抽水蓄能知识

　　（3）无论是抽水蓄能电站还是常规水电站，在财务评价时，为适应电力市场从“卖方市场”转向“买方市场”的变化，均由原来的按还贷年限反推上网电价逐步过渡到按全部投资财务内部收益率（8%或10%）推算上网电价。常规水电站的效益主要是电量，仅采用电量价格来衡量其财务效益是可以的，若能区别峰、谷电价，则对于具有较好调节性能的水电站更为有利。但对于抽水蓄能电站来说，一方面它不属于能源资源的开发，而是将低谷电能转换为高峰电能的转换器；另一方面其效益主要体现在容量和动态效益上，而非电量。抽水蓄能电站的特点决定了应执行峰谷电价和两部制电价制度，否则就难于在电力市场中生存和发展。

　　（5）核电站和抽水蓄能电站配套运行，使核电站满载带基荷运行，提高了实现高产的可能性，有助于降低核电站的上网电站。

　　天荒坪抽水蓄能电站实行两部制电价，经国家批准，容量电价为每年470元/kW。在这种情况下，天荒坪电站能维持还本付息并略有盈余，但电网由于建设天荒坪，需相应提高销售电价。

　　1999年3月，国家电力公司颁发了《抽水蓄能电站经济评价暂行办法实施细则》，使抽水蓄能电站的经济评价工作有了统一的标准。抽水蓄能电站在国民经济评价中，应以替代方案法为主，以替代方案的费用作为设计方案的效益，测算其国民经济内部回收率R，若R大于12%，则国民经济评价可行；若R小于12%，则国民经济评价不可行。财务评价以动态分析为主，静态分析为辅。其上网电价应合理体现容量和电量效益，宜采用电力系统发电市场预测的容量、电量两部制电价，可根据电力系统的可避免容量成本和电量成本，按边际理论测算。上述计算方法比以前有所深入，前进了一大步，但抽水蓄能电站的部分动态效益还没有充分体现出来，尚有待不断总结经验，研究并开拓新的方法。

　　抽水蓄能电站与常规水电站相比，建筑工程（土建部分）的投资占总投资的比重较小，水库淹没处理补偿投资约占总投资的比重更小，而机电设备及安装工程的投资占总投资的比重较大，一般可占总投资的50%，甚至更多。

　　4.由于抽水蓄能电站运行灵活，除了担任调峰填谷以外，还可承担调频、调相和紧急事故备用等作用。英国迪诺威克抽水蓄能电站，其主要作用之一是在系统中担任调频任务，以保证系统对频率稳定的严格要求。我国的十三陵抽水蓄能电站，称为京津唐电网的“第一调频电站”。广州抽水蓄能电站无论在发电工况还是在抽水工况运行都可为电力系统调相，尤其在节日期间，更为电力系统单独开机，利用抽水蓄能机组进相运行方式吸收多余无功功率，对稳定500kV电网运行电压取得相当理想的效果；另外，广蓄还为大型火电机组、核电机组和“西电东送”电源提供了及时的紧急事故备用容量，减少甚至避免了事故造成的损失。

　　采用可逆式机组的抽水蓄能电站，由于机组要兼顾两种工况，其高效率区相应比较窄，与采用四机式、三机式的抽水蓄能电站比较，其综合效率一般要低些。然而，采用可逆式机组可以节省设备、减少投资，优点仍很突出，随着机组设计、制造水平的不断改进，其综合效率已有很大提高。

　　另外，根据有关方面估算，纯抽水蓄能电站的单位千瓦投资与替代火电站单位千瓦投资差别很小，但蓄能电站的年运行费比火电站节省一半还多，因而修建抽水蓄能电站总是有利的。随着电网中将有更多的火电机组和核电机组投入运行，以及电网负荷率进一步降低，抽水蓄能电站将发挥更重要的作用，其经济合理性也更为明显。

　　我国已经建成的岗南、密云、潘家口和响洪甸等属于常规和蓄能机组结合的混合式抽水蓄能电站。

　　纯抽水蓄能电站一般选择在负荷中心或重要的电源点附近，以减少电站在送电和受电时输电线路的电能损失。我国已建成的广州、十三陵和天荒坪抽水蓄能电站，以及在的明湖、明谭等都属于纯抽水蓄能电站。

　　抽水蓄能电站的上水库是蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将抽上来的睡储存在库内，负荷高峰时段由水库放下来发电。输水系统式输送水量的工程设施，在水泵工况（抽水）吧下水库的水量输送到上水库，在水轮机工况（发电）将上水库放出的水量通过厂房输送到下水库。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设备的场所，也是电厂生产的中心。抽水蓄能电站无论是完成抽水、发电等基本功能，还是发挥调频、调相、升荷爬坡和紧急事故备用等重要作用，都是通过厂房中的机电设备来完成的。抽水蓄能电站的下水库也是蓄存水量的工程设施，负荷低谷时段可满足抽水的需要，负荷高峰时段可蓄存发电放水的水量。

　　从在电网中德地位来看，由于抽水蓄能电站具有多种功能，电网常把它作为综合管理的工具，往往在负荷中心附近寻找有条件的站址建设抽水蓄能电站。常规水电站受自然条件影响更大，在负荷中心附近不是到处能找到可以开发的站址的，由于谁能资源丰富的地区往往远离负荷中心，电站建成后需远距离输送电能到用电地区。

 水轮机工矿发电及停机　　　　　2种操作方式

 水泵工况抽水及停机　　　　　　2种操作方式

 发电转调相及返回　　　　　　　2种操作方式

 抽水转调相及返回　　　　　　　2种操作方式

 停止至发电方向调相及停机　　　2种操作方式

 停止至抽水方向调相及停机　　　2种操作方式

 发电转空载转抽水　　　　　　　1种操作方式

 抽水转空载转发电　　　　　　　1种操作方式

 抽水直接转发电　　　　　　　　1种操作方式 

 黑启动　　　　　　　　　　　　1种操作方式

　　（1）纯抽水蓄能电站厂内安装的机组全部是抽水蓄能机组。其发电量绝大部分来自于抽水蓄存的水能，发电的水量基本上等于抽蓄的水量，重复循环使用。在运行中，仅需少量天然径流，补充蒸发和渗漏损失，补充水量既可来自上水库的天然径流，也可来自下水库的天然径流。混合式抽水蓄能电站厂内既安装有抽水蓄能机组，也安装有常规水轮发电机组。上水库有天然径流来源，既可利用天然径流发电，也可从下水库抽水蓄能发电。其上水库一般是天然来水形成的，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。调水式抽水蓄能电站的上水库建于分水岭高程较高的地方，在分水岭某一侧拦截河道建下水库，并设水泵站抽水到上水库；在分水岭另一侧的河流建常规水电站从上水库引水发电，尾水流入水面高程最低的河流。这种类型的抽水蓄能电站，其下水库有天然径流来源，上水库没有天然径流来源，调峰发电量往往大于填谷的耗电量。

　　（2）抽水蓄能电站的运行分为抽水和发电两种工况：在抽水过程中，下水库由满库至空库，上水库则由空库至满库；在发电过程中，上水库由满库至空库，下水库则由空库至满库，完成一个循环周期。如该周期历时一昼夜，则称为日调节抽水蓄能电站；如历时一周，则称为周调节抽水蓄能电站；如历时更长，可在年内蓄峰补枯，则称为季调节抽水蓄能电站。一般纯抽水蓄能电站大多进行日调节和周调节，混合式抽水蓄能电站有时可进行季调节。

　　（3）抽水蓄能电站的有效水头越高，所需要的流量和库容越小，单位造价就可减少，故抽水蓄能电站的造价随水头增大而降低。我国高水头抽水蓄能电站如广蓄、十三陵和天荒坪等利用水头已达400～600m，国外使用单机水泵水轮机的水头（扬程）已达700m以上，而使用多级水泵水轮机的水头已达1300m左右。国内的羊湖抽水蓄能电站多级泵最大扬程达853m。抽水蓄能电站水头200m左右及以下称为中低水头，如溪口和泰安抽水蓄能电站就是安装200m水头段的机组。我国混合式抽水蓄能电站受天然落差，水头一般较低，如岗南、潘家口和响洪甸等混合式抽水蓄能电站都是水头在100m以下的电站。

　　（4）从机组类型来说，四机式机组是较早期的抽水蓄能电站所用的结构方式，装有由水泵与电动机组成的抽水机组和由水轮机与发电机组成的发电机组，现一般已不再选用。三机式机组的发电机兼用作电动机，称为电动发电机（或发电电动机），水轮机和水泵联结在一个轴上，发电时由水轮机带动电机，抽水时则由电机驱动水泵。二机式包括一个可逆式水泵水轮机和一个可逆式电动发电机，这种机组在电站中的布置与常规水电站的机组相似。

　　（5）从抽水蓄能电站的水工建筑物与地面所处的相对位置来说，地面式电站则指全部建筑物布置在地面上，除大坝、厂房外，常采用露天式压力水管。地下式电站除上、下水库设在地面外，整个输水系统和厂房均布置地下。

　　（6）随着特高水头机组的应用，国外已经有电站在地下深处筑一个人工地下水库，厂房也是在地下，只有上水库和输电设备留在地面。 

    为了使抽水蓄能电站得到更大的发展，应解决以下问题：

    （1）加强调查和分析研究工作，提高对抽水蓄能电站的认识。如有人认为抽水蓄能电站只是给核电配套的，没有核电的地区就不需要建设抽水蓄能电站；也有人认为火电机组也能调峰，调峰深度能达到50%，甚至70%，另建抽水蓄能电站不合理；还有人认为水电比重大的电网，只是丰水期缺调峰容量，对是否要建抽水蓄能电站表示怀疑：如此等等。产生上述看法，主要是对蓄能电站的功能了解不全面。

    对于水电很少或水电调蓄性能不佳的电网，配置抽水蓄能电站后，系统年运行费降低，煤耗减少，供电可靠性和质量提高，系统的经济效益、社会效益和环境效益都好。这些需要宣传、沟通，逐步统一认识。

    （2）抽水蓄能电站除调峰填谷外，还具有调频、调相和紧急事故备用等动态功能，因而年发电量较少，年利用小时大多只有800~1000小时；抽水蓄能电站创造的动态效益，在保证火电、核电正常运行以及系统供电安全和提高电能质量方面作用显著，却又得不到经济补偿，仅体现在社会效益上。

    上述情况致使抽水蓄能电站国民经济评价结论很好，而财务评价结论却不够理想。这是由于抽水蓄能电站的效益在电网，不在电站本身，以及现行的电价基本采用单一电量核算方法，难以衡量电能的质量，更无法计及动态效益。既然抽水蓄能电站的效益主要体现在电力系统和火电厂（或核电厂）之中，故应从全网的角度来分析、评价、核算其经济效益，电价应逐步改革。

    （3）目前大部分抽水蓄能电站的运行管理模式难以适应现行，应找到一个好的经营模式，使抽水蓄能电站的公司能够盈利，至少不亏本，就能加快抽水蓄能电站的建设步伐。除了广州抽水蓄能电站建成后采取租赁模式租赁给广东电网公司外，还有的公司提出来将抽水蓄能电站和火电厂“捆绑”在一起。“捆绑”后，火电厂增加了利用小时，降低了单位煤耗；抽水蓄能电站以燃料成本价来计算抽水电价，也降低了成本，是一个双赢的方案。

    （4）抽水蓄能电站水工建筑工程量较小，而机组的投资比重大，约占总投资的50~60%。现在运行的大型抽水蓄能机组的主要部分靠进口，其投资较高，使还贷电价更高，无疑在一定程度上影响了抽水蓄能电站的发展。我国抽水蓄能电站的发展前景广阔，抽水蓄能机组需求量较大，应大力推进机组的国产化和本土化。采用在我国生产的机组，造价就可降下来，从而提高抽水蓄能机组的经济效益。 

    西欧联合电网是世界上联网最紧密的地区，又是抽水蓄能电站起步最早、发展较快、比重较大的地区。各国出自技术、经济和运行管理等方面的考虑，无论是在火主电网还是水主电网，均建有一定比重的抽水蓄能电站。这说明联网与抽水蓄能电站并不排斥，而应合理地组合，以取得最大的经济效益。

    国内外的实例均说明了电网越大，保证电网安全稳定运行的难度越大，一旦出现事故，造成的损失也越大。抽水蓄能电站的快速反应特性和一系列动态功能，是电网排除重大事故和安全稳定运行的保障。因而，“西电东送”促进了联网，联网更需要抽水蓄能电站。

    巴西的水能资源集中在西南部巴拉拉河，工商业发达区在东南部，两地相距约1000~1500千米，也存在“西电东送”的问题。面对这一基本情况，西部水电基地的电源点以何种方式向东部送电呢？这里有两种情况，一种是向东部送峰荷，则水电站装机容量要加大，不但工程造价会增加，同时输变电规模和相应投资也会增加；另一种情况是向东部送基/腰荷，然后在负荷中心选择合适的站址修建抽水蓄能电站，通过调峰填谷，把基荷转换为峰荷，这样可以减少西部水电厂房、机组和输电线路的投资，用来修建抽水蓄能电站。巴西有关部门对此曾按照上述两种情况做过电力规划和经济比较，结论是送水电基荷加抽水蓄能电站要比送水电峰荷来得便宜。

    我国西部水电基地要实施“西电东送”，从黄河上游向京津唐，从金沙江向华东以及从澜沧江向广东，输电距离一般大于1000千米，甚至在1500~2000千米以上。若参照巴西的情况做电力规划和经济比较，估计也会得到同样的结论。西部煤炭基地建设坑口电站往东部送点，基本上是基荷，如不在东部负荷中心附近建设抽水蓄能电站，就必须建设安装燃油（或燃气）机组的电厂。因而将西部电力送往东部，无论是送水电还是火电，最佳的选择是在东部受电区建设抽水蓄能电站配合。 

    （1）抽水蓄能电站保证了核电站按基荷方式运行。核电机组在电网中要带基荷运行，必须解决调峰问题。广东电网各电站的老机组、小机组很多，调峰能力仅为20%~30%，电网中可调峰的水电机组容量比例也不大，而抽水蓄能机组在电网中担任调峰，是核电机组实现满载基荷运行的可靠保证。大亚湾核电站商业运行以来，随着蓄能机组可用率的提高，以及电网对调度核电机组和蓄能机组方式的日臻完善，核电站满载基荷运行已成事实。

    （2）抽水蓄能机组有助于提高核电站的安全性。核电机组投资大，投入运行以后一回路设备将带放射性，使核电机组维修及设备失效的后处理费用很高。有了蓄能机组的配合，避免核电机组频繁升降负荷调峰，大大节省了瞬变消耗，也就是说，设备的安全裕度加大了，另外有了蓄能机组，可保证核电机组长期稳定运行，有助于保持燃料组件包壳的完好性，也就是提高了核电站的安全性。

    （3）抽水蓄能电站有助于电网的安全。大亚湾核电机组容量大，一旦甩负荷对电网冲击很大。在机组调试阶段，各种计划的和非计划的跳机次数较多，如1995年1、2号机均经过了1000多次的试验，其中有4个系统的试验带有较高跳机风险。这些试验都是依靠蓄能机组快速承担负荷的能力来完成的，所以蓄能机组的投入对维护整个电网的安全起到了重要作用。

    （4）蓄能机组有助于提高核电站的经济效益。在我国目前的电价制度下，对于任何一类的发电站，发电量高经济效益就高，对核电站来说这个效果就更明显。核燃料费在核电站生产成本中所占比重很低，据20年预测，核燃料费只占生产成本的12.2%。所以可以说，核电站的经济效益几乎与发电量成正比。大亚湾核电站头3年实际每年上网电量分别为107、100和115亿千瓦时，比可行性研究报告预测年上网电量（当时尚无同步建设抽水蓄能电站的计划）分别高出51%、15%和16%。

    （5）蓄能电站与核电站同步建设是明智的决定。1996年电力规划部门对华东地区的很电站需要多少抽水蓄能容量进行了规划研究。初步结论是秦山核电站二、三期（共2600兆瓦）建成后会使电网调峰容量缺口增加1200兆瓦，因此建议同步建设有1000兆瓦调峰能力的抽水蓄能电站，与核电机组容量之比为0.385。考虑到华南电网的实际情况并留有裕量，建议华南地区蓄能与核电容量比取0.45～0.5。

    风力发电是一种清洁可再生的能源，不污染环境，没有燃料运输、废料处理等问题，建设周期短，运行管理方便。风能资源丰富的省、市和自治区，可充分利用当地资源，发挥这一优势。由于风能存在随机性和不均匀性，只有电网装机容量大的时候这种影响才会减小，因此发展风电必然要受到电网规模的。抽水蓄能电站是解决电网调峰填谷的手段，国内外已有成熟的经验，在运行实践中，已显示其在改善电网运行条件，提高经济效益方面的优越性。对于风电较集中的或风电资源丰富准备大规模开发的电网，在大力发展风电的同时，建设一定规模的抽水蓄能电站，实现风蓄联合开发，是该地区能源资源优化配置的具体体现。风蓄联合开发，可利用抽水蓄能电站的多种功能和灵活性弥补风力发电的随机性和不均匀性，不仅可以打破电网规模对于风电容量的，为大力发展风电创造条件；而且可为电网提供风多的调峰填谷容量和调频、调相、紧急事故备用的手段，改善其运行条件。 

    1）抽水蓄能机组吸收电力系统低谷电量，正好克服了系统内径流式水电站多的缺点，减少水电汛期弃水调峰。将负荷低谷时段的水电电量转化为高峰时段可使用的调峰电量，而在负荷高峰时段则可以替代火电调峰。

    2）抽水蓄能机组在负荷高峰时可以替代火电机组发电，负荷低谷时可以抽水填谷，减少火电站的出力变幅，使大型火电机组在高效区运行，降低发电成本。由于抽水蓄能机组运行灵活、工况变换迅速、具有抽水和发电双向功能，除了承担调峰外，还可担负紧急事故备用等任务。

    3）抽水蓄能电站投入水电丰富但调节性能差的电网，经济效果显著。建设时以低于火电投资的建设费用替代相当规模的火电必需容量，运行时将改善水、火电站运行工况，节省系统煤耗，从而达到节省系统运行费用的效果；同时也是减少污染、保护环境的需要。

    4）水电丰富而调节性能差的电网，尤其是“西电东送”的受电端，抽水蓄能电站投运后，可调整超高压电网的电压，并具有调整电网频率的功能，是维护电网安全、稳定运行的需要。

    5）在某些水电比例不低的电网，随着时间的推移，常规水电资源基本开发完后，电网中水电的比重将逐步减少。而抽水蓄能电站的运用不受天然来水条件的影响和制约，其它综合利用要求也较少，与常规水电站相比，建设中碰到的问题相对简单。建设一定规模的抽水蓄能电站可满足电网中电源结构优化的需要，是经济可行的办法。 

    1）利用已有水库或天然湖泊作为抽水蓄能电站的下水库（或上水库），可以节省一个水库的建设费用，这是显而易见的事情，但有可能增加其它方面的费用。如何利用已有水库工程（或天然湖泊）的有力条件，降低抽水蓄能电站的工程投资，是保证抽水蓄能电站顺利建设和正常运行的关键问题。

    2）利用已有水库或天然湖泊作为抽水蓄能电站的下水库（或上水库）虽然不存在水源问题，但应注意协调新的矛盾。尤其是北方水资源缺乏的地区，在有一定径流的河道上，往往已建有水库，抽水蓄能电站站址页希望选在这些水库附近。若抽水蓄能电站需占有发电库容，影响已有水库其它综合利用部门的用水量，则应协调好各综合利用部门之间的关系，并研究可能的补偿措施。此外，还应注意对环保和水质的要求。

    3）如要利用已有水库或天然湖泊作为上水库或下水库，而水库周围无更合适的地形，则可能造成蓄能电站设计的困难。若已有水库与新建水库距离较远，水库水位变幅大，将直接影响蓄能机组的水头和运行效率。若已有水库为中、小型水库，改建成大型抽水蓄能电站的下水库（或上水库）后，建筑物级别要提高，相应的大坝安全系数、泄洪标准、施工质量要求等也要提高；另外，原建筑物可能留有一些隐患，需加固处理。 

    进行抽水蓄能电站选点规划工作，首先应弄清所在电网对于调峰电源的需求状况，建设必要性的论证是整个前期工作阶段的主题。装机规模要适应负荷发展需要，合理的装机规模取决于系统负荷增长速度、负荷特性、电源结构和抽水蓄能电站本身的技术经济条件。其次应考虑与负荷中心的距离，宜选在经济发达地区负荷比较集中的地点，特别应靠近工业比较集中的大城市。然后要注意水源问题，尤其在水资源比较贫乏的地区，水源是抽水蓄能电站能否建成的关键问题，应引起足够的重视。在这基础上，应选择可建造上、下水库的合适地形，并要求上下两水库之间有足够的高差，水平距离较短，即距离比（L/H）较小的站址。另外，由于抽水蓄能电站水库水位变化频繁而急剧，对于没有天然水源的上水库，其中水量是消耗电能抽上去的，因而防渗要求高。对厂房和输水道都置于地下的电站，地址条件的好坏对工程费用影响也很大。

    除上述情况外，还应注意周围的环境条件。一般情况下，抽水蓄能电站的建设对自然环境的影响比常规水电站要小，然而由于其位置大多紧靠负荷中心，建在用电集中的大城市附近，有时靠近、甚至位于风景名胜区，因而选点时应充分注意对周围环境的影响。利用已建水库或天然湖泊作为下水库（或上水库），既有有利的一面，也有处理相关问题复杂的一面，应做全面的经济比较和利弊分析，并在此基础上进行决策。由于抽水蓄能电站水泵水轮机组水头（扬程）高，过机流速大，故机组对泥沙磨损较为敏感。 

    总之，有了抽水蓄能电站后，火电和其它类型电源所发电量的利用率都得到提高，也使电能的质量提高了。 

    1）调峰效益：抽水蓄能机组因为结构简单，控制方便，可以随需要增加功率或减少功率，因而有效地减轻了火电机组（包括燃气轮机机组）的调峰负担。

    2）调频效益：抽水蓄能机组调节灵活，出力变化可以从0到100%，可以快速起动，随时增荷或减荷，起到调整周波的作用，有助于保持频率并提高电网的稳定性。

    3）负荷跟随效益：电网负荷总是在不断的变化，当负荷急剧变化时，抽水蓄能机组与火电或其它类型机组相比，其负荷跟随很快，爬坡能力较强。

    4）旋转备用（事故备用）效益：抽水蓄能机组作为水力机组可以方便地处于旋转备用状态，以利快速地承担事故备用。抽水蓄能电站能够快速启动机组，迅速转换工况，但因其水库库容较小，起到作用与具有较大库容的常规水电站有所区别，一般只能担任短时间的事故备用。在发电工况下，可利用抽水蓄能电站运行中的空闲容量，短时间内加大出力；在停机状态下，亦可紧急启动，从而达到短时应急事故备用的目的。在水泵工况下，可停止抽水，快速切换至发电工况。

    5）调相效益：抽水蓄能机组由于其结构上的优点，可以方便地做调相运行。不但在空闲时可供调相用，在发电和抽水时也可调相，既可以发出无功功率提高电力系统电压，也可以吸收无功功率降低电力系统电压，尤其是在抽水工况调相时，经常进相吸收无功功率，有时进相很深，持续时间很长，这种情况是其他发电机组达不到的，只有抽水蓄能机组才能做到。另外，抽水蓄能机组在调相运行完成后可以快速地转为发电或抽水。 

    1）容量效益：抽水蓄能电站是调节电网负荷曲线高峰和低谷之间差距的有效措施。负荷高峰时段，它可以作为水电站发电，负担电网尖峰容量；用电低谷时段，则可作为电网用户，吸收低谷电量抽水蓄能，减少负荷峰谷差。因此抽水蓄能电站可减少火电机组的日出力变幅，使其在高效区运行，增加发电量，并使核电和大型火电机组稳定经济运行。抽水蓄能电站一般无防洪、灌溉、航运等综合利用要求，建设成本低，建设周期比常规水电站要短，运行费用比火电站要低。在电网中缺少调峰电源时，建设抽水蓄能电站可减少火电或其它类型电源的装机容量，改变能源结构，减少总的电力建设投资。

    2）能量转换效益：抽水蓄能电站通过能量转换，将成本低的低谷电能转换为价值高的峰荷电能。

    3）节煤效益：抽水蓄能机组的投入，使电网负荷分配得到调整，火电尽量担负基荷和腰荷，从而使火电总平均煤耗下降。 

    实际上，出现这样的言论并不奇怪，由于一部分人对抽水蓄能电站的认识还停留在表面，没有进行全面的分析。因为抽水蓄能电站效益不体现在其本身的发电量上，而主要反映在电网和火电站或其它电站的运行效益之中，需要从全网的角度来分析、评价、核算抽水蓄能的经济效益。抽水蓄能电站灵活的调峰功能和抽水时的填谷作用，可以改善火电或其它电机组的运行条件，使其能为均匀的出力在最优状况下运行，即可提高设备利用率和运转效率，延长机组寿命，又能减少运行维护费用，尤其是可降低火电站的发电煤耗。

    太原工业大学唐英彪等学者提出了抽水蓄能电站系统效率的概念和相应的计算模型，从理论上分析了它在电力系统中的作用。抽水蓄能电站的系统效率，就是因其投入运行而使系统产生的能耗变化率。系统效率作为一个量化指标，可用输入与输出能量的比值来表示，输入能量是以相应标煤耗量表示的由蓄能电站吸收的低谷电量；而输出能量包括以等效煤耗量表示的由蓄能电站发出的峰荷电量和因蓄能电站投入运行而使系统减少的能耗。系统减少的能耗可用有、无抽水蓄能电站的两种情况下电力系统能耗的差来表示。系统效率一般大于1，说明抽水蓄能电站投入系统后是节煤的。节煤量的大小与所在电力系统的负荷特性和电源组成有关，也与抽水蓄能电站在系统中的运行方式。 

    1）以火电为主的、没有水电或水电很少的电网。如京、津、沪、苏、鲁、皖、冀、辽等8个省、市，近期水电装机比例都在5%以下，远景常规水电全部开发完成后，水电比例会降到2%以下。这些电网需要抽水蓄能电站承担调峰填谷、调频、调相和紧急事故备用。

    2）虽然有水电，但水电的调蓄性能较差的电网。如粤、赣、闽、湘、浙、琼、黑、豫、晋等省，都有不同比例的水电，但具有年调节及以上能力的水电站比例较小，枯水期可利用水电进行调峰，汛期水电失去调节能力，若要利用水电调峰，则只能被迫采取弃水调峰方式。在这样的电网，配备了抽水蓄能电站后，可吸收汛期基荷电，将其转化为峰荷电，从而减少或避免汛期弃水，提高经济效益并改善水电汛期运行状况，较大地改善电网的运行条件。

    3）沿海地区的省份，不但火电比例较大，而且还有核电站。如广东已有大亚湾核电站、浙江已有秦山核电站，辽宁、山东、福建等省正在筹建核电站。我国的核电站多是按基荷方式运行设计的，一则是为保证核电机组的安全，再则是为提高利用小时数，降低上网电价。为此，必须有抽水蓄能电站与之配合运行，如广州抽水蓄能电站与大亚湾核电站配合的成功经验。

    4）远距离送电的受电区。如我国正在实施“西电东送”工程，西部电源点和东部受电区之间的距离都在1000~2000千米甚至2500千米以上，除保证安全供电外，还应考虑经济效益问题。输电距离远到一定限度后，送基荷将比送峰荷经济，特别是电价改革后，上网峰谷电价差增大，受电区自然要求买便宜的低谷电，但不能解决缺调峰容量的矛盾。如在受电当地自建抽水蓄能电站后，可将低谷电加工成尖峰电，经济效益更好。

    5）风电比例较高或风能资源比较丰富的省（自治区）。如内蒙、等自治区，已有一定比例的风电；还有广东、福建等省，目前风电比例不大，但计划筹建的风电场规模较大。这些电网配备了抽水蓄能电站后，可把随机的、质量不高的电量转换为稳定的、高质量的峰荷。 

　　●2012～2015年为快速发展阶段，力争成为在行业中处于领先地位的现代企业集团。

　　●2016～2020年为效益提升阶段，力争成为具有较大社会影响力，达到国际一流水平的现代企业集团。