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抽水蓄能电站，被称为“巨型充电宝”，其利用两个地势高低不同的水库，利用电网中负荷低谷时的电力，由下水库抽水到上水库蓄能，待电网高峰负荷时，放水回到下水库发电的水电站，又称蓄能式水电站。相比其他电源，抽水蓄能的特殊之处在于，“工作一天，生产出的电量还没有自身消耗的电量多”，一般情况下，每用电4千瓦时抽的水可发电3千瓦时，消耗比产出高1千瓦时，业内也常用“抽四发三”来概括抽水蓄能的运行特征。乍一看这是“赔本”的买卖，但抽水蓄能已有140余年的发展历史，其本质上不是一个纯粹的电源，而是电力系统中承担调峰、填谷、储能、调频、调相、备用和黑启动等多种功能的调节工具，被喻为电力系统的“稳定器”“调节器”“平衡器”。作为现阶段最安全、最稳定的储能方式，抽水蓄能是保障电力可靠供应、增强系统调节能力的重要手段。
国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。 我国抽水蓄能发展可分为起步、引进发展、快速发展、自主发展、“双碳”目标5个阶段。 起步阶段。1968年，我国首次在河北岗南水库安装了1台从日本引进的容量为1.1万千瓦的抽水蓄能机组，1972年在北京密云水库安装了2台单机容量为1.2万千瓦的国产抽水蓄能机组。 引进发展阶段。从上世纪九十年代直至二十世纪初，也就是“八五”至“九五”期间，我国火电大发展并逐步引入核电等，电网出现明显的调峰需求，该阶段我国开始成规模的建设一批大中型抽水蓄能电站，如潘家口（27万）、北京十三陵（80万）、广州（240万）、天荒坪（180万）等，装机容量超过535万千瓦。在此阶段，电站单机容量、装机规模已达到较高水平，但直至2003年以前，我国15万千瓦以上大型抽水蓄能机组关键技术处于空白，设备全部需要引进，价格高昂。 快速发展阶段。快速发展阶段以成立抽水蓄能专业运营公司为标志（国家电网公司成立国网新源控股有限公司，南方电网公司成立调峰调频发电公司）。二十一世纪前十年，各地电力需求进一步扩大，部分出现缺口，电网调峰需求进一步加大，在此期间又陆续建成投产了超过12个大中型抽水蓄能电站，装机容量增加787万千瓦，典型电站有浙江桐柏（120万）、山东泰安（100万）、江苏宜兴（100万）、河北张河湾（100万）、湖南黑麋峰（120万）、湖北白莲河（120万）等。 自主发展阶段。“十二五”和“十三五”期间，新能源、特高压电网快速发展，抽水蓄能发展迎来新的高峰，惠州（240万）、山西白龙池（120万）、浙江仙居（150万）、江苏溧阳（150万）等13座大型抽水蓄能电站相继投运，装机容量增加1668万千瓦，经过高速发展，期间的技术引进、消化、吸收和创新，国内企业在抽水蓄能工程勘察设计施工、蓄能机组（600 米及以下水头段）自主研制等方面已达到了国际先进水平。 构建新型电力系统阶段。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，要求加快抽水蓄能电站核准建设，按照“能核尽核、能开尽开”原则，规划到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，抽水蓄能电站投产总规模达到3亿千瓦。纳入国家抽水蓄能规划项目库的抽水蓄能总规模为7.26亿千瓦，其中重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦；储备项目247个，总装机规模3.05亿千瓦。 随着我国电力体制机制改革的不断深入，抽水蓄能投资主体多元化格局基本形成，三峡集团、国家电投集团、中国华电集团等涌入抽水蓄能行业，抢占站点资源。政策助推下，抽水蓄能发展驶入“快车道”。在“十四五”期间，我国拟开工1.8亿千瓦抽蓄项目，重点实施“双两百工程”，即在200个市、县开工建设超200个抽蓄项目。
2023年，水电水利规划设计总院和中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会联合发布的《抽水蓄能产业发展报告2022》显示，截至2022年底，我国已建抽水蓄能装机容量4579万千瓦。目前，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦，其中已建、核准在建装机规模1.67亿千瓦。据不完全统计，截至2023年11月，我国抽水蓄能在建（核准）项目正式超过2亿千瓦，近半年迎来核准高峰，共核准27座抽水蓄能电站项目。2024年1月，共有30座抽水蓄能电站迎来重要进展，其中8座抽水蓄能电站项目核准、开工、签约。 抽水蓄能装机规模快速增长，业内关于抽水蓄能发展是否过热的讨论也随之而来，出现了两种泾渭分明的观点。一方观点认为，虽说电源规划要适度超前，但当前抽水蓄能的建设规模已经远远超出实际需求的规模；另一方观点认为，当前各地灵活性电源难以匹配新能源发展进度，抽水蓄能的实际建设规模，非但不过热甚至远远不够，仍需加大马力加速推进。各方观点莫衷一是，见仁见智。供需如何精准匹配，是电力系统规划发展长久以来要面对的核心难题。 一如“十二五”时期的煤电，彼时各方均认为产能过剩，但进入“十四五”时期，新能源装机大幅增长，稳定出力的可靠电源成为稀缺性资源，煤电成了“香饽饽”。若仔细观察目前有关抽水蓄能的讨论就会发现，无论是装机规模，还是空间布局，其讨论的立足点最终都指向了构建新型电力系统下的灵活性需求。 国家发改委、国家能源局2022年印发的《“十四五”现代能源体系规划》对电力系统灵活性提出明确指标，“电力协调运行能力不断加强，到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。”国家发改委近期印发《关于加强电网调峰和智能化调度能力建设的指导意见》给出明确目标，按照“因地制宜，科学配置”的思路，提出到2027年，抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上，需求侧响应能力达到最大负荷的5%以上。 抽蓄装机不等于电力系统的调节能力，而且上多大规模合适，也是电网安全和电价水平的平衡问题，不是单一目标的问题，需要科学把握发展节奏。从调节能力的需求看，抽水蓄能当然是越多越好，但是从效率、可负担的角度看，不同时期、不同地区、不同条件开发抽蓄的必要性各不一样，而且抽蓄的开发周期长，当前开发得够不够取决于并网时候的电力需求、供需情况、负荷特点、电源结构，而这一点很难有明确判断。
在“规划上量 电价保底”双重政策刺激下，社会资本纷纷进场，与地方政府拉动投资需求一拍即合，导致不少忽视开发布局、建设时序的项目上马。截至去年4月底，全国在运抽蓄容量约4800万千瓦，在建及核准容量1.3亿千瓦，按照7~8年建设周期，2030年前后投产总规模约1.8亿千瓦，是国家规划目标的1.5倍。 如果把视线转向“胡焕庸线”以西，会发现过去抽蓄项目稀少的西北地区，也开始在抽蓄开发的道路上狂飙猛进。过去，投产和在建的抽水蓄能电站，主要集中在“胡焕庸线”以东，截至2022年，我国开工建设的抽水蓄能电站共有73座，其中位于胡焕庸线东侧的有67座，西侧仅有6座。但2022年，国网西北分部统计的公开数据显示，西北地区仅一年时间便完成抽蓄可研审查12项，截至2023年3月，新增开工项目11项，容量1230万千瓦。按照目前工程前期进度，预计到2030年，西北抽水蓄能电站总规模将超过6000万千瓦，在不足十年的时间，规模将远超西北电网水电。 以水为生的抽水蓄能在干旱缺水的西北地区纷纷上马，这是为何？某地方政府研究人员表示，西部地区，特别是西北地区的抽水蓄能建设，除满足自身需要外，更多是服务能源基地外送。西部能源基地，特别是大型光伏风电基地，需要通过特高压直流送电至东部，必然涉及到可再生能源的调节问题。“特高压运行技术上暂无法完全依赖受端调节，西部增加调节性电源有其客观原因。” 但西北地区建设抽水蓄能电站面临以下问题：海拔高、温度低、降雨量小、蒸发量大，这些因素和条件都给西北地区布局大量抽水蓄能电站带来不利影响。同时，资源逆向分布，网源协调难度大。据国网西北分部公开研究，预计2030年，陕西、青海、甘肃南部将出现一定程度的抽蓄规模过剩。陕西南部、甘肃南部、青海东部等地区抽蓄资源集中度高，对主网架承载能力提出更高要求。 针对上述一系列问题，主管部门已有察觉，开始着手优化调整。国家发改委、国家能源局去年12月发布的《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法（征求意见稿）》明确，省级能源主管部门组织开展本地区抽蓄站点资源调查普查工作，各省应建立省级站点资源库并滚动调整。同时，根据电源结构、电网网架结构等统筹各类调节资源，综合考虑规划水平年电力保供、新能源合理利用率、电价承受能力等因素，提出不同地区抽蓄发展需求规模建议。 对于未来抽水蓄能的可持续发展，新型电力系统中促进调节资源的发展应遵循基本的经济规律，进一步发挥市场优化配置资源的作用，政策导向亟需从“单纯激励开发建设”向“市场化高效率利用并重”转变，通过市场增强发展的科学性，平衡好调节能力、电网安全和电价水平的关系。 要使抽水蓄能发展区域布局更加科学，就需要借助市场“无形之手”。“随着抽水蓄能装机容量的大规模增加，如全部将容量电费疏导至用户侧，将导致省内用户电价快速上涨。为此，进行经济性评价时，必须结合当地政策，以及当地社会电价承受能力，研判未来容量电价趋势，并作为容量收益的风险评价因素。在未来，随着市场化进程不断推进，抽水蓄能电站应具有独立市场主体地位，形成市场化的价格机制。” 首先，要增强电力系统规划的科学性和系统性，增强电源发展与电力市场运行的关联性，实施滚动规划；其二，抽蓄建设是有长期合理性的，需要适当超前布局，但是要从电力系统的需求角度考虑布局和开发次序，避免投资出现过大波动；第三，要考虑电力系统供需平衡和容量充裕度等因素确定统一的容量电价水平，而非以技术类型制定容量电价，要提高政策使用的效能，避免影响技术中性原则，导致各技术领域发展冷热不均。 在构建新型电力系统的要求下，电力灵活性能力提升需要在电力系统源网荷储全环节发力，抽水蓄能、新型储能、煤电机组、燃气机组、虚拟电厂等不同调节资源各有相宜的应用场景，在制定规划时需充分考虑市场运行条件下的系统综合成本，对各类资源进行综合技术经济比较，同时结合新能源规划和投产情况，因地制宜、科学激励调节资源发展。任何运动式的发展都是不可取的，抽水蓄能电站建设也是一样，抽水蓄能开发建设的速度和增长规模，应全面考虑电力系统运行需求、技术经济、生态环保等多方面因素，避免出现过度开发和资源浪费，确保抽水蓄能的开发建设与整个能源体系和经济社会发展相协调。
2021年9月，国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中，其实已经明确要求：加强项目优化布局。统筹新能源为主体的新型电力系统安全稳定运行、高比例可再生能源发展、多能互补综合能源基地建设和大规模远距离输电需求，结合站点资源条件，在满足本省（区、市）电力系统需求的同时，统筹考虑省际间、区域内的资源优化配置，合理布局抽水蓄能电站。重点布局一批对系统安全保障作用强、对新能源规模化发展促进作用大、经济指标相对优越的抽水蓄能电站。 兼顾京津冀一体化以及蒙东区域新能源发展和电力系统需要，华北地区重点布局在河北、山东等省；服务新能源大规模发展需要，东北地区重点布局在辽宁、黑龙江、吉林等省；服务核电和新能源大规模发展，以及接受区外电力需要，华东地区重点布局在浙江、安徽等省，南方地区重点布局在广东和广西；服务中部城市群经济建设发展需要，华中地区重点布局在河南、湖南、湖北等省；服务新能源大规模发展和电力外送需要，重点围绕新能源基地及负荷中心合理布局，重点布局在“三北”地区。 在已有工作基础上，各省（区、市）不断滚动开展抽水蓄能站点资源普查和项目储备工作，综合考虑地形地质等建设条件和环境保护要求，开展规划储备项目调整工作。加强协调，合理合规地推动规划项目布局与生态保护红线协调衔接，为纳入规划重点实施项目、加快项目实施创造条件。 因地制宜开展中小型抽水蓄能建设。发挥中小型抽水蓄能站点资源丰富、布局灵活、距离负荷中心近、与分布式新能源紧密结合等优势，在湖北、浙江、江西、广东等资源较好的省（区、市），结合当地电力发展和新能源发展需求，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站。探索与分布式发电等结合的小微型抽水蓄能技术研发和示范建设，简化管理，提高效率。 探索推进水电梯级融合改造。开展水电梯级融合改造潜力评估工作，鼓励依托常规水电站增建混合式抽水蓄能，加强环境影响评价。发展重点为中东部地区梯级水电，综合考虑梯级综合利用要求、工程建设条件和社会环境因素等，推进示范项目建设并适时推广。 建立规划滚动调整机制，及时调整重点实施项目，根据项目前期工作进展，各省（区、市）可对规划期内重点实施项目进行微调。各省（区、市）能源主管部门加强抽水蓄能站点资源普查、站点储备和项目研究论证工作，对于储备项目在协调与生态保护红线的衔接避让之后，提出调整纳入规划重点实施项目的建议。具备条件的项目以复函形式及时纳入规划重点实施项目。 如何落实《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，各省（区、市）能源主管部门那就是见仁见智了。 湖北长阳清江抽水蓄能电站总进度计划专题报告和招标设计报告通过审查 河北易县抽水蓄能电站项目进入主体土建施工与机电安装施工双向叠加阶段 国家发改委：推动分布式能源开发利用，因地制宜布局抽水蓄能电站 国家发展改革委、国家能源局重磅发布，2027年抽水蓄能电站投运规模达到8000万千瓦以上 国家能源局综合司关于落实抽水蓄能电站选点规划进一步做好抽水蓄能电站规划建设工作的通知 国家发展改革委、国家能源局向社会公开征求意见，进一步规范抽水蓄能电站开发建设 |
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