2.2 国内外抽水蓄能发展历程

2.2.1 国外发展历程

1882年全球第一座抽水蓄能电站诞生于瑞士苏黎世，抽水蓄能电站首次较大规模的开发始于20世纪50年代，国际上的抽水蓄能电站发展可以总结为四个阶段。

第一个阶段，20世纪上半叶，此阶段抽水蓄能电站发展缓慢，建设抽水蓄能电站的主要目的是蓄水，汛期将河流多余水量（下库）抽到山上的湖泊（上库），供枯水期发电用，也就是汛期蓄水，枯水期发电，以调节常规水电站发电的不平衡性。

截至1950年底，全世界建成抽水蓄能电站31座，总装机容量约为1300MW，主要分布在瑞士、意大利、德国、奥地利、捷克、法国、西班牙、美国、巴西、智利和日本。其中，最早采用可逆式机组的是西班牙于1929年建成的乌尔迪赛电站，装机容量为7.2MW。

此阶段抽水蓄能电站从最初的四机式（水轮机、发电机、水泵、电动机）过渡到三机式（水轮机、发电-电动机、水泵），最后发展到两机可逆式水泵水轮机组；从配合常规水电的丰枯季调节到配合火电、核电运行逐渐转变为配合新能源运行，从定速机组发展到交流励磁变速机组和全功率变频机组。

第二个阶段，20世纪60～80年代，从第二次世界大战后经济复苏期结束到1973年世界石油危机前，美欧日等发达国家经历了长达20余年的经济高速增长期，随着工业化时代的来临，电力负荷迅速增长；家用电器普及化，电力负荷的峰谷差也迅速增加。

在此期间，美国、西欧、日本等国家和地区陆续建造了大量核电站，带来了较大的调峰需求。为配合核电运行，这一时期建设了较多的抽水蓄能电站，两者的建设近似保持“同步”的节拍。因此，这是抽水蓄能建设蓬勃发展的黄金时期，抽水蓄能电站主要承担调峰和备用功能。全世界抽水蓄能电站装机容量年均增长率比总装机容量增长率高一倍左右，1990年达到8600万kW，占总装机容量的3.15%，30年内装机容量增长近23倍，占总装机容量比重增长了4倍。

第三个阶段，进入20世纪90年代后，抽水蓄能电站发展走向成熟，增长速度开始放缓，并非是合适的水文资源开发殆尽，而是发达国家经济增长速度有所放慢，导致电力负荷增长放慢。同时，天然气管网迅速发展，液化天然气和液化石油气电站数量快速增加，也挤占了抽水蓄能电站的发展空间，抽水蓄能电站建设年均增长率从20世纪80年代的6.45%猛降至2.75%。到2000年全世界抽水蓄能电站装机容量达到114000MW。

第四个阶段，21世纪初至今，随着新能源的快速发展，抽水蓄能电站因其灵活调节特性成为保障风电、太阳能等不可控新能源发电的重要手段，抽水蓄能电站的规划建设又一次进入各主要国家决策者视野。如美国、德国、法国、日本等国家都正在兴建或计划兴建一批抽水蓄能电站。国际可再生能源署（IRENA）的相关研究也反映了各国的抽水蓄能建设意向，IRENA展望报告《电力储存与可再生能源：2030年的成本与市场》的基本预测情景中提出，到2030年，抽水蓄能装机增长幅度为40%～50%。

抽水蓄能是目前最成熟、最可靠、最安全、最具大规模开发潜力的储能技术，对于维护电网安全稳定运行、构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要支撑作用。全球抽水蓄能累计装机规模不断增长，2020年全球抽水蓄能累计装机规模达172.5GW，同比增长0.88%。

2.2.2 主要国家抽水蓄能电站发展现状

总体来看，目前国外在运的抽水蓄能电站中，欧美80%以上是在20世纪60～90年代之间投产的，主要功能是配合核电运行。21世纪以来，欧洲抽水蓄能的发展略有增长，主要为应对20世纪90年代和21世纪初能源需求的增加，以及风电、光伏等波动性电源的高速发展。

1）日本：在日本，电网充分利用抽水蓄能机组实现削峰填谷，抽水蓄能电站的调峰、调频、填谷、紧急事故备用以及经济性蓄水等性能都得到了较好的发挥。截至2019年底，日本抽水蓄能装机规模为27.6GW，位居世界第二。

2）英国：在英国的能源结构中，抽水蓄能发电已有一百多年历史，其技术成熟、经济且发电量大，是目前英国普遍应用的储能技术。英国抽水蓄能电站相对于燃气电站容量较小，主要承担尖峰负荷、容量备用等任务。目前英国已经形成发、售电市场全面竞争体制，已建成较为成熟的电力交易市场，因此其抽水蓄能电站无需被动接受电网公司调度指令，可以自由参与市场交易竞争。

3）美国：美国大部分抽水蓄能电站建设于1960—1990年之间，至今仍在运行的抽水蓄能电站中近一半建于20世纪70年代。近几年，美国对抽水蓄能建设的兴趣显著增长。如今，美国多个州正在关注发展抽水蓄能的可能性，2026年前加州将新增约1GW的抽水蓄能或类似的长期储能资源。此外，美国抽水蓄能电站的地域范围也在不断扩大，宾夕法尼亚州、弗吉尼亚州、怀俄明州、俄克拉荷马州、俄亥俄州、纽约州都在探索新项目^[1]。

2.2.3 我国发展历程

1.我国抽水蓄能发展历程

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，在20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，标志着我国抽水蓄能电站建设起步。

但由于调度和机组质量问题，加之水头低、容量小，这些机组并未受到电网的重视，直到1992年投产的潘家口抽水蓄能电站在电网中发挥了重要作用，抽水蓄能电站首次得到电网的认可和重视，同时拉开了我国大力发展抽水蓄能电站建设的序幕。

为配合新增如大亚湾核电、秦山核电以及火电运行，作为重点地区安保电源，在华北、华东、南方等地区相继建成十三陵（800MW）、广蓄（2400MW）、天荒坪（1800MW）等一批大型抽水蓄能电站，到2000年底总容量达到5520MW。该阶段电站装机容量、装机规模已达到较高水平。同时培养了一批设计、施工、监理和业主高素质工程建设人才，为下一步抽水蓄能电站的迅速发展积累了经验。

从1999年起，一批共11座抽水蓄能电站陆续开工建设，建设规模达到11220MW。从惠州、宝泉和白莲河3座电站开始，机组国产化的步伐大大加快。截至2010年底，随着张河湾、西龙池、桐柏、泰安、宜兴、琅琊山等一批大型抽水蓄能电站相继投产，全国抽水蓄能电站装机容量达到14510MW。

进入21世纪，随着国家经济增长速度提升，电力需求旺盛，对抽水蓄能电站的需求增加迅猛，2000年，日本、美国和欧洲合计占全球抽水蓄能储能容量的80%以上。然而从21世纪初开始，中国迅速成为抽水蓄能的主要建设者，其新增项目数量超过了世界其他地区的总和（见图2-1）。我国目前拥有和运营的抽水蓄能设施的装机容量在全球领先，在2015年超过美国，2017年超过日本。

“十二五”“十三五”期间，为适应新能源、特高压电网快速发展，抽水蓄能发展迎来新的高峰，相继开工了吉林敦化、河北丰宁、山东文登、山东沂蒙、安徽绩溪等抽水蓄能电站。

2017年我国抽水蓄能电站装机容量达到28490MW，成为全世界抽水蓄能电站规模最大的国家。截至2020年底，全国运行抽水蓄能电站32座31490MW。

我国经济进入新常态以来，由高速发展阶段转为中低速发展，经济增长由外延型增长转变为内涵式增长，国内经济对电力的需求减缓。一批抽水蓄能电站建成后一直处于亏损状态，引起运营公司的警惕。抽水蓄能电站建设进入谨慎发展阶段。

然而在新型电力系统建设的大背景下，随着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）》，提出抽水蓄能2030年和2035年的装机目标，抽水蓄能发展将进入新阶段，即将迎来爆发式增长。

2.国内在运和在建抽水蓄能情况

截至2021年底，我国抽水蓄能电站在运项目40座，装机容量为3639万kW，在建项目48座，装机容量为6153万kW。2021年，安徽绩溪、河北丰宁、吉林敦化、浙江长龙山、黑龙江荒沟、山东沂蒙、广东梅州和阳江、福建周宁等抽水蓄能电站项目部分机组投产发电，新增投产装机规模为490万kW；新核准黑龙江尚志、浙江泰顺和天台、江西奉新、河南鲁山、湖北平坦原、重庆栗子湾、广西南宁、宁夏牛首山、广州梅州二期、辽宁庄河等抽水蓄能项目，核准装机规模为1370万kW；超过2亿kW的抽水蓄能电站正在开展前期勘测设计工作。目前已建、在建抽水蓄能项目主要分布在华东、华中、华北、南方、东北电网。截至2021年底中国抽水蓄能电站建设情况见表2-1。

根据《抽水蓄能产业发展报告》预测，2022年，预计安徽宁国、江苏连云港、浙江建德、广东三江口、贵州黔南、河北徐水、河南龙潭沟、湖北宝华寺、湖南安化、江西洪屏二期、辽宁大雅河、内蒙古乌海、青海哇让、陕西富平等项目将核准建设，核准规模将超过5000万kW。2022年，预计吉林敦化、黑龙江荒沟、浙江长龙山、山东沂蒙、山东文登、河北丰宁、广东梅州、广东阳江、福建周宁、福建永泰、安徽金寨、河南天池、重庆蟠龙等在建抽水蓄能电站部分机组将投产发电，投产规模约为900万kW。而截至2022年底，抽水蓄能电站总装机容量达到4500万kW。