为全面贯彻落实国家“双碳”目标要求，加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统，充分发挥抽水蓄能电站在促进新能源消纳、提高电力安全保障能力和电力系统运行效率等方面的积极作用，加快抽水蓄能行业高质量发展成为当前电力行业的普遍共识。抽水蓄能电站具有调峰、调频、调相、储能、系统备用、黑启动六大功能，是电力系统的“调节器”“稳定器”，能够保障大电网安全稳定运行。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的绿色低碳清洁灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果较好。抽水蓄能被视为新能源实现大规模发展的“最后一公里”，对推动落实“双碳”目标和保障新型电力系统安全运行具有重要意义。

（来源：中国电力企业管理 作者：蒙文川 孙思扬）

抽水蓄能现状及发展趋势

一是我国抽水蓄能电站保持较快发展势头。据初步统计，2023年，我国抽水蓄能累计装机约5130万千瓦，同比增长11%，保持较快增长，高于传统电源装机容量的增长速度（火电4.1%、水电1.8%、核电2.4%），低于新能源装机容量增长速度（风电20.7%、光伏55.2%）。截至2023年底，南方五省区抽水蓄能项目投运7座、装机容量共1028万千瓦；在建4座，装机容量480万千瓦，开工数量和规模创历史新高；2023年，完成5个抽水蓄能项目核准，开展前期及项目储备超3200万千瓦。目前，国家能源主管部门正在开展全国抽水蓄能需求调查及规划调整工作，相关企业将根据形势优化调整建设投产计划，“十四五”和“十五五”期间，多座抽水蓄能新项目有望核准开工。

二是抽水蓄能电站核准规模屡创新高。2022年，全国新核准抽蓄电站48座，总装机规模6890万千瓦，年度核准规模超过之前50年投产的总规模；2023年，我国核准抽水蓄能电站35座，装机容量达4560万千瓦。抽蓄电站核准规模屡创新高，为抽水蓄能行业快速规模化发展奠定了坚实基础。

三是抽水蓄能投资建设主体逐步多元化。截至2022年，我国抽水蓄能电站的主要投资企业仍以电网企业、能源央企为主，地方能源投资国企为辅，二者占比分别约80%和10%。南方五省区已投运的7座抽水蓄能电站共1078万千瓦，均为南方电网公司所属企业投资建设。在2023年广西自治区核准的5座抽水蓄能电站中，3座业主为南方电网公司、2座为非电网企业。随着国家鼓励社会资本投资抽水蓄能电站的政策出台，社会资本涌入抽水蓄能行业，抽水蓄能电站投资建设主体逐步走向多元化。

水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》显示，截至2022年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦。“十四五”期间，我国拟开工1.8亿千瓦抽蓄项目。“十五五”“十六五”期间，我国将分别开工8000万千瓦、4000万千瓦抽蓄项目。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》规划数据，抽水蓄能电站将从2025年的6200万千瓦增长到2030年的1.2亿千瓦左右，“十五五”期间新增约5800万千瓦，年均增长14.1%。抽水蓄能电站若按建设周期6年估算，“十四五”期间开工的1.8亿千瓦抽水蓄能电站大部分可在“十五五”末期投产，远超国家规划的新增装机容量。抽水蓄能电站规划建设在局部区域可能出现过热现象，开发建设快于系统实际需求。需根据新能源发展和电力系统发展需要，合理规划建设抽水蓄能电站，做到科学有序投产。

在南方五省区，南方电网公司积极推动储能建设，据初步规划，“十四五”期间，南方五省区将新增新能源装机1亿千瓦，为保障新能源消纳和电力系统安全运行，南方五省区将新增抽水蓄能容量600万千瓦；为支撑新增的新能源发电并网消纳，“十五五”期间，南方五省区再新增抽水蓄能1600万千瓦，到2030年，南方五省区抽水蓄能装机将达到3000万千瓦左右。

南方五省区中长期系统调峰对抽水蓄能有较大需求。经测算，南方五省区2025～2035年均存在一定规模的调峰缺口。南方五省区调峰缺口可主要通过电源侧配置新型储能和电网侧建设抽水蓄能电站解决。具有容量大、技术成熟、经济性高等特点的抽水蓄能电站未来仍将是系统调峰的主要手段之一。

抽水蓄能电站发展存在的

主要问题

受站址资源制约，抽水蓄能开发规模有限，调节特性也难以满足新能源运行的要求。从发展规模上看，抽水蓄能电站站址资源有限，开发规模受限，新增的调节能力难以满足新型电力系统的运行要求。从调节性能上看，抽水蓄能电站的调节时间在秒级和分钟级，而新能源运行需要毫秒级的调频服务，抽水蓄能难以满足新能源运行的要求。

抽水蓄能与新型储能协同统筹发展存在不足。随着碳达峰、碳中和持续推进，新能源发展规模不断增大，且新型储能技术发展较快、成本持续下降，各类市场主体正积极布局，新型储能发展规模对抽水蓄能发展需求将产生一定影响。如近年来由于新型储能快速发展，抽水蓄能装机容量占储能总装机的比重呈快速下降趋势，2015年抽水蓄能占比99.2%，占据着绝对地位；2020年占比下降至89.3%；2022年进一步下降至77.1%；2023年占比更是跌落至59.4%，占比首次低于60%。

部分政策因素导致抽蓄电站建设成本管控难度加大。抽水蓄能站点建设周期较长（约6年左右），在投资主体多元化进程中，部分地方政府可能提出产业捆绑、缴纳相应费用等附加条件，导致投资建设成本增加。如2023年9月，国家能源局综合司印发《开展新能源及抽水蓄能电站开发领域不当市场干预行为专项整治工作方案》，要求2023年地方能源主管部门核查组织实施的风电、光伏和抽水蓄能开发项目在签订开发意向协议、编制项目投资市场化配置方案、组织实施市场化配置项目开发过程、项目开发建设全过程中是否存在不当市场干预行为，核查结果表明存在因地方政策因素而增加抽水蓄能建设成本的可能。

抽水蓄能电站综合评价水平存在局限性。当前，抽水蓄能电站项目评价主要是对其选址、工程建设质量、系统功能定位和企业投资回报等方面进行评价分析，涵盖范围不充分，研究方法与指标体系也不完善，如市场需求必要性评价等，没有形成系统的研究体系和理论框架，且评价研究对象主要是大型抽水蓄能项目，难以对中小型、新型抽水蓄能电站进行有效评价。

抽水蓄能成本回收机制仍需进一步落实。虽然国家已出台《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，但各省区仍未出台具体的实施细则，抽水蓄能电站建设投资成本未能得到有效疏导。如南方电网区域抽水蓄能电站尚未有效参与电力市场（包括辅助服务市场和电能量市场）。抽水蓄能电站运营商仍需密切关注电力市场规则的政策变化，积极研究抽水蓄能电站参与电力市场的策略。

促进抽水蓄能良性发展的

策略建议

加快抽水蓄能电站选点布局和优化开发时序。抽水蓄能作为目前成熟、经济的规模化灵活调节电源，具有削峰填谷、紧急事故备用的作用，兼顾风电逆调峰特性。目前，我国抽水蓄能电站装机在全国电力总装机规模中占比较低，仅不足2%，远低于日本、德国、西班牙等发达国家抽水蓄能电站装机占比3%～10%的水平。针对我国高比例新能源消纳带来的灵活性调节需求，要加强中长期抽水蓄能规划研究，做好中长期规划站址资源保护预控和有序开发。结合系统需要和新能源发展布局，规范抽水蓄能电站投资建设，在负荷中心和新能源富集区域优先布局，推动具有大库容、长周期的抽蓄站点发展。考虑到抽水蓄能的成本疏导最终仍是通过省级输配电价传导至市场用户来承担，会推高省内用能成本，因此在项目择优开发中，需要在系统调峰能力建设和经济用能成本之间寻找平衡，在地理地质条件好、经济发达、对电价敏感度低的区域优先开发。

统筹考虑系统调节资源，共同推进抽水蓄能与新型储能协同发展，提高系统调节能力。高比例新能源并网接入，需要灵活的系统调节资源。系统调节资源包括火电灵活性改造、调峰气电、核电参与调峰、龙头水电站、电力需求侧响应、新型储能、抽水蓄能等。经技术经济比较、系统调节规模等综合考虑，以抽水蓄能和新型储能应用较为广泛。以电化学储能为代表的新型储能规模通常为10～100兆瓦级，响应速度在几十至几百毫秒，能量密度高、调节精度好，但规模化发展受到经济性、安全性的制约，主要适合分布式调峰应用场景，在技术上适合频繁快速调节场景。抽水蓄能电站技术成熟度高、容量大、寿命长、可靠性高、经济性好，适用于调峰容量需求或调峰电量需求较大的场景，并以较高的电压等级接入主网中。抽水蓄能与新型储能各有优缺点，需要协同发展来提升电力系统调节能力，实施容量协同配置、协同运行等。考虑近年来新型储能的技术更新迭代快速及其带来的成本下降迅速，建议密切跟踪新型储能技术发展，适时优化协调抽水蓄能和新型储能的发展战略和发展规划。

加大抽水蓄能发展科技创新投入力度。为推动抽水蓄能电站高质量发展，需推进大容量高水头抽水蓄能机组科技创新，大力开展中小型抽水蓄能技术研究和应用，推动可变速机组国产化规模化应用及海水抽水蓄能电站示范，探索抽水蓄能与新能源联合应用，推动抽水蓄能相关产业创新发展。研究提出适应于新能源大规模并网的抽水蓄能电站变速机组配置策略，结合变速机组调节范围广、响应速度快等突出优势，探索新能源与抽水蓄能联合调度运行方式。推动国家出台支持先进储能技术研发和示范应用的财政金融优惠政策。

加快完善抽水蓄能规划建设标准体系。系统总结我国抽水蓄能电站建设和运维管理经验，搭建具有中国特色的抽水蓄能技术管理标准体系，加快制定满足抽水蓄能快速发展需要的工程设计、施工、设备设施技术标准，以及工程建设、生产运维管理标准。积极布局一批可变速抽蓄机组相关技术标准，形成新一代抽水蓄能机组技术标准体系。开展抽水蓄能标准化建设研究，围绕土建工程、机电设备及信息通信工程等专业方向，制定电站典型设计方案，推动标准化电站建设。完善标准化成果迭代更新机制，持续提升标准化设计成果质量。

完善抽水蓄能电站参与电力市场交易机制，体现电站效益。完善抽水蓄能电站参与电力市场的机制，推动抽水蓄能电站作为市场主体参与电能量市场，通过价格引导，使抽水蓄能电站通过峰谷差价获益；推动抽水蓄能电站参与辅助服务市场，使抽水蓄能机组的各类服务功能具有对应的受益主体，体现动态效益。此外，抽水蓄能电站容量在满足系统备用需求之外，富余容量可与核电或新能源企业签订中长期合约，与新能源或核电企业联营；或与新能源、核电企业进行成本分摊来收取部分容量租赁费，实现“谁收益，谁分担”，既能够减少弃核弃风，给核电和新能源企业带来经济效益，也进一步发挥了抽水蓄能电站的作用和效益，形成“双赢”局面。