中国储能网讯：文/韩冬 赵增海 严秉忠 崔正辉 任艳，水电水利规划设计总院，水力发电

目前，我国正处在实现中华民族伟大复兴的关键时期，世界百年未有之大变局加速演进，全球新一轮能源革命和科技革命深度演变、方兴未艾，大力发展可再生能源已成为全球能源转型和应对气候变化的重大战略方向和一致宏大行动。习近平总书记高瞻远瞩、审时度势，作出我国力争“2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的庄严承诺，明确要求到2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%左右，风电和太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上。中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》[1]，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，为全面推进“碳达峰、碳中和”工作指明了方向，提出了加快建设新型电力系统的发展目标。

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电力系统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。加快发展抽水蓄能，是构建新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障。“十四五”期间，我国抽水蓄能产业即将全面进入高质量发展新阶段。

2021年是做好“碳达峰、碳中和”工作、建设现代能源治理体系的关键之年。这一年，为加快推进抽水蓄能电站建设，国家发展改革委、国家能源局先后印发了《进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》[3]和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》[4]（以下简称《规划》），作为指导未来抽水蓄能发展的纲领性文件，为抽水蓄能快速发展奠定了坚实的基础。

1、资源概况

20世纪80年代中期，为了研究解决电网调峰困难问题，广东省、华北电网、华东电网等地区有关单位，组织开展了重点区域的抽水蓄能电站资源调查和规划选点工作。2009年～2013年，国家能源局组织水电水利规划设计总院、国网新源控股有限公司和南网调峰调频发电公司等单位，开展了抽水蓄能电站选点规划工作，规划推荐抽水蓄能站点59个，总装机容量7485万kW。“十三五”期间，国家能源局组织开展了广西等12个省（区）的选点规划或规划调整工作。增加推荐规划站点22个，总装机容量2970万kW。

截至2020年底，我国陆续开展25个省（区、市）的抽水蓄能电站选点规划或选点规划调整工作，批复的规划站点总装机容量约1.2亿kW[6]。2020年，国家能源局组织各省（市、区）能源行业主管部门开展全国新一轮抽水蓄能规划，规划工作过程中，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术条件等因素，又进一步普查筛选出资源站点余个，总装机规模约16亿kW。在此基础上，《规划》提出重点实施项目和备选项目约7.2亿kW。

综合考虑历次选点规划和中长期规划，截至2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿kW，其中已建3639万kW，在建6153万kW，中长期规划重点实施项目4.1亿kW，备选项目3.1亿kW。中国已纳入规划的抽水蓄能站点资源量见图1，其中，东北、华北、华东、华中、南方、西南、西北电网的资源量分别为10500万、8000万、10500万、12500万、9700万、14300万、15900万kW。

2、发展现状

2.1发展历程

20世纪60、70年代，我国试点开发建设了河北岗南、北京密云等抽水蓄能电站。20世纪80、90年代，大型抽水蓄能电站起步开发，先后建成了广州、十三陵等大型抽水蓄能电站。

21世纪的第1个10年，随着经济社会的发展，电力系统对抽水蓄能电站的需求也在不断增加，浙江天荒坪、桐柏、河北张河湾、安徽琅琊山等大型抽水蓄能电站陆续建成投产，2008年抽水蓄能规模突破1000万kW，集中在华南、华东、华北电网。在21世纪第2个10年中，抽水蓄能继续快速发展，截至2020年底，我国抽水蓄能电站总装机规模3149万kW、在建装机规模5243万kW。抽水蓄能历年新投产和在运装机、新核准装机情况分别见图2。

2.2 2021年发展情况

2021年，安徽绩溪、河北丰宁、吉林敦化、浙江长龙山、黑龙江荒沟、山东沂蒙、广东梅州和阳江、福建周宁等抽水蓄能电站项目部分机组投产发电，新增投产装机规模490万kW；新核准黑龙江尚志、浙江泰顺和天台、江西奉新、河南鲁山、湖北平坦原、重庆栗子湾、广西南宁、宁夏牛首山、广州梅州二期、辽宁庄河等抽水蓄能项目，核准装机规模1370万kW，是历年来核准规模最多的一年，远高于2020年的核准规模。同时，还有超过2亿kW的抽水蓄能电站正在开展前期勘测设计工作。截至2021年底，我国抽水蓄能电站在运项目40座，装机容量3639万kW[9]，在建项目48座，装机容量6153万kW，全国各省（区市）在运、在建抽水蓄能项目见表1。中国抽水蓄能电站已建和在建装机规模均为世界第一。目前，已建、在建抽水蓄能项目主要分布在华东、华中、华北和南方、东北电网，西北电网、西南电网相对较少，已建、在建抽水蓄能站点区域分布情况见图3，站点分布情况见图4。

随着一大批标志性工程相继建设投产，我国抽水蓄能电站工程技术水平显著提升，调度运行、水沙调控、库盆防渗、高水头压力管道、复杂地下洞室群以及施工技术等方面达到了世界领先水平或者先进水平，电价政策日益完善，关键设备与机组研发也基本实现国产化，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。

3、问题和建议

《规划》发布以来，根据工作推进实践和相关调研，为确保抽水蓄能中长期规划目标顺利完成，还需要着重解决以下主要问题。

一是电价形成机制还有待进一步明确。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》对抽水蓄能电价形成机制和价格疏导机制都做了较为明确的规定，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。但是文件中对于抽水蓄能电站资本金如何核定、服务多省区的抽水蓄能电站容量电价如何核定，容量电费如何在特定电源和电力系统间分摊等问题还不明确，项目业主在进行投资决策时存在疑虑。建议尽快出台抽水蓄能价格机制的实施细则。

二是抽水蓄能产业链能力还有待提升。经初步统计，目前全国有近2亿kW的抽水蓄能电站正在开展前期工作，现在承担前期工作的各主要勘测设计单位生产任务较重。抽水蓄能电站的装备制造企业主要包括东方电气、哈尔滨电机、国电南瑞等企业，抽水蓄能机组的年生产能力现状约1000～1500万kW，预计“十五五”期间可以达到2000～2500万kW，距离高峰期实际需要仍有较大的差距。建议进一步统筹考虑抽水蓄能产业链能力，合理确定各重点实施项目开发时序。

三是前期工作推进还需要进一步规范。抽水蓄能电站投资巨大，工程建设难度较大。合理的工作周期、合乎规范的勘测设计深度对于保障抽水蓄能建设质量和安全运行具有十分重要的意义。依据行业管理，抽水蓄能勘测设计工作主要包括预可行性研究和可行性研究两个阶段，其中一般以可行性研究报告作为项目申请报告编制的基础。目前，部分项目在预可行性研究完成后，跨阶段进行核准，可能为后续的工程建设带来较大的风险。建议制定提出抽水蓄能电站前期工作管理办法，规范前期工作程序。

四是受资源条件限制站点分布不均匀。抽水蓄能电站建设需要具备地形、地质等因素，同时需要具备一定的水资源条件。因为这些限制，所以抽水蓄能电站往往分布在山区和丘陵地区，如大别山区、太行山区、横断山脉、辽东丘陵、山东丘陵、东南丘陵（包括江南丘陵、闽浙丘陵和两广丘陵）等区域，抽水蓄能站点分布情况与电力系统的需求并不完全匹配，且相对分布较为密集，资源总量虽然较多，但分布不均匀不平衡的问题较为突出。建议统筹考虑新型储能措施、常规水电扩机、火电灵活性改造、电力需求侧管理等多方面措施，因地制宜提高电力系统对于新能源的消纳能力。

4、前景与展望

“十三五”期间，我国抽水蓄能行业得到了长足稳定的发展。根据《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，按照大力发展抽水蓄能电站的发展思路，从“十四五”开始，未来15～20年间，我国抽水蓄能将正式进入高质量发展的新阶段。

随着丰宁、长龙山等在建抽水蓄能电站的陆续投产、运行，预计到2025年，我国抽水蓄能电站装机容量达到6200万kW；到2030年，随着垣曲、清原等在建项目，以及“十四五”期间开工项目的陆续投产，我国抽水蓄能装机容量将达到1.2亿kW。按照“应规尽规，能开尽开”的原则，预计2035年前后，我国抽水蓄能装机容量有望达到3.0亿kW左右。

依托于稳健的抽水蓄能电价政策，围绕以新能源为主体的新型电力系统的发展需要，在全国分散布局，未来将建成一批促进新能源高速发展、满足智能电网要求、资源利用高质高效、生态环境友好和谐、日常运行安全可靠的现代化抽水蓄能电站，全面形成技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业，共同推动实现抽水蓄能高质量发展，更好服务于“碳达峰、碳中和”战略决策。