抽水蓄能将迎投产高峰
记者 杨苗苗
“抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源。”国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》以三个“最”对其作用给予权威定调。在新能源高比例发展及新型电力系统建设背景下，抽水蓄能的调节价值日益凸显。《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》明确提出，科学布局抽水蓄能，在资源优越、负荷需求大的地区建设一批电站，新增投产装机容量约 1 亿千瓦。
具备广阔开发潜力
作为新型电力系统的“稳定器”和电网的“巨型充电宝”，抽水蓄能项目的开发潜力备受关注。
据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》，全国可开发总资源约 16 亿千瓦，其中在建及核准规模约 2 亿千瓦。截至 2025 年 8 月底，我国抽水蓄能建成投产 6236.5 万千瓦，整体开发不足 4%，未来空间巨大。
按照“三步走”战略，我国已达成 2025 年投产 6200 万千瓦的目标。规划显示，到 2030 年投产总规模将翻番至 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，将形成技术先进、国际竞争力强的现代化产业。未来 10 年是我国抽水蓄能投产的高峰期。
从资源分布看，东部地区优质站点布局已基本完成，开发进入中后期；中西部地区资源充裕、开发程度低，将成为未来 10 至 20 年的核心增量区域，行业格局正逐步由东向西规模化转移。
行业公认的优质站点需满足地形地质优、水源有保障、经济性好及系统适配强等特征。我国符合上述条件的优质站点规模达 4.21 亿千瓦，这些项目已从全国约 16 亿千瓦总资源中优中选优，纳入重点实施项目库，主要分布在华北、东北、华东、南方及华中等地，旨在服务新能源开发、核电发展及负荷中心建设等多重需求。
新类型优质资源加速涌现
面对传统优质站点减少的挑战，我国抽水蓄能开发已进入“优中选优、区域转移、类型多元”的新阶段，混合式抽蓄、矿坑改造及高海拔开发等新类型资源加速涌现。
一是混合式抽水蓄能。依托现有水电站增建扩容，具有投资省、周期短等优势。利用已建水库可减少征地与新建大坝，投资降低 20%—30%，建设周期缩短 2—3 年。全球在建最大的两河口混合式抽水蓄能电站预计 2026 年迎来关键节点，建成后总装机达 420 万千瓦，兼具径流发电与双向调节功能。
二是矿坑及废弃水库改造。此类项目变废为宝，生态友好且造价低廉。全国首个利用矿坑建设的滦平抽水蓄能电站于 2022 年开工，下水库利用铁矿矿坑成库，计划 2029 年运营，实现了资金节约与生态修复的双赢。
三是高海拔及特殊地质区域开发。随着高海拔专用装备、深埋工程及智能建造技术的突破，以往难以利用的站点转化为优质资源。中国西电研制的 4000 米海拔成套开关设备打破了进口依赖。新疆阜康抽水蓄能电站作为典型代表，于 2024 年 7 月投产，总装机 120 万千瓦，年可增发新能源电量 26 亿千瓦时，并在建设中同步实施了绿色生态修复。
新疆阜康抽水蓄能电站。
行业迈向市场机制驱动新阶段
完善的电价形成机制是行业可持续发展的保障。继 2021 年"633 号文”后，2026 年 1 月出台的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（简称"114 号文”）成为又一里程碑，推动行业迈向市场机制驱动的新阶段。
114 号文实行差异化定价管理：存量电站延续老政策以稳收益；增量电站采用“标杆容量电价 + 市场收益分享”机制，保障成本回收并激励市场获利；拟开工电站则完全市场化，依靠调峰能力与交易获利，推动行业从“靠政策”转向“靠本事”。此外，文件明确了新型储能容量电价机制及跨区域项目电费分摊规则，确立了抽水蓄能在公平竞争中的长期优势。
广东在市场化探索上先行一步。2024 年 10 月，梅州抽水蓄能电站全电量参与电力现货市场，成为我国首个入市电站。该电站通过“低价抽水、高价发电”的主动运营模式，显著提升了机组灵活性与新能源消纳能力。截至 2025 年 8 月底，其累计交易市场电量超 17.4 亿千瓦时。梅州模式为大湾区乃至全国抽水蓄能电站的市场化运营提供了实践样本。
随着全国统一电力市场的构建及 2030 年目标的推进，更多电站将复制梅州模式全面入市。未来 10 年，在“双碳”目标驱动下，抽水蓄能将通过规模、技术、效益的全面升级，成为保障能源安全与推动绿色转型的核心支柱。