为应对全球气候不断变化，世界各国多采取以非化石能源为主导的模式，逐步建立发展本国能源体系。我国也在双碳目标的驱动下努力构建新型能源体系，以期打造更安全、可靠的能源系统。二十大报告明确指出，要积极稳妥推进碳达峰碳中和，立足国内能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动,为未来我国新型能源体系的建设提出了新的方向。

现阶段，新能源体系中的翘楚当属抽水蓄能。发展抽水蓄能可以有效提升电力系统的灵活调节能力，有利于实现新能源大规模安全可靠替代，以推动“双碳”目标的实现，是构建以新能源为主体的新型电力系统的关键手段。这里，我们将从抽水蓄能的基本情况和发展历程两个方面为大家作简要叙述。

(资料图片仅供参考)

一、基本情况

1、功能定位

传统的水利水电工程，如大家熟知的白鹤滩水电站、大藤峡水利枢纽工程等，一般兼有发电、防洪、航运、水资源配置等常规水利水电主要功能，具有1日或1周内天然来水量按日、周负荷变化过程重新分配的特性，它们都可以称作多功能的水电站（也叫传统水电站）。

和传统的水利水电工程相比，抽水蓄能电站是一类特殊水利水电工程，一般无防洪、灌溉、航运等综合利用要求，功能相对单一，主要是储能，集中体现服务于电网系统。其他如在调节功能方面，与传统水电站类似，特别是日、周、季、量等调节功能基本一样。

总体来看，抽水蓄能功能定位主要分为两大类：一类是服务于电网系统调节电源电力，第二类是服务新能源体系的大容量电力储存仓库，也就是大家俗称的巨型“充电宝”,较之于传统水电站，既能充电还能发电，从而才有了“储”的功能。

2、运行原理

抽水蓄能运行机制可以简单用8个字概括，即“抽水储能，放水发电”。其中：“抽水蓄能”是指利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，电能转化势能储存的过程；“放水发电”是指在电力负荷高峰期上水库再放水至下水库，势能转化电能发电的过程。发电工况同传统水电站一样，水电站如何发电，抽水蓄能就怎么发电。不难想象，水电站在一抽一发过程中，能量难免会有损失，电站平均下来每发3度电要消耗4度电抽水，或者每发4度电需要消耗5度电抽水，平均效率75%-80%。正是因为有抽放两个环节，所以可以最大程度发挥削峰填谷作用，能很好缓解电网调节压力。

另外，低谷和高峰两个时段电价会有差距，据有关资料统计，现阶段全国约50%的人口低谷和高峰时段电价差为4倍，预测平时段电价1千瓦时为0.75-0.8元，低谷时段电价为0.45-0.5元，高峰时段电价为1.8-2元，尖峰时段电价为2.16-2.4元，按照两个时段的错峰储电发电，企业可获毛利2块左右，是竞争性电量电价形成的关键基础。

抽水蓄能运行示意图

3、构成元素

抽水蓄能和传统水电站工程设施的构成几乎一样，一般也都包括水库、输水系统、厂房、进厂交通等建筑物。最大的不同是抽水蓄能有2个水库，一个上水库一个下水库，比传统水电站多一个下水库。抽水蓄能的构成要素，诸如水工建筑物、机组设备、地质勘察、施工建造、工程布置设计、安装调试、安全监测和运行维护等相关技术和标准，与水利水电工程技术和标准区别不大，很多可以相互适用，

一般情况下，每个常规抽水蓄能上下水库的平均库容各约1000万立方米，装机约120万千瓦（4台机组每台约30万千瓦），地下隧洞长度约2.5公里，水头高度一般200到800米，造价80亿元左右。建设周期为8-10年，包括1-4年前期工作,3-4年主体工程建设,及1-2年设备调试安装，建成之后稳定运营期超过40年。

二、发展历程

相较于电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型电储能方式而言，抽水蓄能产生和应用要很早。世界第一座抽水蓄能电站于1882年诞生在瑞士，至今已有140多年的历史，经过漫长时间的蜕变和发展，抽水蓄能目前技术已经非常成熟。

截至2021年底，全世界抽水蓄能电站装机容量达16500万千瓦，我国装机容量3669万千瓦，占世界装机容量的22.2%，其次为日本和美国，分别为2750万千瓦和2200万千瓦。根据储能产业技术联盟CNSEA数据，2021年底我国已投运储能项目累计装机量为46.1GW，占全球市场总规模的22%，其中抽水储能占比为86.3%，占比非常大。

这些成绩并非一蹴而就，尽管我国抽水蓄能电站起步相对较晚，但经过50多年的发展历程，技术和运营水平得到了很大提升。以1968年河北岗南混合式抽水蓄能电站的建设为伊始，我国抽水蓄能经历了起步、探索、成熟等几个发展节点：

1、1968-1983年，起步发展阶段，以1968年岗南水库电站和1973年北京密云水库白河水电站为代表，标志我国抽水蓄能电站建设正式拉开序幕。

2、1984-2003年，探索深入发展阶段，以1984年潘家口抽水蓄能电站开工建设为标志，我国抽水蓄能电站进入第一阶段建设高峰，随着建设的不断探索和深入，尤其是广东大亚湾核电站和浙江秦山核电站的建设，在2000年前后持续推动了广州抽水蓄能电站和天荒坪抽水蓄能电站的建设。

3、2004-2020年，成熟发展阶段，2004年，《国家发展改革委关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》发布，明确抽水蓄能电站主要由电网经营企业进行建设和管理。随后，国网新源控股有限公司、南方电网调峰调频发电有限公司２家抽水蓄能专业建设管理及运营公司成立。这一时期，中国抽水蓄能成熟稳步发展，电站装机规模跃居世界第三。

4、2020年至今，新发展阶段， 2021年，《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》的发布，该规划对抽水蓄能建设支持力度空前，水经会多篇文章都有提及。另外，《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）出台，抽水蓄能电价得到了规范，指导意义非常大，一定程度上缓解了过去价格模糊问题，对电价的进一步市场化具有重要推进作用。

长龙山抽水蓄能电站上水库

随着我国经济社会的不断发展，用户对电网的稳定运行要求也逐渐增加，抽水蓄能电站具备的填谷、调峰、调频、事故备用等多项辅助功能，在保障电力系统安全稳定、优化电源结构、改善电能质量等方面，同传统水电站一样发挥着不可替代的作用，是国家电网系统的重要组成部分，有着良好的发展前景。同时，抽水蓄能也与流域江河水资源紧密联系在一起，是流域工程调度与水资源管理的重要组成部分。随着抽水蓄能电站数量、单体规模以及总规模的不断增多，其管理要同时考虑这种“双组成”特点，更好地实现安全运行和效益运行的双保险、双丰收。

为促进抽水蓄能健康发展、提升电站综合效益发挥，近50年以来，国家不断加强了有关发展和规划文件政策的出台指导，市场主体、电价机制、建设规模等方面逐步得到了规范和明确，但也应当看到，抽水蓄能还存在地域发展不平衡、工程建设现代化不足、电价机制不顺等问题。水经会后期将对抽水蓄能建设发展规划政策、存在的问题以及面临的挑战和机遇等再为大家陆续梳理总结。