封面新聞記者 盧蕩 戴云

“從裝機容量11MW的中國首座抽水蓄能電站——崗南抽水蓄能電站，到裝機容量3600MW的全球最大抽水蓄能電站——豐寧抽水蓄能電站，中國抽蓄技術發展已躋身世界一流水平。”5月20日，中國電建集團北京勘測設計研究院有限公司黨委書記、董事長朱國金說。

朱國金所提到的豐寧抽水蓄能電站，正是由中國電建集團北京勘測設計研究院有限公司（下文簡稱“北京院”）勘測設計。

2024年12月，豐寧抽水蓄能電站全面投產發電。這座裝機3600MW的抽水蓄能電站，被譽為世界最大的“充電寶”和抽蓄領域的“百科全書”。

全球最大抽水蓄能電站——河北豐寧抽水蓄能電站。圖為電站上水庫、下水庫。圖片來源 新華社

“單體地下廠房規模世界第一，洞室群規模世界第一……”朱國金解釋，因地下洞室工程地質條件復雜，針對開挖過程中出現的邊墻變形較大、錨索測力計讀數超限、巖壁吊車梁變形開裂等問題，通過對地下洞室群圍巖變形機理、破壞規律、巖錨梁錨桿受力特性及支護時機等進行深入研究，提出了相應加固措施，系統性攻克了復雜地質條件下超大型地下洞室群變形控制技術問題。

在他看來，抽水蓄能是目前技術成熟可靠、最具大規模開發、經濟高效的綠色儲能手段。抽蓄與風光等新能源聯合運行，能有效降低基地發電側的棄風和棄光率，維持電網穩定運行。

作為全球最大抽水蓄能市場，截至2024年底，我國裝機容量達5869萬千瓦，占全球總量的30%以上，連續8年穩居世界第一。《“十四五”規劃和2035年遠景目標綱要》顯示，“十四五”期間，我國將建設9座大型清潔能源基地。而清潔電力能源主要包括水電、風電和光伏等發電方式。

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河北豐寧抽水蓄能電站地下廠房。該電站單體地下廠房規模世界第一，洞室群規模世界第一。圖片來源 新華社

“抽水蓄能與新型儲能在新型電力系統中形成長時+短時、集中+分布的多層次儲能體系，共同支撐高比例新能源的穩定運行和高效消納。隨著技術進步和市場機制的不斷完善，兩者的協同將更加緊密。”朱國金表示。

5月20日，在國際大壩委員會第28屆大會期間，封面新聞記者聯合專訪了朱國金。

記者：新型電力系統構建中，抽水蓄能如何與電化學儲能、氫儲能等技術形成互補？未來是否可能通過混合儲能模式突破單一技術的局限？

朱國金：“十四五”期間，新型儲能技術百花齊放，進入多元化的高速發展時期。技術路線上覆蓋功率型、能量型、短時、長時等多種技術品類。

我國抽水蓄能技術的發展可追溯到20世紀60年代，從1968年我國第一座抽水蓄能電站——崗南抽水蓄能電站建設開始，經歷了幾十年的工程實踐與技術沉淀，目前仍是儲能技術中規模最大、技術最成熟、運行最穩定的儲能方式，它可有效平抑風光發電的日級波動，為電力系統提供調峰填谷、事故備用等核心功能，是構建新型電力系統的基礎調節電源。

當然，抽水蓄能技術也存在選址局限性、建設周期相對較長、秒級調節能力不足的問題。所以，結合區域電網需求，按需配套建設部分新型儲能，以抽水蓄能電站為基礎，充分利用共享抽蓄電站的資源條件，抽水蓄能承擔基荷調節，新型儲能補充部分中、短時的負荷調節，從資源共享和功能互補兩方面有效結合，這樣才能更好地適應電力市場化發展。

未來，通過混合儲能模式突破單一的技術局限性可從三方面入手：一是集約化發展。在規劃階段統籌優化，考慮儲能技術在新型電力系統中的功能定位和建設時序，充分利用抽水蓄能電站的資源條件，在送出線路、土地利用、電氣連接、協同控制等方面資源優勢，形成抽蓄一體化的集約模式。二是加快抽蓄融合新型儲能模式在技術標準、控制策略等方面的技術創新與示范應用，充分挖掘聚合性協同效應。三是在市場機制進程中，給予抽水蓄能由兩部制電價向電力市場化發展的過渡性價格機制，推動抽蓄混合模式面向電力市場化的良性發展。

遼寧清原抽水蓄能電站地下發電廠房位于相當于20多層樓高的山體之中（歷史照片）。封面新聞記者 盧蕩 攝影

記者：抽水蓄能行業當前面臨的主要挑戰是什么？

朱國金：抽水蓄能電站在當前的電力系統中占據著很重要的地位，是不可缺少的調峰、調頻及儲能設施，在電力系統運行過程中發揮著關鍵作用。

抽水蓄能電站的建設面臨很多挑戰，比如，選址受到地形嚴重限制這一問題就很突出。這一限制會導致電站建設難度加大，在建設過程中需要克服地形帶來的施工難度大、運輸不便等困難。

另外，抽蓄電站建設周期通常較長，一座規模100萬千瓦的抽蓄電站，建設周期一般需要7到8年。在整個建設過程中，需要投入大量資金，投資成本相對較高。

記者：未來5到10年，我國抽水蓄能行業的發展趨勢如何？裝機容量、技術方向、市場格局會有哪些變化？

朱國金：未來5到10年，我國抽水蓄能行業可能將迎來規模化、智能化和市場化發展的關鍵階段。

在“雙碳”目標和新型電力系統建設推動下，裝機容量將保持年均15%以上的高速增長，預計到2030年將突破1.2億千瓦。技術迭代將聚焦大型化機組（單機容量向400MW+升級）、800m級超高水頭、變速機組研發、智能化運維體系構建，數字孿生、AI調度算法等技術應用，將提升電站綜合效率至80%以上。機組設備國產化率可能從當前90%提升至100%，徹底突破核心控制系統“卡脖子”環節。

隨著新能源產業跨越式發展和新型電力系統構建進程加速，儲能作為關鍵調節性電源迎來重大發展機遇。“抽水蓄能+新型儲能”協同發展模式將成為行業前進的重要方向，這種模式可通過深度挖掘兩類儲能技術體系的互補特性，系統性提升多能互補協同效能，為構建清潔低碳、安全可控、高效互動的新型能源體系提供戰略性支撐。

2023年初冬，記者探訪遼寧清原抽水蓄能電站時，路邊已覆蓋積雪。攝影 封面新聞記者 盧蕩

記者：在復雜地質條件地區、嚴寒地區建設抽水蓄能電站，有哪些技術創新和經驗？有哪些項目案例？

朱國金：北京院始終加強技術創新，經過多年的發展和沉淀，掌握了一系列關鍵技術，也積累了豐富的工程經驗。

針對復雜地質條件下超大地下洞室群開挖支護問題，通過多維度分析圍巖應力演變機制、結構失穩特征、巖錨體系荷載傳遞規律及支護時效性，構建了基于動態監測的支護參數優化方法，形成分階段協同支護技術體系；針對嚴寒地區建設抽水蓄能電站，構建了覆蓋勘測設計、施工建造、材料研發的全鏈條技術體系，破解了高緯度、高海拔的工程難題。

比如，勘測設計的豐寧抽水蓄能電站，是世界最大的抽水蓄能電站。地下洞室工程地質條件復雜，針對開挖過程中出現的邊墻變形較大、錨索測力計讀數超限、巖壁吊車梁變形開裂等問題，通過對地下洞室群圍巖變形機理、破壞規律、巖錨梁錨桿受力特性及支護時機等進行深入研究，提出了相應的加固措施，系統性攻克了復雜地質條件下超大型地下洞室群變形控制技術問題。

另外，牽頭EPC總承包建設的遼寧清源抽水蓄能電站，聚焦嚴寒地區水庫冰情防控這一世界性難題，建立了水庫冰情數學模型，揭示了嚴寒地區水庫冰情生長消融演變規律，首創了考慮機組運行影響的最大冰厚和冰凍庫容計算方法。提出了水庫防冰害對策措施，研發了可壓縮型止水結構、低溫高塑性有機硅密封填料及氟改性聚氨酯防冰拔材料，構建了適應嚴寒地區的鋼筋混凝土面板防滲設計體系。

記者：抽水蓄能行業是否具備“走出去”潛力？國際市場競爭中有哪些機遇和挑戰？

朱國金：在全球能源結構加速向可再生能源轉型的背景下，風電、光伏裝機規模持續上升，2023年全球可再生能源新增裝機占比達86%。國際能源署預測，到2025年抽水蓄能等儲能技術將承擔全球35%的電網調節需求，市場規模突破4800億元，而2050年儲能需求將激增至當前數十倍。

抽水蓄能憑借80%以上的能量轉化效率、50年以上超長壽命周期，以及單站百萬千瓦級的調節能力，仍是當前最經濟的大規模儲能方案。它的度電成本僅是電化學儲能的1/3至1/2，而且，抽蓄電站能提供調頻調相、事故備用及黑啟動等輔助服務功能。目前，中國已掌握700米級超高水頭機組國產化技術，并已實現400MW級變速抽蓄機組技術攻關。包括常規水電、抽水蓄能、新型儲能在內的電力系統靈活調節資源和儲能設施，都將迎來良好的發展機遇和廣闊的增長空間。

抽水蓄能技術在國際化發展進程中還是面臨很多挑戰。首先，國標與歐美標準的差異和國產設備國際市場認可度限制，構成了市場準入壁壘。第二，各國不斷強化的本地化率要求和地緣政治動蕩為跨國合作增添了不確定性。第三，新興市場抽水蓄能電價機制不健全、投資回收期較長等，阻礙了盈利模式的發展。第四，生態環境影響評估逐漸成為項目推進的關鍵制約因素。這些多維度挑戰需要通過技術創新、國際合作和政策協調等方式系統性突破。

背景：

抽水蓄能電站

抽水蓄能電站利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電。可將電網負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能，還適于調頻、調相，穩定電力系統的周波和電壓。

目前，我國抽水蓄能電站裝機規模位居世界首位，抽水蓄能電站設計施工、裝備制造、運行管理全產業鏈也已達到世界領先水平。

《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》明確，到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模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的抽水蓄能現代化產業，全國抽水蓄能投產規模達到3億千瓦左右。