封面新闻记者 卢荡 戴云
“从装机容量11MW的中国首座抽水蓄能电站——岗南抽水蓄能电站，到装机容量3600MW的全球最大抽水蓄能电站——丰宁抽水蓄能电站，中国抽蓄技术发展已跻身世界一流水平。”5月20日，中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司党委书记、董事长朱国金说。
朱国金所提到的丰宁抽水蓄能电站，正是由中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司（下文简称“北京院”）勘测设计。
2024年12月，丰宁抽水蓄能电站全面投产发电。这座装机3600MW的抽水蓄能电站，被誉为世界最大的“充电宝”和抽蓄领域的“百科全书”。
全球最大抽水蓄能电站——河北丰宁抽水蓄能电站。图为电站上水库、下水库。图片来源 新华社
“单体地下厂房规模世界第一，洞室群规模世界第一……”朱国金解释，因地下洞室工程地质条件复杂，针对开挖过程中出现的边墙变形较大、锚索测力计读数超限、岩壁吊车梁变形开裂等问题，通过对地下洞室群围岩变形机理、破坏规律、岩锚梁锚杆受力特性及支护时机等进行深入研究，提出了相应加固措施，系统性攻克了复杂地质条件下超大型地下洞室群变形控制技术问题。
在他看来，抽水蓄能是目前技术成熟可靠、最具大规模开发、经济高效的绿色储能手段。抽蓄与风光等新能源联合运行，能有效降低基地发电侧的弃风和弃光率，维持电网稳定运行。
作为全球最大抽水蓄能市场，截至2024年底，我国装机容量达5869万千瓦，占全球总量的30%以上，连续8年稳居世界第一。《“十四五”规划和2035年远景目标纲要》显示，“十四五”期间，我国将建设9座大型清洁能源基地。而清洁电力能源主要包括水电、风电和光伏等发电方式。
河北丰宁抽水蓄能电站地下厂房。该电站单体地下厂房规模世界第一，洞室群规模世界第一。图片来源 新华社
“抽水蓄能与新型储能在新型电力系统中形成长时+短时、集中+分布的多层次储能体系，共同支撑高比例新能源的稳定运行和高效消纳。随着技术进步和市场机制的不断完善，两者的协同将更加紧密。”朱国金表示。
5月20日，在国际大坝委员会第28届大会期间，封面新闻记者联合专访了朱国金。
记者：新型电力系统构建中，抽水蓄能如何与电化学储能、氢储能等技术形成互补？未来是否可能通过混合储能模式突破单一技术的局限？
朱国金：“十四五”期间，新型储能技术百花齐放，进入多元化的高速发展时期。技术路线上覆盖功率型、能量型、短时、长时等多种技术品类。
我国抽水蓄能技术的发展可追溯到20世纪60年代，从1968年我国第一座抽水蓄能电站——岗南抽水蓄能电站建设开始，经历了几十年的工程实践与技术沉淀，目前仍是储能技术中规模最大、技术最成熟、运行最稳定的储能方式，它可有效平抑风光发电的日级波动，为电力系统提供调峰填谷、事故备用等核心功能，是构建新型电力系统的基础调节电源。
当然，抽水蓄能技术也存在选址局限性、建设周期相对较长、秒级调节能力不足的问题。所以，结合区域电网需求，按需配套建设部分新型储能，以抽水蓄能电站为基础，充分利用共享抽蓄电站的资源条件，抽水蓄能承担基荷调节，新型储能补充部分中、短时的负荷调节，从资源共享和功能互补两方面有效结合，这样才能更好地适应电力市场化发展。
未来，通过混合储能模式突破单一的技术局限性可从三方面入手：一是集约化发展。在规划阶段统筹优化，考虑储能技术在新型电力系统中的功能定位和建设时序，充分利用抽水蓄能电站的资源条件，在送出线路、土地利用、电气连接、协同控制等方面资源优势，形成抽蓄一体化的集约模式。二是加快抽蓄融合新型储能模式在技术标准、控制策略等方面的技术创新与示范应用，充分挖掘聚合性协同效应。三是在市场机制进程中，给予抽水蓄能由两部制电价向电力市场化发展的过渡性价格机制，推动抽蓄混合模式面向电力市场化的良性发展。
辽宁清原抽水蓄能电站地下发电厂房位于相当于20多层楼高的山体之中（历史照片）。封面新闻记者 卢荡 摄影
记者：抽水蓄能行业当前面临的主要挑战是什么？
朱国金：抽水蓄能电站在当前的电力系统中占据着很重要的地位，是不可缺少的调峰、调频及储能设施，在电力系统运行过程中发挥着关键作用。
抽水蓄能电站的建设面临很多挑战，比如，选址受到地形严重限制这一问题就很突出。这一限制会导致电站建设难度加大，在建设过程中需要克服地形带来的施工难度大、运输不便等困难。
另外，抽蓄电站建设周期通常较长，一座规模100万千瓦的抽蓄电站，建设周期一般需要7到8年。在整个建设过程中，需要投入大量资金，投资成本相对较高。
记者：未来5到10年，我国抽水蓄能行业的发展趋势如何？装机容量、技术方向、市场格局会有哪些变化？
朱国金：未来5到10年，我国抽水蓄能行业可能将迎来规模化、智能化和市场化发展的关键阶段。
在“双碳”目标和新型电力系统建设推动下，装机容量将保持年均15%以上的高速增长，预计到2030年将突破1.2亿千瓦。技术迭代将聚焦大型化机组（单机容量向400MW+升级）、800m级超高水头、变速机组研发、智能化运维体系构建，数字孪生、AI调度算法等技术应用，将提升电站综合效率至80%以上。机组设备国产化率可能从当前90%提升至100%，彻底突破核心控制系统“卡脖子”环节。
随着新能源产业跨越式发展和新型电力系统构建进程加速，储能作为关键调节性电源迎来重大发展机遇。“抽水蓄能+新型储能”协同发展模式将成为行业前进的重要方向，这种模式可通过深度挖掘两类储能技术体系的互补特性，系统性提升多能互补协同效能，为构建清洁低碳、安全可控、高效互动的新型能源体系提供战略性支撑。
2023年初冬，记者探访辽宁清原抽水蓄能电站时，路边已覆盖积雪。摄影 封面新闻记者 卢荡
记者：在复杂地质条件地区、严寒地区建设抽水蓄能电站，有哪些技术创新和经验？有哪些项目案例？
朱国金：北京院始终加强技术创新，经过多年的发展和沉淀，掌握了一系列关键技术，也积累了丰富的工程经验。
针对复杂地质条件下超大地下洞室群开挖支护问题，通过多维度分析围岩应力演变机制、结构失稳特征、岩锚体系荷载传递规律及支护时效性，构建了基于动态监测的支护参数优化方法，形成分阶段协同支护技术体系；针对严寒地区建设抽水蓄能电站，构建了覆盖勘测设计、施工建造、材料研发的全链条技术体系，破解了高纬度、高海拔的工程难题。
比如，勘测设计的丰宁抽水蓄能电站，是世界最大的抽水蓄能电站。地下洞室工程地质条件复杂，针对开挖过程中出现的边墙变形较大、锚索测力计读数超限、岩壁吊车梁变形开裂等问题，通过对地下洞室群围岩变形机理、破坏规律、岩锚梁锚杆受力特性及支护时机等进行深入研究，提出了相应的加固措施，系统性攻克了复杂地质条件下超大型地下洞室群变形控制技术问题。
另外，牵头EPC总承包建设的辽宁清源抽水蓄能电站，聚焦严寒地区水库冰情防控这一世界性难题，建立了水库冰情数学模型，揭示了严寒地区水库冰情生长消融演变规律，首创了考虑机组运行影响的最大冰厚和冰冻库容计算方法。提出了水库防冰害对策措施，研发了可压缩型止水结构、低温高塑性有机硅密封填料及氟改性聚氨酯防冰拔材料，构建了适应严寒地区的钢筋混凝土面板防渗设计体系。
记者：抽水蓄能行业是否具备“走出去”潜力？国际市场竞争中有哪些机遇和挑战？
朱国金：在全球能源结构加速向可再生能源转型的背景下，风电、光伏装机规模持续上升，2023年全球可再生能源新增装机占比达86%。国际能源署预测，到2025年抽水蓄能等储能技术将承担全球35%的电网调节需求，市场规模突破4800亿元，而2050年储能需求将激增至当前数十倍。
抽水蓄能凭借80%以上的能量转化效率、50年以上超长寿命周期，以及单站百万千瓦级的调节能力，仍是当前最经济的大规模储能方案。它的度电成本仅是电化学储能的1/3至1/2，而且，抽蓄电站能提供调频调相、事故备用及黑启动等辅助服务功能。目前，中国已掌握700米级超高水头机组国产化技术，并已实现400MW级变速抽蓄机组技术攻关。包括常规水电、抽水蓄能、新型储能在内的电力系统灵活调节资源和储能设施，都将迎来良好的发展机遇和广阔的增长空间。
抽水蓄能技术在国际化发展进程中还是面临很多挑战。首先，国标与欧美标准的差异和国产设备国际市场认可度限制，构成了市场准入壁垒。第二，各国不断强化的本地化率要求和地缘政治动荡为跨国合作增添了不确定性。第三，新兴市场抽水蓄能电价机制不健全、投资回收期较长等，阻碍了盈利模式的发展。第四，生态环境影响评估逐渐成为项目推进的关键制约因素。这些多维度挑战需要通过技术创新、国际合作和政策协调等方式系统性突破。
背景：
抽水蓄能电站
抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压。
目前，我国抽水蓄能电站装机规模位居世界首位，抽水蓄能电站设计施工、装备制造、运行管理全产业链也已达到世界领先水平。
《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》明确，到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展的抽水蓄能现代化产业，全国抽水蓄能投产规模达到3亿千瓦左右。
