抽蓄电站快速发展面临的挑战与建议

在政策和市场的双因素刺激下，抽蓄电站获得快速发展，但目前仍存在诸多问题与挑战。

来源：能源新媒

文 | 胡 畅

国能大渡河大岗山发电有限公司

凌世河

国能大渡河流域生产指挥中心

在“双碳”目标和加快建设新型能源体系的背景下，抽水蓄能伴随大量新能源的需求迎来蓬勃发展，2022年以来，抽水蓄能已被纳入国务院加快推进重大投资项目清单。2022年底，我国抽水蓄能总装机4519万千瓦，较2021年增长24.18%，居世界首位。

规划到2025年装机容量将达到6200万千瓦，到2030年达到12000万千瓦左右。自2021年初至2023年5月，全国累计已核准抽水蓄能电站68个项目，装机规模9370万千瓦；“十四五”期间将要核准219个项目，装机规模2.7亿千瓦，总投资约1.6万亿元，涉及28个省（区、市）和新疆生产建设兵团。

在政策和市场诸多利好的刺激下，众多能源电力企业纷纷投资开发抽水蓄能赛道，抽水蓄能行业在进入发展快车道的进程中也面临着诸多新挑战和新问题。

生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单，是推进生态环境保护精细化管理、强化国土空间环境管控、推进绿色低碳高质量发展的重要准则。“三线一单”、一级公益林、文物和压覆矿等限制因素增多，导致部分抽蓄项目前期工作难度增大，甚至因生态红线等制约因素不再具备开发条件，需要在前期工作中加以充分论证，规避生态红线等环境敏感性因素。受地质、地形、环保、水保等因素影响，有的省区抽水蓄能选点工作难度大，与新能源发展需求不协调等问题。如：宁夏北部的贺兰山和南部六盘山均为国家级自然保护区，受生态环保因素制约，致使其站点资源难以开发。

建设成本管控难度大

由于抽水蓄能站点论证、建设周期长，一般6至10年，在投资主体多元化进程中，各投资主体均面临着较多风险和诸多不确定性。

一是因为抽水蓄能资源项目获取竞争异常激烈，少数地方政府诉求增多，要求产业捆绑、缴纳相应费用等附加条件变相增加投资成本。

二是与其配套电力外送通道可能存在建设滞后、外送容量不足导致项目不能按时投产和正常发挥效益。

三是受地质、地形、环保、水保等因素影响，或存在重大地质缺陷问题，或建设征地移民诸多不确定性导致投资增加等问题 ，对项目经济性和发展造成一定影响。

主设备制造能力面临严重供不应求的局面

“十四五”期间将要核准抽水蓄能项目219个，将在200个市、县陆续开工建设200个以上的抽水蓄能项目。国内现有大中型水电机组生产企业十余家，但具备大型抽水蓄能机组产能的厂家不多，哈尔滨电气、东方电气为生产大型抽水蓄能机组能力和业绩最好的企业，各占国内市场份额分别为42.9%、38%。

目前，在建规模将跃升超8000万千瓦，还有超过2亿kW的抽水蓄能项目正在开展前期勘测设计工作，而哈尔滨电气、东方电气分别具备年产约30台套、约25台套至30台套的大型抽水蓄能机组的制造、交付、安装服务能力，而2024年、2025年、2026年、2027年、2028年全国分别至少需陆续累计交付抽蓄机组156台套、207台套、396台套，国内抽水蓄能主设备制造产能面临严重的供不应求的局面。

大型变速机组国内仍处于研发试验阶段

目前国内抽水蓄能定速机组已实现国产化，但2万千瓦及以上的抽水蓄能变速机组仍需国外进口，河北丰宁抽水蓄能电站2台单机30万千瓦变速机组进口奥地利Andritz产品，国内厂商仍然处于关键技术研发试验阶段，特别是变速发电电动机的研制和试验相对滞后，在大型变速水泵水轮机、变速发电电动机、大功率变频装置等多学科融合研发应用进展缓慢。

目前来看面临以下挑战：一是大型可变速抽水蓄能机组由于采用双馈电机机型，转动部分与定子部分具有一样的铁心和绕组。这样的结构对小型电机不存在太大问题，但对于大型抽水蓄能机组这种大尺寸、高线速度下的转动铁心和绕组，其动态稳定设计是国际公认的难题。从转动部分关键部件的材料选择，到电磁性能、力学性能及传热性能的设计都存在亟待攻克的难点，需要电机方面科研技术人员的努力。

二是大型变速抽水蓄能机组需具备快速准确协助电网调峰调频调相的能力，开发出适用于发电和抽水两种工况并且有功和无功控制高度解耦的大型可变速抽水蓄能机组的励磁控制装置和控制策略是当前亟待解决的问题，与此相应还需要进一步提升励磁、调速器、变频装置等辅机设备的国产化水平。

三是提高大型可变速抽水蓄能机组工艺水平，降低工程造价，确保工程安全和质量等方面还面临挑战。

四是需要进一步利用物联网、云计算和大数据等技术，推动大型可变速抽水蓄能机组设计、建造和管理的数字化、智能化。

项目前期工作管理有待进一步规范

根据水电行业管理，抽水蓄能项目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，一般以可行性研究报告作为项目申请报告编制的基础。现阶段，有些开发业主为了抢进度，在预可行性研究完成后，就跨阶段进行项目申报核准，可能为后续的项目开工、工程建设和运营带来较大的不确定性。

资源与需求不平衡，“胡焕庸线”以西的抽蓄建设难度相对较大、造价相对较高

我国抽水蓄能站点资源比较丰富，但存在着较为突出的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。

目前，投产和在建的抽水蓄能电站，主要集中在“胡焕庸线”以东，集中在广东、浙江、安徽、河北等经济发达、用电负荷集中地区。内蒙、宁夏、甘肃、青海、新疆等西北地区，风光资源丰富，当地电力消纳空间不足，存在大规模远距离送电需求。在“胡焕庸线”以西的抽水蓄能项目海拔高、交通环境一般、气候和地质条件相对较差，冰雪霜冻时间较长，抽蓄建设难度相对较大、造价相对较高。

抽水蓄能电站综合评价水平存在局限性

目前，抽水蓄能电站项目评价主要是对其选址、枢纽布局、工程建设质量、在电网功能和企业投资回报等方面进行评价分析，涵盖范围不充分，研究方法与指标体系也不完善，如市场需求必要性评价等，没有形成系统的研究体系和理论框架，且评价研究对象主要是大型抽水蓄能项目。

海水抽水蓄能发展尚在起步阶段，前进之路充满挑战

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。正因为受关键材料、防海水腐蚀技术制约和环评的影响，海水抽蓄规划站点较少。海水抽蓄的建设成本与陆地抽蓄相比，综合成本偏高。

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相关战略思考和措施建议

作为电力系统安全稳定经济运行的重要调节器和稳定器，抽水蓄能对优化电网电源结构、缓解电网调节压力、提高各地“风光”新能源消纳具有重要作用。当前和未来较长时期，随着新型电力系统构建和高比例新能源快速发展，抽水蓄能具有广阔的发展空间。针对抽水蓄能项目快速发展进程中存在的上述诸多问题和挑战，现提出相关战略思考和相关措施建议。

进一步创新生态环保评估工作

据悉目前社会资本推进的部分抽水蓄能项目不同程度涉及生态环保、文物和压覆矿等限制因素，有的甚至因生态红线等因素难以开发，相关县市人民政府也积极地将本地生态保护调整规划报告通过本省国土局上报国土资源主管部门，但因种种原因大多数难以批复。

鉴于抽水蓄能占地面积较小、库容较常规水电小得多、大坝高度一般均低于100米、没有环境污染等特点，只要不影响当地绿色低碳高质量发展，建议及时批复地方政府上报的生态保护调整规划报告，积极推动解决抽水蓄能建设面临的用地、用海问题，适当放宽海水抽水蓄能项目环评条件，同时开发业主需多措并举，优化站点，努力规避生态环保红线等问题，否则难以满足碳达峰碳中和的发展进程。

着力提升装备制造能力以及关键技术研发应用

国家层面引领和支持相关企业加快提升抽水蓄能产业的装备制造能力，统筹考虑抽水蓄能产业链能力。建议在政策层面给予大力支持，投入一定的国有资本金，缓解哈电和东电等装备制造企业资金压力，大力支持哈电和东电等装备升级改造和提高抽水蓄能机组设备制造产能，满足当前及未来抽水蓄能大规模开工建设需要。

进一步规范抽水蓄能产业市场秩序，建议国家出台相关政策，引导实力强、业绩好、技术优的企业开展良性市场竞争。加大关键材料和配套部件自主化研制力度。支持企业加大科研攻关力度，加快突破关键技术难题，从整条产业链深度推进，加大关键核心部件国产化力度，确保项目建设整体可控。

立项开展关键技术开发与标准制定，国家层面充分利用抽水蓄能发展的良好时机，建立重大科技项目与标准化工作联动机制，增强国际标准话语权，加快制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化，大力推进中外标准互认，引领抽水蓄能乃至整个水电产业发展。

加快抽水蓄能变速机组国产化的进程

在抽水蓄能总容量中需要配置一定容量的变速抽水蓄能机组，以进一步提高电力系统对风光新能源的调节适应能力。同时，变速抽水蓄能装备研制及应用是国家能源战略发展和关键技术突破的需要，采用可变速抽水蓄能机组可以实现发电运行和抽水运行两种状态的宽负荷功率调节，具有快速系统响应速度，使水轮机在任意水头和负荷时始终保持在最佳转速运行，并保持效率最优，对电力系统稳定运行起到重要作用。

同时抽水蓄能变速机组可以解决常规定速机组在水泵工况下不能调节输入功率的问题，更加灵活可控，能够适应大规模新能源接入的电力系统调节需求，能够有效促进间歇性的风电光伏发电的消纳利用。

但目前国内抽水蓄能变速机组仍处于关键技术研发试验阶段，为了落实习近平总书记关于核心技术必须牢牢掌握在自己手中的号召，建议国家层面牵头，组织哈电、东电联合国家电网、南方电网和相关高校等联合加快变速机组关键技术研发、试验，尽快实现30万kW及以上的变速抽水蓄能机组国产化。

建议可从如下几方面着手突破研制大型可变速抽水蓄能机组的技术瓶颈：首先，提高无取向电工钢研制水平。大型可变速抽水蓄能机组设备对机组效率要求较高，随着抽水蓄能快速增长，将拉动高牌号无取向电工钢需求，需要深入研究。其次，要投入较多科研力量攻关解决转子铁心端伸出部分绕组的防护结构。再次，在大型可变速抽水蓄能机组设备这种大惯量、复杂水力条件和电气性能要求下的运行性能设计，需要集电磁、水力、电力电子、控制系统等多方面的技术来完成系统的综合设计。

同时，在大型可变速抽水蓄能机组推广应用上，建议国家出台指导意见，推进示范项目和工程，立项开展关键技术研发与标准制定，将先进适用的科技创新成果融入标准，促进国产技术落地。进一步完善相关支持政策，支持水风光蓄一体化、核蓄一体化、风光蓄多能互补基地等新业态发展，推动大型可变速抽水蓄能机组应用。

加强项目前期工作规范管理

建议国家发改委牵头制定抽水蓄能电站前期工作管理办法，规范前期工作程序，规避有的业主单位为了抢进度在预可行性研究完成后，就进行项目核准。同时，重视规划滚动调整工作，密切跟踪各省市抽水蓄能规划滚动调整进展，寻求调整规划提前实施的机会，积极争取调整开发顺序，优先安排成熟项目进入核准开发程序。

注重抽蓄项目与当地新能源和电网的协同发展

各省市抽水蓄能项目实施方案与该地区的光伏、风电发展实施方案直接相关，由于抽水蓄能电站从前期准备到建成需要6至8年，因此，在筹备阶段就需要加强抽蓄与新能源大基地一体化融合发展、与水电梯级融合创新、混合式抽蓄等方面的协调、研究和应用；在项目立项阶段就应加强抽蓄与其电网规划建设的协同，以确保抽蓄项目与其配套的电力送出工程同步规划、同步建设、同步投运。

积极寻求常规水电抽蓄改造潜力

我国水电资源丰富，利用已有的梯级水电天然的上下库和水工系统，寻求对常规梯级水电进行改建扩建，形成混合抽水蓄能电站，混合抽水蓄能电站建设周期短、投资小，适合与新能源进行互补联合发电，是未来抽水蓄能发展的重要方向之一。

除十三大水电流域外，中小水电星罗密布，分布在全国各地，建议加快探索对大中小常规水电站进行抽水蓄能改造，不仅可节省投资、提高现有输电网络利用率，而且有利于“水风光储”一体化开发利用。特别是对其中有条件的中小水电站进行抽蓄功能的改造，将有助于未来我国分布式可再生能源的发展，且可以解决枯水季无发电功能的问题。

“水风光储”一体化开发将成为推动能源转型发展的重要路径

未来大型水电开发潜力主要在西藏，伴随着新能源大规模开发，国内外大量实践已充分证明，“水风光储”互补发电的优势明显、水风光三种资源的发电峰值自然分布互补性较好，水库周边也往往具有较大空间，可布局建设“风光”项目。

同时，“水风光储”一体化开发还可以解决仅开发抽水蓄能项目容量电价矛盾难以疏导、投资回报率极低的问题。建议将流域“水风光储”一体化开发项目纳入区域和国家整体社会经济和电力发展规划，依托大电网，充分发挥“水风光储”互补优势，大渡河流域和雅砻江流域正在推进“水风光储”一体化开发正是践行这一理念。

寻求与设计单位联合开发

在抽蓄项目竞配或者开发过程中，第三方设计院的作用非常大，其设计院因为前期参与编制各省抽蓄规划方案（甚至是招标文件），充分了解各项目基本情况以及全省经济、电力发展情况，对项目建设时序和政府决策机制也有一定认知，其作用仅仅是技术支持、项目勘察和可行性研究等方面，在资源获取阶段就应成为重要合作伙伴，为项目顺利取得开发权奠定基础。

寻找地理地质条件好、经济发达、对电价敏感度低的区域优先开发

地理地质条件是决定抽水蓄能技术经济指标的关键，如发电水头、距高比、综合效率等。由于抽水蓄能的买单对象最终仍是通过省级输配电价传导到市场用户来承担，会推高省内用能成本，所以在项目择优开发中，需要在系统调峰能力建设和经济用能成本之间寻找平衡，优先寻找经济发达、用电量大、对电价敏感度低的用户区域将是一个方向。

进一步提升抽水蓄能项目综合评价水平

鉴于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，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。

同时，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，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的规划、建设和运营。

积极开展协同运行技术和运行方式策略的研究

加大“双碳”目标下电网水、风、光、储多源互补特性和协同运行技术研究，在保障电网安全前提下最大限度消纳清洁能源。在注重抽水蓄能建设的同时，同步开展其运行方式策略的研究与应用，充分发挥抽水蓄能在保障电网安全、灵活性的调节和清洁能源消纳方面的作用。

加快海水抽水蓄能电站的研发和应用

海水抽水蓄能电站与传统淡水抽水蓄能电站相比，具有选址方便、不需建设下库、水量充足、水位变化幅度小、有利于水泵水轮机稳定运行等优势；同时海水抽水蓄能可以建在火电、核电、海上风电等大型电源点附近或电力需求相对较大的沿海负荷中心附近，降低了输电成本；也可以建在远离能源基地、淡水资源匮乏的沿海地区和岛屿上，有利于电力系统灵活调峰和储能，对于能源结构的优化调整和实现双碳目标具有重要意义。

我国拥有广阔的海岸线（海岸线总长度3.26万公里，其中大陆海岸线1.84万公里，岛屿海岸线1.42万公里），海水资源丰富，开发海水抽水蓄能项目具有战略意义和较好的市场需求。

建议国家组织哈尔滨电气、东方电气联合国家电网、南方电网、国家能源集团和三峡集团等加快海水抽水蓄能机组国产化的进程，特别是其过流部件所需关键材料和防海水腐蚀技术、大型海水水泵水轮机的国产化进程。

建议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运行工况下的防腐技术等。