抽水蓄能行业深度：竞争格局、运营模式、产业链-国内新能源电力占比不断提升，电网的调峰调频压力也愈来愈大，电力系统的稳定性受到挑战，储能需求已开启爆发式增长

构建新型电力系统是推动可持续发展、实现碳达峰碳中和目标的重要举措。抽水蓄能作为新型电力系统的重要组成部分，具有保障大电网安全、服务清洁能源消纳和促进电力系统优化运行三大作用，是目前技术最成熟、应用最广泛、经济性最优的灵活性调节电源，在能源清洁低碳转型发展过程中充当着重要角色。

自《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）及《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》发布以来，社会各界就抽水蓄能在构建新型电力系统中的重要作用和进一步加快开发抽水蓄能已形成广泛共识，对抽水蓄能的关注和参与也呈现出前所未有的新局面。本文在新型电力系统规划对抽水蓄能优化配置的重要意义、抽水蓄能与新型储能的协同发展、电价机制对抽水蓄能发展的影响和抽水蓄能的碳减排作用方面提出了一些思考，旨在为抽水蓄能在新型电力系统中的科学健康发展提供部分建议。

构建新型电力系统是一项复杂的系统性工程，需要同时考虑电力安全稳定、新能源比例不断提高、系统成本合理三个方面的协调，需要处理好火电机组清洁转型、风光等可再生能源有序渗透、电网协调互济能力建设、灵活性资源合理配置等方面的关系。科学规划新型电力系统的构建路径是实现碳达峰碳中和目标的基础，也是新型电力系统中各主体发展的边界和指南。

截至2021年底，我国煤电装机容量超过11亿千瓦，占发电总装机容量23.78亿千瓦的46.67%，煤电发电量50426亿千瓦时，占总发电量83959亿千瓦时的60.06%，约占能源活动CO2排放量103亿吨的40%，约占CO2总排放量110亿吨的35%，减排压力巨大，需要在确保供应安全的情况下有序减量减容。风光装机容量6.35亿千瓦，仅占技术可开发总量57亿千瓦的11.14%，发电量9828亿千瓦时，仅占总发电量的11.7%，装机及发电量具有巨大的提升空间，需要在电网中加速渗透。系统灵活性资源严重缺乏，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机容量为14533万千瓦，占总装机容量的6.1%，尤其是抽水蓄能作为绿色清洁的灵活性调节电源，装机容量3639万千瓦，仅占总装机容量的1.53%，远远落后于欧洲、日本等发达国家4%~8%的水平，需全力加快开发建设。除此之外，增加系统灵活性的措施还包括新能源的出力预测、负荷侧的需求管理、火电机组灵活性改造等。在这种情况下，各主体的协调发展、资源的优化配置、经济成本的节约均需从更大范围和更长时间尺度上进行统筹，并制定科学合理的规划。

进入“十四五”以来，国家相继发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》、《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》、《“十四五”可再生能源发展规划》（发改能源〔2021〕1445号）等文件，但都局限于本行业领域，对于电力行业整体统筹和指导意义较大的电力发展“十四五”规划也尚未发布。亟需国家主管部门组织开展构建新型电力系统实现路径的研究工作，加快编制新型电力系统建设的中长期规划，以指导电力行业其它规划的制定和滚动调整，达到优化配置资源的目的。抽水蓄能作为电力系统中重要的清洁灵活性调节电源，其开发容量和布局与煤电未来减量减容的进程、新能源在电力系统中渗透比例和其他灵活性资源配置的方案均存在紧密联系，加之本身建设周期长、投资规模大，更应加强规划引领、充分考虑自身开发与新型电力系统建设需求的衔接。

随着风光等新能源在新型电力系统中的高比例渗透，为应对新能源出力不连续、不稳定等问题，需要配置一定比例的储能保证电力系统的安全稳定运行。我国风光总装机在2030年将达到12亿千瓦以上，按照15%配置储能的规模估算，至少需要匹配1.8亿千瓦的储能。目前新型储能和抽水蓄能的发展规模都相对滞后，截至2021年底，我国已投运的新型储能573万千瓦，抽水蓄能装机容量3639万千瓦，需要在未来共同发力、协同发展，以满足电力系统的调节需求。

新型储能包括电化学储能、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能等。各类新型储能电站大多具有建设周期短，选址简单灵活的优点，但目前经济性尚不理想。其中，电化学储能规模通常为10~100MW级，响应速度在几十至几百毫秒、能量密度高、调节精度好，但规模化发展受到安全环保的制约，主要适合分布式调峰应用场景，通常接入中低压配网或新能源场站侧，在技术上适合频繁快速调节环境。压缩空气储能以空气为介质，具有容量大、充放电次数多、寿命长的特点，但目前效率相对较低，压缩空气储能是与抽水蓄能最为类似的储能技术，对于沙漠戈壁荒漠等不适宜布置抽水蓄能的地区，压缩空气储能的布置能够有效配合大型风光基地新能源的消纳，发展潜力较大；氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体，其大规模、长周期储能的特点能够促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，是未来国家能源体系的重要组成部分，具有广阔的应用前景。

与之相比，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，并以较高电压等级接入主网中。考虑到新型电力系统的多样化调节需求，抽水蓄能的多样化发展也应被重视。

一是加强中小型抽水蓄能的开发，中小型抽水蓄能具有站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源结合紧密等优势，是抽水蓄能开发的重要补充。

二是因地制宜开发混合式抽水蓄能，我国常规水电开发程度高，站址资源丰富，利用合适的水电站址，通过增建可逆机组开发混合式抽水蓄能电站可以缩短建设周期，利用现有基础设施，节省工程量和建设投资。混合式抽水蓄能电站使用常规水电上、下水库，调节容量大，连续发电或抽水运行时间长，可以进行周、旬、季调节，同时还能通过提高平均运行水位和发电水头优化常规水电站水库调度运行方式，进而提高水能利用效率。

三是探索海水抽水蓄能的开发和应用，大规模海上风电的并网消纳需要就近配置相应的灵活性调节资源，根据2017年发布的《关于发布海水抽水蓄能电站资源普查成果的通知》（国能新能〔2017〕68号）显示，我国 (略) 和 (略) 的近海及所属岛屿区域的海水抽水蓄能资源达到4208.3万千瓦，拥有较好的开发前景。

在我国电力系统灵活性资源严重缺乏的现状下，抽水蓄能与新型储能都具有广阔的发展前景，应根据各自技术特点的差异，结合区域电力系统的实际需求，以安全稳定、清洁能源消纳等边界条件为约束，在容量和布局上进行协同布置以达到最优效果。

抽水蓄能服务整个电力系统，包括电源、电网、用户均为受益对象，且各方受益特点表现出非竞争性和非排他性，从经济学角度来看，抽水蓄能提供的产品属于电力系统公共产品，并为电力系统高效运行提供公共服务。

电力体制改革前，国家先后发布政策明确抽水蓄能主要服务于电网，主要由电网经营企业统一运行或租赁运营。当时，政府统一制定上网电价、销售电价，电网的主要收入来源于购销价差，已有政策实质上是明确了抽水蓄能的成本从电网购销价差回收，统一了疏导渠道。

输配电价改革以后，《国家发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）明确抽水蓄能实行两部制电价，按照合理成本加准许收益的原则核定。抽水蓄能电站容量电费和抽发损 (略) 级电网（或区域电网）运行费用统一核算，作为销售电价调整因素统筹考虑，但成本传导的渠道并未理顺。随后国家发展改革委于2016年、2019年先后发布文件规定抽水蓄能电站相关费用不纳入电网企业准许收益、抽水蓄能电站费用不得计入输配电定价成本，更是进一步切断了抽水蓄能成本疏导的途径。加之彼时对抽水蓄能功能定位认识不足、投资主体单一，抽水蓄能在“十三五”期间的发展规模远低于预期。

面对这种困境，《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）于2021年5月重磅推出，该政策对抽水蓄能电价政策进行了科学界定，一方面结合抽水蓄能公共属性强、无法通过电量回收成本的客观事实，采用经营期定价法核定了容量电价并通过输配电价回收；另一方 (略) 场改革的步伐，对电量电 (略) 场的探索。政策的出台有力激发了社会主体的投资意愿，为抽水蓄能的快速发展打下了坚实的基础。据统计，目前投运、在建、推进抽水蓄能项目容量已经达到1.3亿千瓦。

与传统的化石能源发电方式相比，风光等新能源的发电边际成本几乎为零，但对应的系统消纳成本巨大且缺乏分摊和传导的机制。在此情况下，在能源转型过程中，对于抽水蓄能等公共属性较强的资源在发展前期需要政策的支持和引导才能保证产业的快速发展。在我国抽水蓄能开发规模相对落后、碳达峰碳中和窗口期时间较短的客观环境下，新电价政策的出台起到了对抽水蓄能产业发展重要的推动作用。

能源供给侧从常规化石能源向间歇性可再生能源的转型，决定了电力价格的主要成本从化石燃料的成本向可再生能源和灵活性调节资源建设的成本转变。由于转型的艰巨性和长期性，我国以煤为主的电力生产体系与可再生能源为主体的新型电力系统的建立过程将长期共存，这就要求我们更要坚定碳达峰碳中和的气候目标，在能源转型初期，对推动能源清洁转型有巨大贡献的基础设施建设，要以政策驱动为主、市场驱动为辅，减少资本逐利对整体战略的干扰和错误引导，保证能源清洁低碳转型的正确方向。

随着可再生能源充分发展并逐步成为电力供给主体， (略) 场的建设也不断完善成熟，灵活性调节资源将成为新型电力系统中的主要需求，抽水蓄能以及新型储能等主体的供给也更加充分，届时可再生能源和灵活性调节资源的建 (略) 场力量驱动，抽水蓄能等主体的价格机制 (略) 场供求关系，体现充分的竞争性。

抽水蓄能电站具有显著的节能减排效益。在传统电力系统中，抽水蓄能节能减排的作用主要体现在两个方面。

一是在系统中代替火电进行调峰，负荷高峰时发电，减少调峰火电机组的启停次数，负荷低谷时抽水，使火电机组压负荷幅度降低，从而起到节能减排的作用。

二是发挥调频、调相、旋转备用和事故备用等安全稳定支撑作用以及代替火电机组进行事故备用时，使系统中所有火电机组的负荷率升高，从而降低火电机组煤耗，达到节能减排的作用。

随着新能源在新型电力系统中的高比例渗透，抽水蓄能的节能减排作用在已有基础上呈现出新的特点，一方面是发挥更大的调峰作用助力大规模风光等新能源并网消纳，对系统整体产生巨大的减排效益；另一方面是发挥调频、调相、旋转备用等安全稳定支撑作用帮助系统克服新能源的出力不稳定和高比例电力电子设备带来的转动惯量缺失等问题，进一步提高新能源在电力系统中的渗透比例，从而减少化石能源消费带来的的排放。

我国实现碳达峰碳中和的时间紧、任务重。国家发展改革委发布《关于完善能源消费强度和总量双控制度方案》（发改环资〔2021〕1310号）向全国各地下达控排指标以合理控制能源消费，因此能够起到减排作用的主体应得到正确的评价和应有的重视。但就目前来看，抽水蓄能的碳减排效益并未得到正确认识，个别碳排放权交易试点地区根据企业（单位）二氧化碳排放核算和报告指南对抽水蓄能电站进行碳排放核算，并把全部抽水电量作为排放计算基数，使抽水蓄能电站变成了“重点排放单位”，给抽水蓄能电站正常经营带来了诸多不便，也给社会公众造成了极大的误解。

在抽水蓄能碳方法学尚未明确的阶段，建议将设计转换效率作为抽水蓄能电站能耗管理的主要控制指标，以减少对抽水蓄能健康发展的制约。为达到正确认识抽水蓄能的碳减排作用、理顺其能耗管理机制的目的，应结合抽水蓄能对电力系统的整体碳减排效益开展量化研究，建立适用的方法学，科学评价抽水蓄能的碳减排作用。

抽水蓄能发电是电力行业中水电领域的重要分支，之前电力能源君已经从其作用、特点、发展现状等方向做了一些简述和汇集；

现针对我国抽蓄行业存在的问题进行一些分析梳理和介绍，供各位朋友们参考，一起学”为基础、遵循“谁受益、谁负担”的原则，也应该合理吸引各方投资，完善抽水蓄能发展新阶段产业政策和措施，促进抽蓄行业投资发展，更好地为电力系统安全和清洁能源发展服务。

3) 抽水蓄能开发利用关键技术及国产化水平尚有提升空间

从机组国产化方面来讲，2003年以前，我国15万千瓦以上大型抽蓄机组关键技术处于空白，设备全部需要引进，价格高昂。2000年建成的广州抽水蓄能电厂8台机组全部引进法国和德国设备，2011年全部投产的惠州抽水蓄能电厂8台机组中有1台为国内厂家制造，2016年全部投产的清远抽水蓄能站实现了4台进口机组在国内制造；到2016年仙居抽水蓄能电站1号机组第一次采用国内完全自主化的抽蓄装备并网成功时，标志着我国已完整掌握大型抽水蓄能电站核心技术。总体来讲，核心技术的掌握是艰辛的过程，我们抽水蓄能电站技术研究水平及装备国产化，还仅是在近些年内才取得重大成绩，还存在更多有待完善的地方。

另外，在施工建造、运维管理等方面也都存在着需要不断提升的地方。例如，以斜井作为抽水蓄能电站输引水系统的施工，之前的技术经验并不充足，近期有建设施工单位通过 (略) 研发的斜导孔专用钻机，采用定向钻具组合、高精度轨迹控制技术及钻孔护壁技术，才积累的少量经验。

持续进行研究发展、在应用中继续提升，是一条需要长期坚持的技术之路。对于机组国产化方面的研究，已经突破关键技术瓶颈的企业、科研单位，需要致力于增强设备稳定性、降低成本，提高抽水蓄能电站的经济效益；国内抽蓄技术推广交流方面，需要吸收、借鉴龙头企业的样板工程模式及先进技术，促进行业整体发展。例如，深圳抽水蓄能电站是南方电网首座全面国产化的抽水蓄能电站，通过总结深圳抽水蓄能电站机组设计、制造、安装、调试等关键技术及工程应用情况，包括双面加工整圆厚板热套磁轭结构设计、高可靠性转子引线结构设计、双列叶栅结构设计优化、单波纹弹性油箱双向推力轴承结构设计、高精度转轮静平衡技术和国产化计算机监控系统优化设计等，将技术研究成果更多地推广应用于国内其他抽水蓄能电站项目，有力促进了我国抽水蓄能产业的技术升级。而近几年投产的绩溪、敦化、长龙山、梅蓄、阳江、沂蒙、永泰、文登、荒沟、周宁等抽蓄电站日趋成熟，将我们抽蓄机组设计制造水平提高到了新的阶段，引领世界抽水蓄能机组潮流。

但变速机组的设计制造安装、调试才刚刚起步，丰宁首次应用进口可变速机组，肇庆中洞将是我们国产化变速机组的首次尝试，有一定挑战，也将是一大机遇！

4) 储蓄电站工程建设存在相关生态环保问题

近年来，随着经济快速发展，人居生活质量大幅度提升，环保措施公众重视度和环保意识日益增强，电站工程建设过程中所产生的环境问题也日益成为公众的专注热点，引发的环保投诉呈上升趋势；另一方面，我国已经开始兴建的 (略) 区域内的抽水蓄能电站（如深圳抽水蓄能电站就是我国首座 (略) 内建设的大型抽水蓄能电站），电站周边 (略) 化的区域，工程建设过程中，对生态环境、旅游景点、饮用水源地的保护， (略) 环境下抽水蓄能电站交通道路布局和优化设计等，也成为新的问题。

抽水蓄能电站工程建设的社会效益和环境效益明显，不利影响除工程永久占地造成土地不可逆损失外，一般均可通过采取相应的对策保护措施及环境管理进行降低。在工程建设过程中，应注重采取适宜的环境保护措施，如优化设计减少山体边坡开挖、分区治理减少水土流失、厂房采用清污分离设计、生产生活废水达标排放、及时进行生态恢复等；在防范和处理工程建设过程中的环保投诉方面，应从建设单位、设计单位、环境监理单位、工程监理单位、施工建设单位入手，压实管理责任，全力构建融合地方文化、结合地方生态环境特点的和谐山、水、林、坝关系；另外，还需根据具体情况，从与村委及地方各有关行政部门配合协调入手，妥善化处理环保矛盾，合理化解决环保冲突，立足在建设中保护、在保护中建设，最大限度促进抽水蓄能电站工程建设与生态环境建设紧密结合、同步实施、协调发展。

5) 海水抽水蓄能电站发展尚在起步阶段，存在材料腐蚀等问题

海水抽水蓄能电站虽具有很多优点，但海水抽水蓄能电站运行工况复杂，海洋环境复杂多变、十分特殊，海水抽水蓄能电站同时也面临着海水腐蚀、生物污损、海浪侵袭等问题。海水抽水蓄能电站材料的腐蚀是影响电站稳定运行的关键问题之一，各种环境因素和材料本身的组成和结构都会对材料腐蚀造成影响，研究和解决海水抽水蓄能电站结构的腐蚀对开发海洋资源和建设海水抽水蓄能电站具有重大现实意义。

未来，对海水抽水蓄能电站材料腐蚀和选材的研究应注重建立可以模拟海水抽水蓄能电站真实运行工况的试验装置，综合考虑各种环境因素；研究材料在海水抽水蓄能运行工况下，特别是在长期服役期间的腐蚀行为和腐蚀机理，明确各种环境因素的综合作用；对材料的力学性能、耐蚀性能、价格、维护等方面进行综合性评价，制定海水抽水蓄能电站结构的选材原则和方法；发展适用于金属材料在海水抽水蓄能电站运行工况下的防腐技术等。

6) 抽水蓄能电站综合评价水平目前还存在不足，有待完善

当前，抽水蓄能电站评价研究主要是对某方面进行评价分析，涵盖范围小、不充分，研究方法与指标体系也不完善，没有形成系统的研究体系和理论框架。

目前，抽水蓄能行业面临着巨大的发展机遇，对其进行综合评价研究也具有重要的现实意义，应该对不同综合评价方法进行对比分析，根据主、客观权重分别选择合适的评价方法，并注意对评价结果的对比；应该综合抽水蓄能各方面的因素，广泛收集电站数据，构建较为合适的综合评估模型；并结合抽水蓄能电站的预可研报告进行对比，对电站的建设、运行提出建设性意见。

此外，大、中、小型抽蓄电站具有不同的作用和定位，抽水蓄能电站综合评价研究中，除了围绕大中型水电站进行评估之外，也应该要更多地关注中小型抽水蓄能电站的评估，促进中小型抽水蓄能电站的研究、规划、建设。中小型抽水蓄能电站建设周期短、运行灵活、启动速度快、更容易在负荷中心布局的特点，可以以中小型抽水蓄能电站为核心，联合周围存在的小火电、小水电、风电、光伏发电等形成区域供电网，满足电网分层分区发展需要；应鼓励各地根据当地电网运行状况和自然地理条件，因地制宜加快建设大、中、小型抽蓄电站，加快建设常规抽蓄电站和混合式抽蓄电站，同时加快研究和建设海水抽水蓄能电站。

一亿千瓦，指日可待，敬请期待。

浙江乌溪江混合式抽蓄电站

2023年1月12日， (略) 发改委能源局印发了《关于浙江乌溪江混合式抽水蓄能电站项目核准的批复》。工程首台机发电工期43个月，总工期45个月。

电站位于衢江区境内的钱塘江上游支流乌溪江流域， (略) 区约40公里。该电站为日调节纯抽蓄电站，装机容量298兆瓦，项目工程估算总投资23亿元。上水库利用已建的湖南镇水库，下水库利用已建的黄坛口水库。

浙江紧水滩混合式抽蓄电站

2023年 1月 12日紧水滩抽水蓄能电站荣获核准，1月17日，该电站正式开工。

紧水滩抽水蓄 (略) 今年首个开工建设的中型抽水蓄能电站。项 (略) (略) 云和县，计划总投资24.9亿元，总装机容量29.7万千瓦，设计年发电量2.97亿千瓦时、抽水电量3.96亿千瓦时，预计于2027年投产。

山西垣曲二期抽蓄电站

2023年 1月 18日， (略) 发展和改革委员会同意建设垣曲二期抽水蓄能电站项目。

该项目位于垣曲县解峪乡板涧河上，设计安装4台30万千瓦机组，装机容量120万千瓦，总投资94.08亿元。该项目建成投运后，每年可减少原煤约111万吨，减排二氧化碳约207万吨，减排二氧化硫约0.69万吨，具有良好的生态效益， (略) 如期实现“双碳”目标将起到积极作用。

湖南汨罗玉池抽蓄电站

2023年1月19日，湖南汨罗玉池抽水蓄能电 (略) 发改委核准批复，即可开工建设。

项 (略) 川山坪镇境内，规划设计总装机容量120万千瓦，上下库总库容1500万方，总投资81.04亿元，建成投运后年税收近2亿元，可承担湖南电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

湖北南漳抽蓄电站

2023年 2月 3日，湖北南漳抽水蓄能电站项 (略) 发展和改革委员会核准。

南漳抽水蓄能电站项目位于南漳县李庙镇，项目总投资118.24亿元，装机容量180万千瓦， (略) 第二大装机容量抽水蓄能电站。项目建成后，年发电44亿千瓦时， (略) 标煤54.5万吨，减少二氧化碳排放144.42万吨。

甘肃黄龙抽蓄电站

黄龙抽水蓄能电站项目在 2023年 2月 10 (略) 发改委核准批复后，在 2月11日顺利举办开工仪式，正式进入建设实施阶段。

黄龙抽水蓄能 (略) 开工建设的最大抽水蓄能电站，设计总装机容量210万千瓦，设计年发电量 23.5亿千瓦时，年抽水电量 31.33 亿千瓦时。项目建设对推动当地一二三产业融合发展，改善生态环境和周边群众生产生活条件，促进地方经济可持续发展具有重要意义。

陕西曹坪抽蓄电站

2023年 2月 13日，陕西曹坪抽水蓄能项 (略) 发改委核准。

该项目位于陕南柞水，距离西安60公里，靠近西安负荷中心，地理位置优越，是国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》“十四五”重点实施项目，装机容量140万千瓦，总投资约106亿元，枢纽工程主要由上水库、下水库、输水发电系统及地面开关站等组成，工程规模为大(Ⅰ)型。

浙江庆元抽蓄电站

2月13日，由杭钢集团投资建设的浙江庆元抽水蓄能电站项目， (略) 发展改革委核准。

庆元抽水蓄能电站项目位于五大堡乡和岭头乡境内。电站工程由上水库、下水库、输水系统、地下厂房和开关站等主要建构筑物组成。总装机容量120万千瓦，总投资约84亿元，是庆元历史上单体投资最大的项目。