在规划引领、政策支持、产业链支撑下，“十四五”以来，我国抽水蓄能发展步入快车道。近日水电水利规划设计总院发布的《抽水蓄能产业发展报告2024年度》（下称《报告》）显示，截至2024年底，我国抽水蓄能累计装机容量超5800万千瓦，连续9年居世界首位。预计2025年全年抽水蓄能新增投产装机容量约800万千瓦，到2025年底，抽水蓄能总装机容量达到6600万千瓦左右。

目前，抽水蓄能行业发展迈上新台阶，但电价机制尚未完全理顺、产业链上下游协同等挑战亟待解决。业内人士建议，建立布局优化调整方案实施情况定期调度机制，加强抽水蓄能产业链上下游协同发展，加快技术进步提升抽水蓄能竞争力。

近年来，全球能源绿色低碳转型进程加速推进，以风电、光伏为代表的新能源持续大规模增长，电力系统脱碳取得显著进展。然而，随着新能源大规模高比例接入电力系统，一些新的技术挑战和系统性问题逐渐显现，对抽水蓄能等绿色低碳灵活调节电源发展提出了新的、更高的要求。

水电水利规划设计总院副院长赵增海表示，抽水蓄能作为当前技术最为成熟、经济性最具优势，且具备大规模开发潜力的绿色低碳灵活调节电源，是适应新能源跃升发展、加快构建新型电力系统的重要技术支撑，推进其高质量发展具有重大战略意义。

我国抽水蓄能站点资源禀赋得天独厚。综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素，全国共普查筛选资源站点总规模约16亿千瓦。全国绝大部分省份均有抽水蓄能站点资源。

《报告》显示，2024年我国新增核准抽水蓄能电站23座、3090万千瓦，新增投产装机容量775万千瓦。截至2024年底，我国抽水蓄能电站投产总装机容量达5869万千瓦，连续9年居世界首位；全国核准在建抽水蓄能电站共151座，总装机容量约2亿千瓦。

“从发展格局看，抽水蓄能电站逐步由东向西规模化发展。从工程特点看，在建机组呈现高水头、大单机容量趋势，变速机组国产化步伐加快。抽水蓄能技术在勘测、施工、装备制造等方面均有所突破。”赵增海称。

抽水蓄能保障电网安全运行与新能源消纳作用也更加凸显。抽水蓄能电站“两抽两发”运行模式更加普遍，全年抽水启动约5.7万台次，同比增长30%，发电启动约6.1万台次，同比增长36%，为新能源大规模高质量发展提供了坚实支撑。

赵增海认为，未来抽水蓄能将持续处于发展战略机遇期。从全球来看，随着能源绿色低碳转型进程加速推进，光伏渗透率快速提升，电力系统面临严峻挑战。从国内来看，“新能源136号文”印发施行，推动以光伏为代表的新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成。抽水蓄能作为技术最成熟、最具大规模开发潜力、全生命周期成本最低的绿色低碳灵活调节电源，其在电力系统中的价值将得到更充分的体现。

今年正式施行的《中华人民共和国能源法》提出“国家合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站”。国家发展改革委、国家能源局也在年初制定了《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》，这是抽水蓄能领域出台的首部系统性的管理办法，标志着行业高质量发展迈上新台阶。

科学适度的规模和节奏是保障抽水蓄能行业健康发展的关键。为保障2035年抽水蓄能发展需求，赵增海建议，对各省2024年至2028年布局优化调整方案实施情况，研究建立定期调度机制；对于实施确实存在困难的项目，及时进行核准计划调整，确保方案有序实施。

合理的电价机制是行业可持续发展的保障。在我国深入推进电力市场化改革的背景下，广东、山东等地已率先开展抽水蓄能参与电力市场交易试点，但目前仍仅限于参与电能量市场，以市场方式形成电量电价。

“当前，电力现货市场逐步完善，辅助服务市场正在起步，容量市场尚未建立，抽水蓄能全面参与电力市场仍面临一些挑战，需要结合全国电力市场改革稳步有序实施。”赵增海表示，我国抽水蓄能电站资源禀赋的区域特性明显，具备执行标杆容量电价的基础。为了减轻核价压力，降低建设成本、鼓励科技创新，对于已经纳入国家核准计划的项目，建议借鉴煤电容量电价政策和新能源机制电价政策，建立基于资源分区的抽水蓄能“容量标杆电价+差价合约”机制，逐步稳妥推动现行电价政策向电力市场化过渡。

技术进步是提升抽水蓄能竞争力的重要支撑。专家建议，为降低能源转型成本、更好促进新型电力系统建设，需要围绕勘测设计、工程建设、运行管理等环节，加强技术创新、完善体制机制，优化抽水蓄能工程造价水平，持续保持抽水蓄能在新型电力系统中的竞争力。持续加大抽水蓄能领域的科技研发投入，对项目全生命周期中降低成本、加快投产、提高经济性和运行性能的关键环节进行重点攻关。（记者 王璐 ）