中国储能网讯：在江苏宜兴国家电网华东分部调度中心的屏幕上，实时跳动着新能源并网数据：风电、光伏装机已突破14.82亿千瓦，首次超越火电，这样的场景在全国各大电网调度中心频繁上演，背后是我国储能设施的高速扩张。

“实现‘双碳’目标，构建新型电力系统，是破解经济社会发展过程中能源、资源与环境制约的关键举措。”在近日召开的国际大坝委员会第28届大会暨第93届年会抽水蓄能电站发展与展望专题研讨会上，中国工程院院士、中国电建集团首席科学家张宗亮在报告中提到，抽水蓄能电站是开发构建流域“水风光储”一体化清洁能源基地和“沙戈荒”新能源基地的储能支撑。

当前，中国正在进行一场深刻的能源革命，着力构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系，抽水蓄能是目前技术成熟可靠、最具大规模开发、经济高效的绿色储能手段，抽水蓄能电站作为“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。

2024年新增抽水蓄能投产装机容量775万千瓦

在河北张北的风电场上，当风速突然下降30%，抽水蓄能电站迅速启动，10分钟内填补了200万千瓦时的电力缺口，这样的场景每天都在发生。随着新能源装机占比突破42%，电力系统的“间歇性阵痛”日益明显，而储能正是缓解“阵痛”的关键。

抽水蓄能的核心作用在电网调度中尤为突出，浙江电力调度控制中心主任陈伟举例：“去年夏季高温，抽水蓄能电站每天承担全省30%的调峰任务，相当于每天搬移1200万吨的电力水库。”这种日级调节能力，配合电化学储能的秒级响应，构建起立体调节体系。

数据显示，2024年全国储能系统累计平抑风光波动超8000万次，弃风弃光率降至2.1%，创历史新低。

储能不仅是技术问题，更是能源转型的战略基石。专家表示，中国储能设施的快速布局，正在改变电力系统的发展模式——从“以煤定电”转向“以储定网”。

在广东，“源网荷储”一体化项目已实现新能源利用率98.7%，这背后是储能系统对电网频率的精准控制，每秒进行50次调节，确保百万台变频器稳定运行。

“未来5到10年，在‘双碳’目标和新型电力系统建设推动下，抽水蓄能装机容量将保持年均15%以上的高速增长，预计到2030年将突破1.2亿千瓦。”中国电建北京院党委书记、董事长朱国金表示。

相关企业负责人透露，其工厂的抽水蓄能机组生产线24小时运转，2024年订单量较2020年增长了300%。

企业的忙碌是行业发展的缩影。2024年我国新增核准抽水蓄能电站23座、核准总装机容量3090万千瓦，新增投产装机容量775万千瓦。新型储能装机规模达7376万千瓦，仅锂电池储能项目就以每周3个的速度落地。

“水风光储氢”五位一体

青海海南州一片戈壁滩上，光伏板与风力发电机绵延数十公里，地下深处的抽水蓄能电站正在建设，旁边的电解槽厂房已开始试产绿氢，这里正在上演“水风光储氢”的协同实践：光伏风电发电，抽水蓄能调峰，氢能储存季节性盈余电力。

“‘抽水蓄能﹢新型储能’协同发展模式将成为行业前进的重要方向，这种模式可以通过深度挖掘两类储能技术体系的互补特性，系统性提升多能互补协同效能，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。”朱国金解释说。

技术创新正在打通各环节的壁垒：宁德时代的钠离子电池与抽水蓄能联合运行，使系统成本下降25%。在广东肇庆，全国首个“变速抽水蓄能﹢氢能”示范项目即将投产，变速机组可根据风电实时功率调整抽水速度，氢能装置则将多余电力转化为工业用氢，综合效率达78%。

未来的能源系统不是单一技术的天下，而是“交响乐团”。通过共享抽蓄电站的送出线路和土地资源，新型储能项目的建设成本可降低30%，这种集约化模式正在江苏、浙江等地推广，预计2030年前将形成50个百万千瓦级“抽蓄﹢新能源﹢储能”综合体。

人工智能引领储能行业革命

随着人工智能技术的不断融入，无论从设计、施工到运营效率都大幅提升，储能行业正掀起一场AI革命。

在四川大凉山的抽水蓄能电站施工现场，已经使用无人机进行地质勘测，AI算法实时分析200平方公里的地形数据，1小时内就能完成过去需要10天的选址评估。AI系统已将抽水蓄能电站的选址周期从18个月缩短至6个月。

设计环节的变革同样惊人。东方电机的工程师在虚拟仿真平台上输入参数，10分钟后就生成了12种水泵水轮机设计方案，而过去则需要3个月做方案比选，AI把不可能变成了日常。

运维环节的预测性维护让设备可靠性大幅提升。在浙江仙居抽水蓄能电站，数字孪生系统每天分析800万条传感器数据，提前14天预警轴承磨损，使机组非计划停机次数下降60%。

“AI正在把储能行业从经验驱动推向数据智能。”一位外国工程师评价，中国在智能调度算法上的突破，使抽水蓄能电站的综合效率提升至80%以上，远超国际平均水平。

在挑战中寻找破局点

然而，快速发展的背后隐藏着诸多挑战，与会专家围绕储能存在的问题展开探讨。专家表示，选址难度大、周期长、投资成本较高，是抽水蓄能电站的建设面临的主要挑战。

虽然锂电池储能项目建设周期短，但由于寿命只有8至10年，全生命周期成本并不低。安全性能、规模瓶颈和盈利模式，仍是制约新型储能发展的关键因素。

在走向国际市场的道路中，也面临标准壁垒。“国标与欧美标准的差异和国产设备国际市场认可度限制、各国不断强化的本地化率要求和地缘政治动荡、新兴市场抽水蓄能电价机制不健全、投资回收期较长等，构成了抽水蓄能国际化发展的阻碍。”朱国金说。这些多维度的挑战需要通过技术创新、国际合作和政策协调等方式系统性地突破。

国家政策层面的支持更为关键。2025年1月，国家发展改革委与能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，标志着新型储能正式进入“市场引导为主、政策驱动为辅”的发展新阶段。这一政策突破直接推动山东等省份建立独立储能参与现货市场交易机制，通过拉大充放电价差、拓宽辅助服务收益渠道，使储能从新能源发展的“成本项”转为“价值项”。在江苏，40个电网侧储能项目通过固定电价交易机制，在2024年迎峰度夏期间实现平均每天两次满充满放。

地方政策创新同样亮点纷呈：山东对新型储能项目给予0.3元/千瓦时的建设补贴，并优先保障用地指标；江苏通过“充电免费﹢放电溢价”机制，使储能电站参与顶峰的积极性提升3倍以上。

国际合作也将柳暗花明。在“一带一路”倡议下，中国电建与中东欧国家合作的首个抽水蓄能项目——克罗地亚塞尼电站正在建设，采用“中国标准﹢本地化制造”模式，成功破解了欧盟技术壁垒。

张宗亮表示，在新的发展形势下，抽水蓄能行业正面临新使命，由传统“保障电网安全稳定运行”向能源电力、经济社会多领域综合效益发挥转变，并将在规模化拉动经济发展和促进乡村振兴等方面发挥重要作用。