赵增海、韩冬：中国为什么选择抽水蓄能？

抽水蓄能作为技术成熟、经济性优越、可大规模开发的清洁低碳灵活调节电源，正逐渐成为推动能源结构优化、助力新能源发展的重要力量。作为世界上最大的能源生产和消费国之一，我国科学有序地推进抽水蓄能电站建设，实现大规模高质量发展，是统筹能源安全和绿色转型的重大举措。截至2023年底，全球抽水蓄能装机容量达到17913万千瓦，其中中国抽水蓄能装机容量约占28.1%，连续8年稳居世界第一。截至今年10月底，我国抽水蓄能投运装机规模5557万千瓦，主要分布在华东、华中、华北和南方地区。核准在建项目约1.8亿千瓦。

（来源：能源评论•首席能源观 文／赵增海 韩冬）

（作者分别系水电水利规划设计总院副院长、规划部副主任）

全球：能源资源禀赋决定技术路线选择

截至2023年底，全球可再生能源发电装机容量约38.7亿千瓦，其中风电、光伏发电装机容量为24.3亿千瓦。风电和光伏发电都具有随机性、间歇性、波动性等特点，高比例发展风电、光伏发电意味着必须具备足够的系统灵活调节能力。

提升系统调节能力的主要技术路线包括火电灵活性低碳化改造、发展燃气电站、建造抽水蓄能和新型储能设施、发展氢能以及挖掘用户侧调节潜力等。当前，世界主要经济体提升调节性能的路径选择主要基于其自身的能源资源禀赋。

美国页岩气产量丰富，通过发展燃气电站提升调节能力。美国在两次石油危机期间曾布局建设了2000万千瓦左右的抽水蓄能电站。自本世纪页岩气技术革命后，美国能源资源供应形势发生了根本性变化，成为产气大国并逐步改为建设燃气电站以满足调节能力需求。

日本抽水蓄能发展较早，目前世界水头最高的抽水蓄能电站仍在日本，但受限于其国土面积，抽水蓄能站点资源所剩无几。韩国地势相对平坦，抽水蓄能站点资源较不丰富。目前，日本和韩国的电力调节能力建设以燃气电站为主，同时重点发展氢能。

德国、法国等欧洲国家地势平坦，缺乏推动抽水蓄能大规模建设的地形条件，因此电力系统提升调节能力的手段也以建设燃气电站为主。

我国的化石能源资源以煤为主，油气资源相对匮乏，主要依赖进口。如果采用发展燃气电站来提升电力调节能力，既不能确保“把能源的饭碗端在自己手里”，还要承受气价高、经济性较差的压力。综合来看，积极开展火电灵活性改造，进行需求侧管理，建设大规模的抽水蓄能和新型储能设施，是我国基于自身国情特点、提高新型电力系统调节性能、保障电力系统安全稳定运行的必然选择。

中国：发展抽水蓄能条件得天独厚

从资源优势看，我国抽水蓄能资源条件好，综合优势显著，是提升电力系统调节能力的重要手段。

抽水蓄能站点资源是抽水蓄能电站大规模开发建设的物质基础。抽水蓄能项目选址通常涉及地形、地质、水源、交通等多方面因素。我国地形复杂多样，山区面积占国土面积的三分之二，站点资源丰富且分布范围广，除了上海市外，在各省（市、自治区）均有可供选择的抽水蓄能站点资源，发展抽水蓄能的条件得天独厚。

抽水蓄能的站点资源与山川地形分布密切相关，并与需求总体呈现正相关性。浙闽、两广两个区域有我国最好的抽水蓄能站点资源，同时这些区域经济发达、电力需求旺盛，调节能力需求大。京、津、冀、鲁、豫等经济重地，燕山、太行为其屏障，山东丘陵为其腹心，优质站点资源亦十分丰富，可以为电力系统建设提供坚强支撑，为新能源发展提供灵活调节能力。

根据初步普查，全国抽水蓄能站点资源约16亿千瓦，大部分项目静态单位投资为5000～6000元/千瓦。

从技术经济综合优势看，抽水蓄能建设技术成熟、经济性好，生命周期长，度电成本为0.21～0.25元，约为电化学储能度电成本的1/2。同时，抽水蓄能电站涉网性能优越，反应速度快，可以承担系统调相任务、提供转动惯量等。目前抽水蓄能电站装机规模通常为百万千瓦级别，可以接入500千伏变电站，在较大范围内支撑电力系统安全稳定运行，并支持特高压远距离送电安全。抽水蓄能电站调节性能强，具备日调节或者周调节能力，而且按日调节或周调节建设更具备经济性，能够更好地支持新能源大规模、高比例开发利用。

未来：新定位下规模化发展，提升综合效益

长期看，为实现碳中和目标，我国在2030年碳达峰后，还需要持续加大新能源开发力度满足增量电量需求，并逐步实现存量火电电量部分替代。统筹全国电力发展目标与电力合理流向，充分挖掘需求侧响应调节能力、火电灵活性改造提升调节能力，在用好系统已有调节能力和区域间电力互济的基础上，综合考虑各类储能技术经济特点，按照2035年新能源发展规模为30亿千瓦、38亿千瓦测算，预计2035年全国的抽水蓄能和新型储能总需求量约6亿千瓦（36亿千瓦时）、7.5亿千瓦（45亿千瓦时）。

抽水蓄能是当前及未来一段时间最经济、最成熟、最具大规模开发潜力的储能设施。根据世界各国的经验，抽水蓄能建成后，运行周期可以长达五十年甚至一百年，是真正“谋长远之势、行长久之策、建久安之基”的战略工程，是功在当代、利在千秋的大国重器。

综合考虑抽水蓄能建设成本，以及电力系统需求、电源结构，统筹各类调节电源和调节资源的运用成本、新能源合理利用率等因素，按照全社会用能成本最低进行测算，2035年我国抽水蓄能需求规模至少要达到4亿千瓦以上。截至2023年底，已建、在建抽水蓄能电站规模约2.3亿千瓦，考虑到合理的建设工期，为了满足2035年发展需要，2024至2028年间至少还需新增核准开工抽水蓄能规模约1.7亿千瓦。我国抽水蓄能仍有较大的发展空间。

抽水蓄能建设，好比20世纪八九十年代国家大力推动的公路建设。“要想富，先修路”，已经成为中国人民的广泛共识。“无储能，不风光”，未来要想大规模经济高效地发展新能源，从根本上解决国家的能源安全问题，建设清洁低碳安全高效的新型能源体系，也必须先建设好大规模的抽水蓄能项目。

新形势下，抽水蓄能有新定位，成为建设新型电力系统的关键支撑。同时，抽水蓄能在风光储大型基地、流域水风光一体化基地等电源侧开发方面也发挥着越来越重要的作用。从实际运行来看，我国抽水蓄能在保障电力系统安全、促进新能源消纳方面发挥了良好的作用。

“十四五”以来，新能源大规模发展和高比例接入，抽水蓄能电站的运行方式和功能定位发生了深刻改变。调频调相运行次数显著增加，极大地支持了电力系统安全稳定运行。抽水蓄能电站抽发时间分布随新能源出力特点而变化的趋势越来越明显，在新能源装机规模较大的华北、东北地区，对抽水蓄能的午间抽水需求较高，尤其是华北区域午间抽水消纳新能源需求已经显著高于夜间抽水填谷需求。华东、华中、南方区域去年同期夜间抽水次数明显多于午间，夜间和午间抽水次数差距在减小。

此外，抽水蓄能电站分布广、工程规模大、总投资高、经济拉动效应明显，在电站建设期可通过直接投资拉动经济增长，提升电力、交通等基础设施水平，带动就业改善民生。电站建成后可带动旅游等产业发展和产业结构升级，增加地方财税收入。综合来看，发展抽水蓄能是当前扩大有效投资、保持经济平稳增长的重要手段，是与地方经济社会发展深度融合的重要举措，是近远期统筹经济发展和“碳达峰、碳中和”目标的重要选择。

当前：实际开发建设规模仍远远不足

在“双碳”目标引领下，为更好适应未来新能源大规模发展新格局，同时加快补齐前些年发展滞后的“短板”，“十四五”前三年抽水蓄能加快核准建设。地方政府从拉动地方经济社会发展的角度考虑，积极推动抽水蓄能选点和项目纳入规划，对此，有观点认为抽水蓄能发展“过热”。但总体来看，按照“国家定规模、地方定项目”的总体思路，抽水蓄能项目正保持着科学有序的建设节奏。

应该引起注意的是，虽然目前核准规模较大，但实际开工规模还不及预期，存在“转冷”风险。抽水蓄能建设周期长，需要稳定的价格政策来稳定投资预期。目前，部分投资主体担心价格政策会很快调整，投资决策进度及投入放缓。“十四五”期间已核准项目约1.5亿千瓦，但超过一半项目仍未实质性开工。此外，核准进度也在放缓。根据中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会统计，今年前9个月仅核准了7个项目，共计840万千瓦，仅为2023年核准规模的13%。

根据工程建设进度估算，在政策不发生显著波动的情况下，到2030年，抽水蓄能的投产规模约1.6亿千瓦，仍远不能满足该水平年新型电力系统对抽水蓄能电站的需求。如果投资预期不稳，预计2030年投产抽水蓄能规模将仅能达到1亿千瓦左右，则远不能满足新型电力系统的发展需要。

统筹考虑我国能源资源禀赋、新型电力系统对抽水蓄能发展需求、抽水蓄能资源开发条件与比较优势、新功能定位下抽水蓄能发展新机遇，结合当前开发建设实际，按照需求导向、科学布局、适度超前的发展思路，在当前及中长期我国抽水蓄能仍需坚持科学有序大规模发展。

建议尽快出台抽水蓄能建设管理办法，指导行业高质量发展新格局，同时，通过“区域标杆容量电价+差价合约”等方式，做好两部制价格政策与全国电力市场发展的有效衔接，稳定行业预期，确保行业健康稳定发展。