在“碳达峰、碳中和”目标的大背景下，我国加快构建新型电力系统，抽水蓄能电站作为技术最成熟、全生命周期碳减排效益最显著、经济性最优且最具大规模开发条件的电力系统灵活调节电源，是构建新型电力系统的迫切需要。

12月14日，《抽水蓄能电站工程技术》（第二版）在京发布。该书内容涵盖抽水蓄能电站规划、勘测设计、施工、运营管理全过程，总结归纳了该领域的工程技术和新发展，着重介绍了近30年来采用的新设计和施工技术。中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司在2008年版的《抽水蓄能电站工程技术》基础上，重点增补了近10多年来的新发展、新理念与新知识，以及新建典型抽水蓄能电站的经验和技术创新成果。该专著力求能完整体现抽水蓄能工程技术发展历程、当前技术水平和未来发展趋势，为同行或社会各界人士提供更具价值的工程技术参考，为我国抽水蓄能行业发展贡献专业力量。

中国水力发电工程学会常务副理事长兼秘书长郑声安在会上表示，自国家发改委、国家能源局相继发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》与《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》以来，抽水蓄能项目开发建设提速，规模空前。相关统计资料显示，目前我国已建抽水蓄能装机规模达5000万千瓦、核准与开工规模达到1.6亿千瓦左右，其中今年核准的抽水蓄能电站数量有35个，装机容量达4560万千瓦。《抽水蓄能电站工程技术》（第二版）系统全面地介绍了涵盖抽水蓄能电站建设全过程的工程技术，总结归纳了抽水蓄能领域的工程技术发展历程和新发展、新理念与新认识，《抽水蓄能电站工程技术》（第二版）的发布正当其时。

抽水蓄能建设迎来黄金期

根据国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展的抽水蓄能现代化产业，全国抽水蓄能投产规模达到3亿千瓦左右。抽水蓄能中长期规划布局重点实施项目 340个，总装机容量约 4.21亿千瓦；储备项目 247个，总装机容量约3.05亿千瓦；并提出，加强规划滚动调整，建立规划滚动调整机制，及时调整重点实施项目。

截至 2022 年底，我国已建成抽水蓄能电站 (机组全部投产发电)43 座，部分机组投产发电的在建抽水蓄能电站2座，其他核准在建抽水蓄能电站 86 座；建成装机容量达到4552万千瓦，核准在建装机容量1.21亿千瓦，均为世界第一。

记者在会上了解到，目前我国抽水蓄能电站建成投产规模虽居世界第一，但其在电源结构中的占比仍较低，已建抽水蓄能电站装机容量占全国电力总装机容量的比例仅为1.77%左右，不能很好满足电力系统安全稳定经济运行和配合新能源大规模快速发展的需要。抽水蓄能中长期规划发布后其建设进程加快，但由于建设周期长，见效仍需要 8~10 年时间，因此，在今后一段时期内，我国抽水蓄能电站的投产规模仍然滞后于电力系统的需求。

中国电力建设集团有限公司科技委副主任、首席技术专家周建平表示：“2022年，抽水蓄能的装机占比不到2%，抽水蓄能加上新型储能跟新能源发电装机比例达到7.2%，仍小于发达国家平均10%的数据。预计到2025年、2035年抽水蓄能占最大负荷的比重也仅有3.5%和6%，抽水蓄能装机比为2.1%和4%，说明抽水蓄能的发展空间非常大。”

在此形势下，我国抽水蓄能电站建设的核准速度也进一步加快，2021 年核准抽水蓄能电站11座，合计装机容量 1380万千瓦；2022年核准48座，合计装机容量6889.6万千瓦，当年核准项目的装机容量超过“十三五”期间核准装机规模的总量，约为之前几十年总和的三分之二，我国抽水蓄能电站建设迎来高速发展的黄金期，前景广阔。

选点规划及项目经济性仍需进一步研究

郑声安表示，抽水蓄能项目开发建设提速，规模空前，在看到抽水蓄能电站核准规模屡创新高，行业迎来了生机勃勃、欣欣向荣发展的新格局同时，也应该清楚需要面对的问题和新要求。

随着抽水蓄能选点规划工作的思路变化和提速以及电价政策的调整，各类社会资本积极布局和抢占规划资源，加上地方政府的大力支持，抽水蓄能开发建设热度空前高涨，抽水蓄能发展迎来了前所未有的大好形势，同时也面临一些新的问题需要进一步深入研究，如合理规划与布局、合理电价机制研究与落实、抽水蓄能电站选点规划工作、项目开发建设的统筹和机组设备制造能力提升与技术进步等。如何把握项目建设的必要性，经济指标达到什么程度可以开发，这些问题对抽水蓄能电站的布局和建设非常重要，也是在选点规划阶段需要重点分析论证的内容，需要根据区域经济发展、资源特性、电力系统特性、电价承受能力及区域内抽水蓄能站址建设条件等进行综合分析判断。

郑声安在会上表示，在抽水蓄能电站建设方面，一是要进一步加强前期设计与管理工作。目前有少数抽水蓄能电站因前期工作原因，核准后，因技术方案不完善仍需要加深工作或调整方案，致其不能及时开工。二是需要加大技术交流与培训力度。随着抽水蓄能电站建设规模快速增长，新进入抽水蓄能行业的工程管理、设计、施工及安装的单位与人员队伍日益壮大，迫切需要系统了解目前抽水蓄能技术发展的现状、应用经验与趋势。三是要积极推动抽水蓄能的技术进步。随着抽水蓄能工程的开发从我国东中南部逐步扩展到西部地区，抽水蓄能电站将会遭遇复杂地质条件、高地震、高寒、高海拔、多泥沙以及水资源利用限制等诸多新的问题，同时抽水蓄能工程缩短建设工期、变频技术应用、安全管理、数字化与智能化管理等要求，都需要不断提高抽水蓄能工程全生命周期的技术创新水平。

“在新型电力系统构建方面。目前我国电力系统主要的调峰电源是火电。因为抽水蓄能的建设周期长，难以及时满足新能源发展需要。而欧洲与日本等发达国家都是优先开发抽水蓄能电站，以满足电力系统调峰等需要，相比之下，我国抽水蓄能电站建设的超前规划与布局是存在不足的。”郑声安进一步表示，“目前国家能源局正在组织开展抽水蓄能发展需求规模论证和重点实施项目的布局优化调整，下一步，希望行业同仁按照国家的统一部署，高质量地做好抽水蓄能产业发展工作，助力我国新型能源体系的建设与‘双碳’目标的实现。”

在参与电力市场交易方面，电价机制和成本分摊及传导是造成过去抽水蓄能电站投资主体相对单一、发展呈现波浪式的原因之一。2021年 4 月，《国家发展改革委关于进一步完善抽水节能价格形成机制的意见》(发改价格 [2021] 633 号)发布，进一步明确现阶段仍以两部制电价为主体以竞争性方式形成电量价格，将容量电价纳入输配电价回收。对于近期新投产电站的容量电价如何合理及时地进行核定、不同区域电费有效疏导和足额回收的具体措施如何落地，以及不同调节性能的抽水蓄能电站在核定容量电价时如何体现等，是下一步需要重点关注和深入研究的问题。目前风电、光伏等新能源已开始实行平价上网，利润空间越来越小，新能源基地的投资受益主体能否背负起抽水蓄能电站的建设和运行成本也需要进一步深入研究。抽水蓄能容量电价体现电站提供调频、调相、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，进一步研究与电力市场相衔接的合理电价机制，提升电价形成机制的科学性、可操作性和有效性，对逐步推动抽水蓄能电站进入电力市场，促进抽水蓄能电站健康有序发展具有重要意义。