作為儲能領域的主力軍，抽水蓄能迎來了快速發展的重要曆史機遇期。

（來源：能源新媒 文/孟鵬 王淵博 劉陽）

作者供職於華電電力科學研究院有限公司

我國曾多次明確提出，“中國力爭於2030年前二氧化碳排放達到峰值，2060年前實現碳中和”，2021年10月26日國務院印發《2030年前碳達峰行動方案的通知》，提出到2030年我國非化石能源占一次能源消費比重達到25%左右，新能源裝機達到12億千瓦以上的目標。中國科學院預測，2030年我國新能源裝機占比將超過41%、2060年超過80%（見圖1）。與常規電源相比，新能源單機容量小、數量多、布點分散，而且具有顯著的間歇性、波動性、隨機性特征。隨著新能源大規模開發、高比例並網，以及隨之而來的電力電子設備的大量應用，電力係統的技術基礎、控製基礎和運行機理將發生深刻變化，新能源消納、電力電量平衡、安全穩定控製等領域將麵臨前所未有的挑戰。大力發展包括電化學儲能、抽水蓄能在內的各類儲能設施，是有效應對挑戰的重要措施。

根據中國科學院關於雙碳背景下儲新比的發展趨勢研究，截至2020年底，我國新能源裝機5.34億千瓦，儲能裝機3600萬千瓦，儲新比為6.7%，而同期其他國家和地區的儲新比為15.8%。截至2022年，中國已投運新型儲能項目裝機規模達到13.1GW/27.1GW·h，功率規模年增長率128%。按達到全球其他國家和地區基本一致的水平（15%左右）估算，2030年我國新能源裝機達到12億千瓦時，需配備儲能裝機1.8億千瓦，較2020年增加1.44億千瓦。根據各省新能源十四五發展規劃，如按照15%的比例配備儲能，青海、內蒙、貴州、新疆、甘肅、陝西、寧夏、河北等地均存在較大缺口。（詳見表2）

2022年全球新增抽水蓄能裝機容量1030萬kW，截至2022年底，抽水蓄能裝機容量達到17506萬kW，同比增長6.3%。其中中國抽水蓄能裝機容量約占26.2%，居世界首位，日本、美國裝機容量分列二、三位，占比分別約為15.7%、12.6%；緊隨其後的是意大利（4.5%）、德國（3.7%）、西班牙（3.5%）、奧地利（3.2%）、法國（2.9%）、韓國（2.7%）與印度（2.7%）。根據2021年國家能源局發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，到2030年，抽水蓄能投產總規模達到1.2億千瓦左右，較2020年增加8700萬千瓦，抽水蓄能裝機占電力總裝機比重達到3%左右。

國家發展改革委和國家能源局聯合出台《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》《“十四五”新型儲能發展實施方案》《新型儲能項目管理規範(暫行)》《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等一係列政策，開發建設全國新型儲能大數據平台，初步建立了全國新型儲能行業管理體係，統籌推動全國新型儲能試點示範，為新型儲能技術創新應用和產業高質量發展奠定了基礎。

新型儲能參與電力市場步入新篇章，明確了新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場並對其市場機製、價格機製和運行機製等作出部署，同時首次對獨立能進行官方定義，解決了獨立儲能參與電力市場最關鍵的主體和調度題。未來十年，抽水蓄能作為儲能領域的主力軍，將迎來快速發展的重要曆史機遇期。

抽蓄產業現狀分析

2022年全國新增投產抽水蓄能裝機規模880萬kW。核準抽水蓄能電站48座，核準總裝機容量6890萬kW，截至2022年年底，抽水蓄能電站在建總裝機容量為1.21億kW，華中區域在建規模最大，其次為華東區域，華北區域和西北區域。

（1）華北區域：2022年新增投產抽水蓄能裝機規模210萬kW，總裝機容量達到877萬kW，核準抽水蓄能電站7座，核準總裝機容量1000萬kW，截至2022年底，華北區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為2280萬kW。

（2）東北區域：2022年新增投產抽水蓄能裝機規模125萬kW，總裝機容量達到410萬kW，無抽水蓄能電站項目獲得核準，截至2022年底，東北區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為6400萬kW。

（3）華東區域：2022年新增投產抽水蓄能裝機規模405萬kW，總裝機容量達到1726萬kW，核準抽水蓄能電站8座，核準總裝機容量1140萬kW，截至2022年底，華東區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為2603萬kW。

（4）華中區域：2022年新增投產抽水蓄能裝機規模30萬kW，總裝機容量達到529萬kW，核準抽水蓄能電站18座，核準總裝機容量2439.6萬kW，截至2022年底，華中區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為3299.6萬kW。

（5）南方區域：2022年新增投產抽水蓄能裝機規模170萬kW，總裝機容量達到1028萬kW，核準抽水蓄能電站5座，核準總裝機容量650萬kW，截至2022年底，南方區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為890萬kW。

（6）西南區域：2022年無抽水蓄能電站投產，總裝機容量9萬kW，核準抽水蓄能電站3座，核準總裝機容量360萬kW，截至2022年底，西南方區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為620萬kW。

（7）西北區域：截至2022年年底無投產的抽水蓄能機組，核準抽水蓄能電站7座，核準總裝機容量1300萬kW，截至2022年底，西北區域抽水蓄能電站在建總裝機容量為1780萬kW。

根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》重點項目清單，列入國家“十四五”重點實施計劃的抽水蓄能電站有177座。據不完全統計，目前基本確定投資主體的規劃站點已有124個，其中電網企業占有56個，其次是三峽集團有21個，華電集團發起和跟蹤資源15個。目前，資源搶占競爭非常激烈，除五大發電集團外，其它地方能源企業如廣州能源、江蘇國信等均在不斷發力開展抽蓄電站資源開發的前期工作。

目前，抽水蓄能開發建設存在著如下問題。

（1）單位千瓦投資較之前略有增加。2022年核準抽水蓄能電站工程平均單位幹瓦總投資約為6665元,與2021年平均單位造價6507元相比略有增加,較“十三五”期間平均水平6300元上漲約5.8%。抽水蓄能電站一定時期內投資水平較為穩定。

但從長期來看，受站點開發難度逐步增加和物價上漲因素影響，總體造價水平呈上漲趨勢。

（2）抽水蓄能電站工程建設質量安全總體水平有待提升。抽水蓄能電站工程質量管理標準化工作、工程建設質量安全管理規範化水平及工程建設質量安全總體水平需進一步提升，要委托具有資質的單位在現場建立土建、金屬、物探試驗室等專業機構，委托監造單位對主要設備進行駐廠監造和出廠驗收。

（3）電站施工質量安全需進一步提升。隨著投資主體多元化，部分民營企業參與到抽水蓄能行業的開發建設，抽水蓄能電站建設進入快車道。隨著行業高速發展，從事工程質量安全管理人員數量，技術力量儲備不足，施工技術管理和作業人員的技術培訓有待加強，參建人員技術素質，精細化施工工藝有待提高，施工安全風險管控需持續加強。

（4）數智化安全管理體係需逐步完善。隨著抽水蓄能電站數量及經營規模不斷發展擴大，安全管理任務量逐年提升。為做好安全管理工作，抽水蓄能電站在設計初期需提前謀劃和部署，堅持關口前移，強化安全意識，以“人防＋物防＋技防”築牢電站管理區安全屏障。

為解決管控人力資源不夠、係統防範措施不到位等問題，運用“一網作戰、一員多崗”的管理模式，不斷升級安全管理預防和感知係統、視頻監控係統、門禁係統、人員定位係統等安防係統，為電廠精準分析研判、及時調整安防決策提供支撐。根據“高內聚、鬆耦合”的基本原則和高層模塊化設計觀念，不斷提升安全監測係統、消防廣播通信係統、水利（地質環境）智能預警係統等分係統的可擴展性和可伸縮性，持續推進“數智化”轉型工，加快建立完善安全管理信息化體係，為抽水蓄能電站的安全生產保駕護航。

（5）抽蓄電站設備國產化替代需進一步加快。抽蓄電站部分設備國外供應商長期壟斷，麵臨著最大裝備的“卡脖子”問題，如大型可變速機組成套設備、電氣開關設備核心部件等。

主要技術特征與優勢

對比分析當前典型的幾種儲能形式技術特征（見表4），可以看出，各類儲能形式在裝機規模、響應速度、持續響應時間等典型技術參數上存在較大區別，在電力係統中有著不同的功能和應用場景。抽水蓄能單體容量大、持續響應時間長，在新型電力係統的電力電量平衡、穩定控製等方麵有著其他儲能形態不可替代的顯著優勢。

從技術成熟度看，抽水蓄能技術已發展了100多年，技術相對成熟，我國抽水蓄能電站建設和裝備製造已處於國際先進水平。河北豐寧抽水蓄能電站總裝機為360萬千瓦，是世界在建裝機容量最大的抽水蓄能電站；我國抽水蓄能最大單機容量已達40萬千瓦，並實現了自主研發750米水頭段的抽水蓄能轉輪技術；目前，電池類儲能技術還未完全成熟，電池壽命問題、存儲效應問題，安全問題等還存在諸多技術瓶頸；壓縮空氣技術還在不斷發展，已投入商運的壓縮空氣儲能主要是補燃式的，而非補燃式的壓縮空氣儲能還未投產。

從轉換效率看，純抽水蓄能電站抽水和發電的綜合效率一般在75%左右，最高可以達到80%；混合式抽水蓄能電站通過優化水庫運行方式轉換效率可達88～95%。電化學儲能轉換效率在70%～90%，與抽水蓄能儲能效率基本相當；而非補燃式空氣壓縮儲能係統最高轉換效率為60%左右，且壓縮空氣儲能對場地的要求較嚴格。

從投資成本看，抽水蓄能電站投資成本最低，其次是壓縮空氣，電池類儲能投資成本最高（見表5）。目前，國內純抽水蓄能電站單位千瓦造價一般為5500元左右；混合式抽水蓄能單位千瓦投資更低，如白山混合式抽水蓄能電站單位千瓦投資僅2700元。壓縮空氣單位千瓦造價為7000元左右，蓄電池更高。

從政策優勢方麵看，近期國家出台了一些列政策措施，為抽水蓄能發展創造了有利的條件。2021年4月發布的《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機製的意見》明確了“以競爭性方式形成電量電價，並將容量電價納入輸配電價回收”的抽蓄價格機製；2021年7月發布的《關於進一步完善分時電價機製的通知》對合理設定峰穀電價價差和尖峰電價上浮比例提出了明確規定；《關於鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加並網規模的通知》明確企業自建或購買調峰能力增加並網規模的具體方式，規範明晰了交易方式和流程；超過電網企業保障性並網以外的規模初期按照裝機15%的掛鉤比例（時長4h以上）配建、購買調峰能力。

綜上所述，抽水蓄能在各類儲能形態中是當前技術最成熟、經濟性最優且最具大規模開發條件的電力係統靈活調節電源。

生產運營與調度模式

目前我國抽蓄電站的經營模式有獨立經營、租賃經營以及電網統一經營三種模式。

在獨立經營模式下，抽蓄電站業主具有獨立法人資格，電站根據國家規定的電價政策，通過向電網提供電力服務獲取利潤，浙江天荒坪抽蓄電站和溪口抽蓄電站，是我國獨立經營抽蓄電站的代表。

在租賃製模式下，抽蓄電站的經營權和所有權分離，電網公司通過支付給抽蓄電站業主一定的租賃費用，獲得電站的經營權，按係統需要調用抽蓄電站，從而可以充分發揮抽蓄電站的調節功能，電站業主擁有所有權，通過與電網簽訂合約，能獲得穩定的租賃費用。

電網統一經營模式是抽蓄電站最傳統的一種經營模式，采用此模式的抽蓄電站主要包括2種類型：

一是電網全權投資建設並負責運營的抽蓄電站，如湖北白蓮河抽蓄電站、北京十三陵抽蓄電站，二是原先由發電企業投資運營，但因虧損較為嚴重而轉手給電網運營的抽蓄電站，如深圳抽蓄電站、湖南黑麋峰抽蓄電站。在該模式下，抽蓄電站的運營權和所有權均歸屬電網公司。電網公司以全係統收益最優為目標，按需調用抽蓄機組，有利於抽蓄機組充分發揮自身的輔助服務功能。

在以新能源為主體的電力係統形態下，抽水蓄能除了獨立運行外，還有較多的聯合運行的應用場景，可以最大程度發揮源網荷儲一體化優化運行作用。典型的應用場景有以下幾類：

1.“新能源+抽蓄”模式

一是“新能源+抽蓄”一體化模式。新能源發電機組通過內部輸電線路和抽蓄電站相連，作為一體向電網提供發電出力。

二是“新能源+抽蓄”聯合運營模式。在“聯合”運行模式下,新能源發電機組和抽蓄發電機組組成運行聯合體。新能源通過公共電網和抽水蓄能電站相連。電網向聯合體下達發電出力曲線,聯合體向新能源和抽蓄電站分別下達發電出力曲線。

2.混合式抽水蓄能模式。

常規水電機組通過內部輸電線路和抽水蓄能電站相連，通過統一線路向電網供電。通過優化梯級水電站的水庫調度，增加保證出力和取得峰穀電價差收益。

目前，在大力發展風電、光伏清潔能源發電的大背景下，抽蓄電站作為靈活性調節電源，高效的調度運行方式對解決新能源遠離複核中心、難以就地消納的問題具有重要的作用。合理的抽水蓄能調度模式不僅可以最大化抽蓄電站的運行收益和係統效益，有效激勵抽蓄電站在係統中發揮作用，還可以實現其與火電機組的高效協調運行有效促進新能源消納。

當前，我國抽水蓄能電站主要由電網投資運營，少部分由電網租賃運營，由電網企業安排抽發行為，進行統一調度。優化調度目標為整個電力係統綜合效益最大或整個電力係統總運行成本最小。係統負荷特性和電源構成對優化調度有較大影響，一方麵需要考慮係統運行費用、啟停損失等成本最小，另一方麵要結合電力供需保證清潔能源發電量最大，並考慮係統安全、平穩運行。

由於調度模式取決於市場機製的成熟度，隨著電力市場的逐步成熟，抽水蓄能電站將更多以獨立主體參與電力市場競爭獲得相應收入，在較為完善的電力市場機製下，抽水蓄能可采用全調度或半調度模式實現較高的運行和係統效益。

日前能量市場與日前輔助服務市場的出清一般有依次出清和聯合出清兩種方式。依次出清容易操作，但存在網絡堵塞問題，難以實現全局優化資源配置。聯合出清交易難度較大，但可以克服依次出清的弊端。

抽水蓄能產業發展建議

1.因地製宜，加快開展抽水蓄能規劃建設。加快抽蓄資源儲備和規劃發展工作，開展集團公司抽水蓄能資源分布和路徑規劃研究。按照配套新能源電源基地、技術指標優越等原則，在華東沿海、三北地區、西南清潔能源基地以及地理條件優越區，分類推進抽水蓄能電站建設。

2.加強抽水蓄能項目管理。目前，抽水蓄能項目主要由省級能源主管部分管理。隨著抽水蓄能項目的增多，各省將麵臨較大的抽水蓄能項目管理壓力，須出台包括抽水蓄能規劃、前期工作、核準、開工、驗收、改造退役、電網接入、電價形成、運營管理等項目全生命周期的管理製度，以指導抽水蓄能又好又快高質量發展。

3.積極探索梯級電站抽水蓄能發展新方式。發揮集團存量水電優勢，探索推進水電梯級融合改造，在新能源規模化發展基地，示範開展“新能源+抽蓄”、源網荷儲一體化等新開發方式，積極構建綜合能源模式。

4.提前謀劃抽蓄電站的生產管控模式。結合在建和投運抽蓄電站，研究集中聯合調度運行、智能診斷運維、多能互補優化調度等抽蓄的生產管理創新模式。

5.加緊推進可變速抽蓄裝備技術攻關與示範應用。隨著電網對抽蓄機組調節作用的需求越來越強，可變速抽水蓄能項目建設即將進入新階段，應加強與國內廠家、高校研發合作，有必要依托首台套示範工程加緊推進研究與試驗驗證，促進關鍵核心設備國產化，降低設備成本。

6.抓緊建立具有指導意義的抽蓄電站數字化智能化工作清單和項目清單。梳理抽水蓄能電站各階段的工程數字化智能化應用場景和業務需求，對接已有實踐積累和技術進展，形成具有指導意義的工作清單和項目清單，針對抽水蓄能工程項目的特點，開展工程全生命周期信息化數字化總體規劃、建設期智能化建造總體規劃和運行期智慧化運營初步規劃的編製與實施，加快完善能源產業鏈數字化相關技術標準體係，推進能源各領域數字孿生、建設運行智能化等技術標準製修訂。

同時，推進打造多項目協同、智慧工程、數字孿生及數字移交、工程智慧中心、仿真培訓中心等信息化數字化建設工作，持續推動建設期智能建造專項技術和運行期智慧運營專項技術試點應用，全方位服務抽蓄工程建設和運行全過程的降本增效、保質增值。