抽水蓄能规模化、智能化与市场化并进

▲清原抽水蓄能电站

在全球能源结构加速向可再生能源转型的背景下，抽水蓄能（以下简称“抽蓄”）作为储能领域的重要力量，正迎来规模化、智能化和市场化发展的关键阶段。截至2024年底，全球抽蓄装机达1.42亿千瓦，中国抽蓄累计装机容量突破5700万千瓦，占全球总量的40%，连续9年稳居世界第一。

在“双碳”目标下，电源转型路径整体呈现出清洁化发展的态势，抽蓄电站装机稳步提升，抽蓄发展迎来新机遇。预计到2030年，我国抽蓄装机规模将达1.2亿千瓦；2060年抽蓄装机总规模有望接近5亿千瓦。在抽蓄快速发展的今天，面临着建设条件复杂、开发周期较长与投资成本上升等挑战，需要在政策支持、技术创新与模式创新并行方面加快发展步伐。

中国水力发电工程学会副秘书长李世东在近日召开的“抽蓄电站发展与展望专题研讨会”上指出，全球抽蓄领域的国际合作与技术交流不断深化，各国通过共同研发、技术转让和项目合作等方式，推动了抽蓄技术的全球化发展。抽蓄是当前全球规模最大、应用最成熟的长时储能形式，占全球已安装储能容量的94%以上，对整合风能、太阳能等可变可再生能源至关重要，可确保电网稳定，降低系统整体成本和排放。

“在电力系统储能中，抽蓄居绝对主导地位。截至2023年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模2.89亿千瓦，其中抽蓄1.79亿千瓦，占比62%。”中国工程院院士张宗亮表示，抽蓄电站作为“储能仓库”和“灵活调节电源”，是新型电力系统的重要支撑，具有新机遇、新定位、新使命。抽蓄电站属于水电工程，通常包括上水库、下水库、输水系统、发电厂房、开关站以及交通设施等，与常规水电站不同，抽蓄电站既是电源又是负荷，是电力系统服务工程。

过去十年，中国新能源进入大规模、高比例发展的新阶段，风电、光伏装机规模增长近12倍，新能源发展模式多元化，场景不断拓展。中国电建北京院副总经理、总工程师王可表示，随着新能源规模化并网，电力系统波动性与间歇性加剧、调节资源结构性短缺等问题凸显。近年来，中国多措并举提升系统灵活调节能力，加快抽蓄电站建设、推进新型储能多元化发展等一系列措施使需求侧响应能力得到了有效挖掘。截至2024年底，抽蓄累计投产规模5869万千瓦，核准在建1.27亿千瓦，新型储能装机规模达7376万千瓦，储能系统充分发挥了促消纳，顶峰保供的作用，使新能源高比例消纳利用基础能力不断增强。

“从技术特性上来看，抽蓄、新能源与新型储能之间存在多维度的互补关系。”王可表示，抽蓄具备调峰、调频、调相、系统备用等六大功能，覆盖分钟、小时、日甚至是周级调节时间尺度，是构建新型电力系统的基础调节电源。而新型储能技术如锂离子电池、压缩空气储能、液流电池、钠离子电池、飞轮储能等在示范应用规模上不断实现突破。通过技术融合、模式创新，统筹优化，构建“新能源+长时稳基荷+短时快响应”的立体调节体系，短时响应通过飞轮、锂电、液流等功率型新型储能承担秒级调频，平抑风光出力波动；中时平衡通过“抽蓄+压缩空气储能”联合运行，解决日内负荷峰谷差；长时保障通过氢储能或重力储能提供季节性调节能力。

尽管抽蓄在能源转型中发挥着重要作用，但其发展仍然面临着诸多挑战。中国电建北京院党委书记、董事长朱国金接受《中国能源报》采访时指出，比如，抽蓄选址受地形严重限制这一问题很突出，因为这一限制会导致抽蓄电站的建设难度加大，在建设过程中需要克服地形带来的工程施工难度大、运输不便等困难。另外，抽蓄电站的建设周期通常较长，一座规模100万千瓦的抽蓄电站，它的建设周期一般需要7到8年的时间。而且在整个建设过程中，需要投入大量的资金，投资成本相对较高。以前在一个区域找一个点可以优中选优，但现在需要多个点，不可能每个都是最优的，而且现在抽蓄开发对生态等方面的要求更加严格，需要避开了所有敏感的东西，这也带来了成本的增加。

张宗亮指出，我国抽蓄机组装备制造核心技术发展实现了从“跟跑”“并跑”到“领跑”的跨越式发展。不过，现有大中型水电机组生产企业十余家，但具备大型抽蓄机组产能的厂家较少。哈电、东电大型抽水蓄能机组的制造、交付、安装服务能力处于领跑地位，上海福伊特、通用电气（中国）和东芝水电设备（杭州），具备大型抽水蓄能机组的设计制造能力。

“目前，行业内对抽蓄的认知还不够全面，很多人只看到其电量转换过程中的损失，而忽略了其在电力系统电量与负荷匹配性方面的重要作用。”朱国金表示，在新能源为主体的新型电力系统中，新能源成本快速下降还未到一定程度，需要抽蓄等储能调节电源来支撑，但因价格机制的不完善，导致市场调节空间有限。“目前市场对抽蓄快速推进市场化的预期和政策支持的预期不足，信心不够。”

此外，业内人士指出，新能源为主体的电力系统在区域化里面差异性很大，这导致抽蓄在运营阶段也面临着多元化和个性化的需求，需要不同的抽蓄电站有非常个性化智能化的运行方式来适应电网的需求，提高抽水蓄能在电网里面的效率，这对以前的运行方式是一个重大的调整。

针对抽蓄行业面临的挑战，业内人士建议，未来需要从政策支持、技术创新和模式创新等方面入手。

在政策支持方面，应制定支持性政策和市场机制，降低投资风险，鼓励民营资本参与。“在抽蓄发展初期，需要一些政策的支持才能发展起来。国家可出台相关政策，如两部制电价向电力市场化发展的过渡性价格机制，推动抽蓄混合模式面向电力市场化的良性发展。”朱国金说。

在技术创新方面，要加快抽蓄融合新型储能模式在技术标准、控制策略等方面的技术创新与示范应用，充分挖掘聚合性协同效应。在朱国金看来，未来通过混合储能模式突破单一的技术局限性。可从三个方面入手：一是集约化发展，在规划阶段统筹优化，充分利用抽蓄电站的资源条件；二是加快抽蓄融合新型储能模式在技术标准、控制策略等方面的技术创新与示范应用，充分挖掘聚合性协同效应；三是在完善市场机制进程中，给予抽蓄由两部制电价向电力市场化发展的过渡性价格机制，推动抽蓄混合模式面向电力市场化的良性发展。

在模式创新方面，业内人士一致认为，可通过AI赋能、数字孪生等技术，优化协同控制、调度策略，充分发挥各类储能的技术特性，实现高效利用。王可提出，以抽蓄为主体，结合区域电网需求，充分共享并利用抽蓄的送出线路、土地资源、电气设备配置新型储能，建立集约化、聚合化的“抽蓄+”储能电站模式，提升整体效率、降低成本。从一体化规划层面，“抽蓄+”储能电站与新能源统筹规划，可减少新能源与“抽蓄+”电站之间的距离，提高平滑新能源出力波动的灵敏性，降低电网扩容与调度压力。

“新型储能高速发展给抽蓄带来挑战，抽蓄行业需要自我变革，在保证工程安全的前提下进一步缩短建设工期、降低工程造价。”张宗亮指出，2024年抽蓄电站单位千瓦静态总投资中位数为5767元/千瓦。土建和机电等专业做好优化设计，若工程投资降低15%，单元千瓦静态投资可降低1000元/千瓦。

业内人士普遍认为，未来通过技术创新、国际合作和政策协调等方式，抽蓄行业有望克服面临的挑战，实现规模化、智能化和市场化发展，为构建清洁低碳、安全可控、高效互动的新型能源体系提供战略性支撑。