谷储能的特点，可以很好地缓解风电给电力系统带来的不利影响。[1]　　核电机组运行费用低，环境污染小，但核电机组所用燃料具有高危险性，一旦发生核燃料泄漏事故，将对周边地区造成严重的后果;同时，由于核电机组单机容量较大，一旦停机，将对其所在电网造成很大的冲击，严重时可能会造成整个电网的崩溃。在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合，因此建设一定规模的抽水蓄能电站配合核电机组运行，可辅助核电在核燃料使用期内尽可能的用尽燃料，多发电，不但有利于燃料的后期处理，降低了危险性，而且有效降低了核电发电成本。[1]　　抽水蓄能电站是电力系统中最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置，是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可降低核电机组运行维护费用、延长机组寿命;有效减少风电场并网运行对电网的冲击，提高风电场和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。[1]　　特高压、智能电网的发展需要加速抽水蓄能电站建设 　　目前，国家电网公司正在推进“一特四大”的电网发展战略，即以大型能源基地为依托，建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，在全国范围内实现资源优化配置。同时，将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。特高压交流输电系统的无功平衡和电压控制问题比超高压交流输电系统更为突出。利用大型抽水蓄能电站的有功功率、无功功率双向、平稳、快捷的调节特性，承担特高压电力网的无功平衡和改善无功调节特性，对电力系统可起到非常重要的无功/电压动态支撑作用，是一项比较安全又经济的技术措施，建设一定规模的抽水蓄能电站，对电力系统特别是坚强智能电网的稳定安全运行具有重要意义。[1]　　储能产业正处起步阶段抽水蓄能建设加速 　　“储能肯定已到了呼之欲出的时候。保守估计，到2020年，国内整个储能产业的市场规模至少可以达到6000亿元，乐观的话甚至有可能到两万亿。预计未来国家对储能的支持力度会不断加大。”中科院工程热物理研究所所长助理、鄂尔多斯大规模储能技术研究所所长谭春青在上月召开的“储能国际峰会2012”上表示。这昭示着储能的巨大魅力与潜力。[1]　　对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。[1]　　前瞻产业研究院发布的《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》显示，日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100-120年、30-50年和18-30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。[1]　　近年我国电力系统建设正处于快速发展阶段，用电高峰时的供电紧张、有功无功储备不足、输配电容量利用率不高和输电效率低等问题都有不同程度的存在。同时，越来越多的大型工业企业和涉及信息、安全领域的用户对负荷侧电能质量问题提出更高的要求。这些特点为分散电力储能系统的发展提供了广泛的空间，而储能系统在电力系统中应用可以达到调峰、提高系统运行稳定性及提高电能质量等目的。[1]　　抽水蓄能是目前电力系统最可靠、最经济、寿命周期最长、容量最大的储能装置。为了保障电源端大型火电或核电机组能够长期稳定的在最优状态运行，需要配套建设抽水蓄能电站承担调峰调荷等任务。截至2008年，我国已建成抽水蓄能电站20座，在建的11座，装机容量达到1091万千瓦，占全国总装机容量的1.35%。[1]　　而一般工业国家抽水蓄能装机占比约在5%-10%水平，其中日本2006年抽水蓄能装机占比即已经超过10%。我国抽水蓄能电站目前占比明显偏低，随着国内核电及大型火电机组的投建，近年来国内抽水蓄能电站建设明显加速。目前在建规模达到约1400万千瓦，拟建和可行性研究阶段的抽水蓄能电站规划规模分别达到1500万千瓦和2000万千瓦，如果以上项目顺利投产，2020年我国抽水蓄能电站总装机容量将达到约6000万千瓦。[1]　　前瞻产业研究院储能行业研究员欧阳凌高表示，储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。[1]编辑本段分类　　[2]抽水蓄能电站可按不同情况分为不同的类型。 1.按电站有无天然径流分　　 抽水蓄能电站（1）纯抽水蓄能电站：没有或只有少量的天然来水进入上水库（以补充蒸发、渗漏损失），而作为能量载体的水体基本保持一个定量，只是在一个周期内，在上、下水库之间往复利用；厂房内安装的全部是抽水蓄能机组，其主要功能是调峰填谷、承担系统事故备用等任务，而不承担常规发电和综合利用等任务。 （2）混合式抽水蓄能电站：其上水库具有天然径流汇入，来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担系统的负荷。因而其电站厂房内所安装的机组，一部分是常规水轮发电机组，另一部分是抽水蓄能机组。相应地这类电站的发电量也由两部分构成，一部分为抽水蓄能发电量，另一部分为天然径流发电量。所以这类水电站的功能，除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务处，还有常规发电和满足综合利用要求等任务。 2.按水库调节性能分　　（1）日调节抽水蓄能电站：其运行周期呈日循环规律。蓄能机组每天顶一次（晚间）或两次（白天和晚上）尖峰负荷，晚峰过后上水库放空、下水库蓄满；继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水，至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空。纯抽水蓄能电站大多为日设计蓄能电站。 　　（2）周调节抽水蓄能电站：运行周期呈周循环规律。在一周的5个工作日中，蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作。但每天的发电用水量大于蓄水量，在工作日结束时上水库放空，在双休日期间由于系统负荷降低，利用多余电能进行大量蓄水，至周一早上上水库蓄满。我国第一个周调节抽水蓄能电站为福建仙游抽水蓄能电站。 　　（3）季调节抽水蓄能电站：每年汛期，利用水电站的季节性电能作为抽水能源，将水电站必须溢弃的多余水量，抽到上水库蓄存起来，在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。这样将原来是汛期的季节性电能转化成了枯水期的保证电能。这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站。 3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分　　（1）四机分置式：这种类型的水泵和水轮机分别配有电动机和发电机，形成两套机组。目前已不采用。 　　（2）三机串联式：其水泵、水轮机和发电电动机三者通过联轴器连接在同一轴上。三机串联式有横轴和竖轴两种布置方式。 　　（3）二机可逆式：其机组由可逆水泵水轮机和发电电动机二者组成。这种结构为目前主流结构。 4.按布置特点分　　(1)首部式：厂房位于输水道的上游侧。 　　(2)中部式：厂房位于输水道中部。 　　(3)尾部式：厂房位于输水道末端。 5.抽水蓄能电站的运行工况　　（1）.静止 　　（2）.发电工况。 抽水蓄能电站(16张)　　（3）.抽水工况。 　　（4）.发电调相工况。 　　（5）.抽水调相工况。 6.启动方式　　（1）.静止变频启动(SFC)启动。 　　（2）. 背靠背（BTB）启动。 编辑本段抽水蓄能电站发展呈现特点容量增幅大，发展速率高　　世界上第一座抽水蓄能电站于1882年诞生在瑞士的苏黎世，至今已有一百二十五年的历史。但世界上抽水蓄能电站得到迅速发展，是在六十年代以后的事，也就是说从第一座抽水蓄能电站建成到迅速发展，中间相隔了近80年。中国抽水蓄能电站建设起步较晚，六十年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，1968年和1973年先后在中国华北地区建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能 抽水蓄能电站电站。在近40年中，前20多年蓄能电站的发展几乎处于停顿状态，九十年代初才开始有了新的发展。至2005年底，全国（不计台湾）已建抽水蓄能电站总装机容量达到6122MW，年均增长率高于世界抽水蓄能电站的年均增长率，装机容量跃进到世界第5位,遍布全国14个省市。在建的抽水蓄能电站装机约11400MW，预计至2010年，这些电站都将建成，到时抽水蓄能电站的总装机可到17500MW左右。 在系统中发挥了重要作用　　抽水蓄能电站运行具有几大特性：它既是发电厂，又是用户，它的填谷作用是其它任何类型发电厂所没有的；它启动迅速，运行灵活、可靠，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、事故备用等任务。目前，中国已建的抽水蓄能电站在各自的电网中都发挥了重要作用，使电网总体燃料得以节省，降低了电网成本，提高了电网的可靠性。现举几个电站的运行情况，说明抽水蓄能电站在系统中的作用。 具有了较为成熟的设计、施工和管理经验　　中国抽水蓄能电站建设虽然起步较晚，但有以往大规模常规水电建设所积累的经验，加上近十几年来引进的国外先进技术和管理经验，使中国抽水蓄能电站有较高的起点。尽管目前己建的抽水蓄能电站数目不多，总装机规模也不大，但单个电站规模已居世界前列。如：广州抽水蓄能电站，已是当今世界上装机规模最大的抽水蓄能电站；在建设速度方面，广蓄一期工程全部竣工仅58个月，广蓄二期、十三陵和天荒坪电站主体工程的实际施工工期，与世界经济发达国家相比并不逊色；在单位千瓦装机容量投资方面，一般都不太高,而广蓄电站，还低于世界同类电站水平，其中广蓄还远低于具有一定调峰能力的燃煤电站的单位千瓦投资；中国正在建设的西龙池抽水蓄能电站，最大扬程达704m，进入了世界上已投运的单级混流式抽水蓄能机组中扬程最高的先进水平；天荒坪与广州抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组单机容量300MW，设计水头500m以上，均为世界先进水平。 　　中国通过近10几年来建成的第一批抽水蓄能电站的实践，积累了设计、施工和运行管理的经验，在技术上取得了丰硕的成果。 　　在建设管理方面有一套行之有效的制度。普遍实行了以项目法人责任制为中心，以建设监理制和招标承包制相配套的建设管理模式。 编辑本段运行管理方面　　在运行管理方面达到较高水平。抽水蓄能电站可逆式水泵水轮机—发电电动机组运行工况多、监控对象多、自动化元件多、信息量多，计算机监控系统比常规水电站计算机监控系统复杂，操作要求也比常规水电站高。已建成的抽水蓄能电站在运行管理方面都达到较高水平，表现在：（1）人员精炼，基本上做到无人值班或少人值守。（2）综合效率高,电站运行的平均综合效率,一般在75%左右。广蓄平均达78%，天荒坪平均达79.4%，最高达80.6%。（3）可用率和机组启动成功率均达先进水平。 编辑本段抽水蓄能电站与常规水电站相比抽水蓄能电站与常规水电站图片相比(7张)　　除机组特殊外，在水工建筑方面也有它的特殊性，比如对防渗的要求就特别严格，因为它的水是用电换来的，同时机组吸出高度多为负值，厂房多为地下式等等，因此在设计和施工方面都有一定的难度，在已建的抽水蓄能电站中，攻克了这些难关，为今后抽水蓄能电站的建设，取得了成功的经验。 　　如十三陵电站上水库，是人工开挖填筑而成，库盆采用钢筋混凝土面板防护，在北京这样寒冷地区，这样大规模的钢筋混凝土防渗工程在中国是第一个，在国外也少有。天荒坪抽水蓄能电站的上库，也是人工开挖填筑而成，天荒坪电站的防渗措施系采用沥青混凝土衬护，渗漏量很少。这两个工程说明在人工库盆防渗方面，中国已积累了一定的经验。 　　又如地下厂房轻型支护，广州抽水蓄能电站宽21m的大型地下厂房采用喷锚支护，其支护参数在国内外同类工程中是比较先进的。实践证明，中国在地下厂房喷锚支护设计和施工方面都具有成功的经验。 　　广蓄电站厂房400t天车和天荒坪电站厂房500t天车均采用岩壁吊车梁，取代传统的柱式支承吊车梁，既减少厂房宽度，节约投资，又缩短了工期。通过广蓄、天荒坪等电站岩壁吊车梁实践，中国己完全掌握了岩壁吊车梁的设计理论和施工技术。 　　抽水蓄能电站的引水道有竖井和斜井两种布置形式。斜井与竖井相比，斜井水道长度短，水力过渡条件好，具有节省投资、提高电站效率等优势。但斜井的施工难度较大，施工技术比竖井复杂。中国目前己建的广蓄、十三陵、天荒坪等蓄能电站，引水道均采用斜井布置。通过这些斜井施工，己形成了较为成熟的斜井安全快速施工成套技术。 编辑本段我国抽水蓄能电站建设现状　　近十几年来，中国抽水蓄能电站的迅速发展，主要是由于中国国民经济的高速发展，促进了中国抽水蓄能电站的大发展，而这十几年正是中国改革开放经济大发展时期。在这十几年中虽然取得了很大成绩。2004年底全国已建成投产的抽水蓄能电站10座，装机容量达到570.1万kW（其中60万kW供香港）。其中包括1968年在河北岗南常规水电站上安装的1.1万kW抽水蓄能机组，1992年建成的河北潘家口混合式抽水蓄能电站(其中抽水蓄能机组27万kW)，1997年建成的北京十三陵抽水蓄能电站(80万kW)；广东电网分别于1994年和2000年建成的广州抽水蓄能电站一期、二期工程（共240万kW，其中60万kW供香港）；华东电网1998年建成的浙江溪口抽水蓄能电站（8万kW），2000年建成的装机规模180万kW的天荒坪抽水蓄能电站和安徽响洪甸抽水蓄能电站（8万kW），2002年建成的江苏沙河抽水蓄能电站（10万kW）；华中电网的湖北天堂抽水蓄能电站（7万kW）；拉萨电网于1997年建成的羊卓雍湖抽水蓄能电站（9万kW）。 编辑本段我国几个抽水蓄能电站简介辽宁蒲石河抽水蓄能电站　　蒲石河抽水蓄能电站位于辽宁省宽甸满族自治县境内，距丹东市约40公里，为东北地区第一座大型纯抽水蓄能电站，电站枢纽工程由上水库面板堆石坝、地下厂房及输水系统、下水库混凝土重力坝组成。总装机容量1200MW（4×300 MW），主机设备由法国阿尔斯通(ALSTOM)制造与技术支持，工程总投资45.156亿元。 　　2006年8月，主体工程开工建设。2010年12月第一台机组投入运行，2011年12月全部机组投产发电。电站建成后，属国家特大型企业，在东北电网中担任调峰、填谷、调频和事故备用。 　　蒲石河抽水蓄能电站建成后为“无人值班、少人值守”的管理模式，生产调度中心、办公楼、职工住宅及生活福利设施建在丹东市内鸭绿江畔，尚在建设中，预计2009年投入使用。丹东市依山傍水，气候宜人，交通便利，距沈阳市约220公里，距大连市约245公里。 　　主要参建单 位：中国水利水电第六工程局有限公司、武警水电部队、水电二局 潘家口、十三陵抽水蓄能电厂　　它们所在的中国京津唐电网是一个以火电为主的电网，电站在电网中的作用主要体现在调频、调峰、填谷、事故备用、黑启动及保证北京用电的稳定性和可靠性等方面。京津唐电网在没有抽水蓄能电站投入以前，电网主要依靠燃煤火电机组调频。由于燃煤火电机组受设备的限制，对电网频率的急剧变化适应能力差。1993年以前，京津唐电网周波合格率在98%左右。目前电网调频主要以十三陵、潘家口抽水蓄能电厂为主。十三陵抽水蓄能电厂投入运行后，电网周波合格率每年均达到99.99%以上，除了电网供电状况有所好转外，抽水蓄能电站参与电网调频起了很大作用。 　　来自：求助得到的回答