風口已現，抽水蓄能將迎投產高峰
來源：國家能源局網站
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發布時間：2026-04-04
“抽水蓄能是當前技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件的電力系統綠色低碳清潔靈活調節電源。”三個“最”的表述出自國家能源局發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，這是國家層面對抽水蓄能作用的權威定調與高度認可。
在風、光等新能源大規模高比例發展，新型電力系統對調節電源需求迫切的當下，抽水蓄能的作用日益凸顯。最新發布的《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十五個五年規劃綱要》指出，科學布局抽水蓄能。在廠址資源好、負荷調節需求大的地區建設一批抽水蓄能電站，新增投產裝機容量1億千瓦左右。
具備廣闊開發潛力
既是新型電力系統“穩定器”，又是電網“巨型充電寶”，抽水蓄能項目價值突出，其開發潛力自然備受關注。
據水電水利規劃設計總院發布的《抽水蓄能產業發展報告2024年度》，全國普查篩選可開發總資源約16億千瓦（含已建、在建、規劃），其中在建、核準的約2億千瓦。截至2025年8月底，我國抽水蓄能電站建成投產6236.5萬千瓦。目前我國抽水蓄能資源開發不足4%，未來仍具備廣闊的開發空間與巨大發展潛力。
根據規劃，我國通過“三步走”部署，分階段實現抽水蓄能發展目標。2025年投產6200萬千瓦的目標已經完成。到2030年，投產總規模翻一番，達到1.2億千瓦左右；到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業。
因此，未來10年是我國抽水蓄能投產高峰期，規模將快速擴張。
不過，我國抽水蓄能資源稟賦存在一個顯著特征——東部地區頂級優質站點已基本完成布局，開發整體進入中后期。然而中西部優質資源依然充裕，家底厚實、開發程度尚淺，未來10—20年將成為核心增量區域。
“從發展格局看，抽水蓄能電站逐步由東向西規模化發展。”水電水利規劃設計總院副院長趙增海認為。
行業公認的優質站點，通常同時滿足多方面特征：一是地形地質優：上下庫成庫條件好、水頭高、距高比合理、地質穩定、防滲條件佳。二是水源有保障：水量充足、水質穩定、取水便利。三是經濟性好：單位千瓦投資低、移民與環境代價小、靠近電網與負荷中心。四是系統適配強：能高效服務電網調峰、調頻、新能源消納。
我國抽水蓄能優質站點規模達4.21億千瓦。
這一數字源于《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》。規劃對滿足階段深度要求、開發條件成熟且不涉及生態保護紅線等環境制約因素的項目，按照應納盡納原則納入重點實施項目庫，其總裝機規模即為4.21億千瓦。
這4.21億千瓦重點實施項目，對應優良站址，是從全國約16億千瓦總資源中優中選優、開發條件成熟、具備近期開工建設條件的站點。
從區域布局看，重點實施項目主要分布在：華北地區的河北、山東；東北地區的遼寧、黑龍江、吉林；華東地區的浙江、安徽；南方地區的廣東、廣西；華中地區的河南、湖南、湖北，“三北”地區均為重點布局區域。上述布局大多圍繞服務新能源大規模開發利用展開，同時兼顧核電發展、電力外送與受電、城市群經濟建設及負荷中心發展等多重需求。
新類型優質資源加速涌現
我國抽水蓄能發展面臨優質站點資源減少的挑戰，但并非開發完畢，而是進入“優中選優、區域轉移、類型多元”的新階段。
隨著站點資源普查與項目儲備工作不斷推進，加之關鍵技術持續突破，新類型優質資源加速涌現。一是混合式抽水蓄能，依托現有水電站增建擴容，具有建設條件優、投資成本低、建設周期短等優勢，開發潛力巨大。二是礦坑及廢棄水庫改造，能夠變廢為寶、生態友好、造價低廉，已成為新興優質資源來源。三是高海拔及特殊地質區域開發，隨著關鍵技術取得突破，一批以往難以利用的站點轉化為可開發優質資源。上述三類新型優質資源均已完成技術驗證并實現項目落地。
混合式抽水蓄能依托現有水電資源，具備投資省、見效快等顯著優勢，是東部及西南水電基地重要的新增開發方向，亦符合國家重點鼓勵方向。
據悉，利用已建水庫減少征地與新建大壩，投資可降低20%—30%、建設周期縮短2—3年。
全球在建最大混合式抽水蓄能電站——兩河口抽蓄電站2026年2月迎來兩項工程節點，為工程的順利推進按下加速鍵。
該電站安裝4臺30萬千瓦可逆式機組，與300萬千瓦常規機組聯合運行，總裝機規模達420萬千瓦，建成后兼具天然徑流發電與抽水蓄能雙向調節功能。
礦坑改造兼顧生態效益與經濟效益，為資源枯竭型城市轉型發展提供了有效路徑。
灤平抽水蓄能電站便是全國首個利用現有礦坑建設抽水蓄能的項目。電站2022年開工，上水庫布置在平頂山西溝溝頂，下水庫利用承德寶通礦業有限公司開采鐵礦形成的礦坑成庫。
利用已有的礦坑，形成了節約項目建設資金與礦山生態修復的雙贏格局，項目計劃于2028年10月竣工，2029年年初運營。
此前，高海拔地區受高寒缺氧、地質條件復雜等技術瓶頸制約，抽水蓄能難以實現規模化開發。近年來，隨著高海拔專用裝備、深埋地下工程、智能建造等技術持續突破，該類站點已轉化為經濟可行的優質可開發資源。
技術層面，尤為值得一提的是中國西電研制的4000米海拔抽水蓄能成套開關設備。長期以來，我國高海拔抽水蓄能開關設備依賴進口，存在設計單一、接口標準不統一、運維復雜及潛在斷供風險等問題。該技術突破，為我國高寒高海拔地區抽水蓄能開發提供了關鍵裝備支撐。
新疆阜康抽水蓄能電站是已投產高海拔電站的典型代表。該電站2024年7月投產，總裝機120萬千瓦，可實現雙向、雙倍調節，調節能力達240萬千瓦，年可增發新能源電量26億千瓦時。建設中針對高海拔地區生態脆弱的特點，同步實施綠色生態修復，實現工程建設與環保協同推進。
行業邁向市場機制驅動新階段
近年來，我國逐步建立完善抽水蓄能電價形成機制，對促進抽水蓄能電站加快發展、提升電站綜合效益發揮了重要作用。
抽水蓄能價格政策領域有兩項里程碑式文件，國網電力工程研究院有限公司副總經理、黨委委員任志武在其署名文章中指出：一是2021年印發的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（簡稱“633號文”）；二是2026年1月出臺的《關于完善發電側容量電價機制的通知》（簡稱“114號文”）。
新出臺的114號文，核心是給抽水蓄能定了更清晰、更穩定、更市場化的“賺錢規則”，讓抽水蓄能行業邁向市場機制驅動發展新階段。
114號文實行“老站老政策、新站新政策”，對存量與新增抽水蓄能項目實施差異化定價管理。
具體來看，已經建好或開工的存量抽水蓄能電站，會繼續按照老政策核定電價，避免經營收益大幅波動，給老項目吃下“定心丸”。對于633號文出臺后開工的增量電站，采用“標桿容量電價+市場收益分享”的雙重保障機制，既能通過統一標準的容量電價保證投資主體收回建設成本，又能讓其通過參與電力市場獲得更多收益，穩定投資預期、增強投資意愿。而114號文出臺后擬開工的電站，將實行完全市場化的價格機制，靠頂峰發電能力拿補償、靠電力市場交易賺收益，誰成本低、效率高、調峰能力強，誰就能獲得更多收益，推動抽水蓄能行業從“靠政策”轉向“靠本事”。
同時，114號文首次在國家層面明確新型儲能的容量電價機制，讓抽水蓄能與新型儲能在同一套價格規則下公平競爭，凸顯抽水蓄能技術成熟、安全可靠的長期優勢。此外，對于跨區域共用的抽水蓄能電站，明確按容量分配比例分攤電費，推動項目更快更順利推進。整體來看，這份文件讓老項目穩收益、新項目有保障、未來項目靠市場競爭。
合理的電價機制是行業可持續發展的保障，廣東在開展抽水蓄能市場化探索上先人一步。
2024年10月1日，廣東梅州抽水蓄能電站以報量報價方式全電量參與電力現貨市場，成為我國首個入市的抽水蓄能電站。該電站二期工程首臺機組于2025年9月投產時，全部電量同步進入電力市場交易，首次實現“投產即入市”。截至2025年8月底，梅州抽水蓄能電站已累計交易市場電量超17.4億千瓦時，響應市場需求啟動4200余次。
梅州抽水蓄能電站的突破在于它改變了傳統抽水蓄能電站的被動營收模式，轉變為主動在現貨市場中“低價抽水、高價發電”。這種模式極大提升了機組運行的靈活性，對新能源的消納能力也顯著增強。
從“計劃電”到“市場電”的跨越，梅州抽水蓄能電站不僅為大灣區百萬千瓦級抽水蓄能電站市場化運營提供了實踐樣本，更開辟了抽水蓄能市場化運營新路徑。
未來，隨著全國統一電力市場的構建和2030年抽水蓄能裝機規模目標的推進，會有更多抽水蓄能電站復制梅州模式，逐步全面進入電力市場。
市場機制的持續健全完善，推動抽水蓄能行業健康有序發展。未來10年，在“雙碳”目標與新型電力系統建設驅動下，抽水蓄能將通過規模、技術、效益全面升級，成為保障能源安全、推動綠色轉型的核心支柱。