水力发电在新型电力系统中的调节作用与抽水蓄能发展专题研究报告

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调节作用与抽水蓄能发展专题研究报告二〇二六年五月

摘要水电和抽水蓄能是新型电力系统中不可或缺的灵活性资源，在构建以新能源为主体的新型电力系统过程中发挥着关键支撑作用。截至2024年底，中国抽水蓄能装机规模约6800万千瓦，占全球抽水蓄能总装机189GW的36%，稳居全球首位。2024年全球新增抽水蓄能装机8.4GW，其中中国贡献7.75GW，占比超过92%，充分彰显了中国在全球抽水蓄能发展中的主导地位。

丰宁变速抽水蓄能机组的成功投运，标志着我国抽水蓄能技术取得重大突破。该机组投运后，调节响应速度较传统定速机组提升30%，运行效率提高5%，为大规模新能源消纳提供了有力技术支撑。抽水蓄能作为当前最成熟、最经济的大规模储能技术，在电力系统调峰调频、事故备用、黑启动等方面具有不可替代的优势。

本报告系统梳理了水电和抽水蓄能在新型电力系统中的功能定位，深入分析了国内外发展现状，从政策、市场、技术、系统需求四个维度阐述了关键驱动因素，并就当前面临的挑战与风险进行了全面评估。通过丰宁抽水蓄能电站、南方电网储能集控中心、长江电力六库联调等标杆案例的深入研究，总结提炼了可复制、可推广的发展经验。在此基础上，本报告对未来发展趋势进行了前瞻性研判，并从投资方、运营方、政策制定者三个视角提出了具有针对性和可操作性的战略建议，为推动水电和抽水蓄能高质量发展提供决策参考。关键词：新型电力系统；水力发电；抽水蓄能；调峰调频；新能源消纳；变速机组；灵活性资源

目录一、背景与定义4二、现状分析6三、关键驱动因素9四、主要挑战与风险12五、标杆案例研究15六、未来趋势展望19七、战略建议22核心结论25

一、背景与定义（一）新型电力系统的核心特征构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现碳达峰、碳中和目标的重要路径，也是能源电力转型的必然选择。与传统电力系统相比，新型电力系统呈现出三个显著特征：

第一，高比例新能源接入。随着风电、光伏发电装机规模的快速增长，新能源发电在电力系统中的占比持续攀升。大规模新能源并网改变了传统电力系统的电源结构，新能源发电的间歇性、波动性和随机性对电力系统安全稳定运行带来全新挑战。

第二，高比例电力电子设备。风电、光伏等新能源发电主要通过电力电子变换器接入电网，大量电力电子设备的接入使电力系统的动态特性发生根本性变化。相较于传统同步发电机，电力电子并网设备惯性响应能力弱，抗扰动能力较差，对系统调频支撑提出更高要求。

第三，低惯性特征愈发明显。传统电力系统中，同步发电机转子旋转惯性是维持系统频率稳定的重要保障。新能源高比例接入后，同步发电机装机占比下降，系统整体惯性降低，频率调节能力减弱，极端工况下可能出现频率失稳风险。

此外，新型电力系统还呈现出负荷侧电气化程度提高、源网荷储协调互动需求增强、极端事件下脆弱性增加等特征。这些特征共同构成了新型电力系统运行面临的系统性挑战。（二）水电在新型电力系统中的功能定位水电作为传统成熟的可再生能源发电技术，在新型电力系统中承担着不可替代的调节支撑作用。基于电力系统运行的实际需求，水电功能可归纳为以下四个方面：

一是电量供应功能。水电是最早大规模开发的可再生能源之一，在提供清洁电量的同时，具有启停迅速、调节灵活的特点。在保障电力供应、满足用电需求方面，水电发挥着基础性支撑作用。

二是调峰调频功能。水电响应速度快、调节能力强的优势使其成为电力系统调峰调频的主力军。在新能源大发时段，水电可以快速降低出力，为新能源腾出消纳空间；在新能源出力不足时段，水电可以快速增加出力，弥补电力缺口。同时，水电调频性能优良，可以有效平抑系统频率波动。

三是备用容量功能。水电可以作为旋转备用或热备用资源，在系统出现突发故障时快速响应，提供紧急功率支撑。与燃气电站、抽水蓄能等调节电源相比，水电备用成本相对较低，调度运用灵活。

四是事故支撑功能。在电网发生严重故障导致大面积停电时，水电可以发挥黑启动作用，快速恢复局部电网供电。水电站通常配备自动化程度较高的控制系统，具备快速响应和稳定控制能力，是电网事故应急处置的重要依托。（三）抽水蓄能的技术特点与发展定位抽水蓄能是当前技术最成熟、应用最广泛的大规模储能技术。其基本原理是在电力负荷低谷时段利用富余电力将水从下水库抽至上水库，将电能转化为水的势能储存；在电力负荷高峰时段放水发电，将水的势能重新转化为电能。抽水蓄能具有以下突出特点：

在技术成熟度方面，抽水蓄能技术经过百余年的发展，设计、施工、运行经验极为丰富，设备可靠性高、使用寿命长。一般抽水蓄能电站使用寿命可达50年以上，关键设备可通过维护检修延长使用寿命。

在经济性方面，抽水蓄能单位千瓦投资约1.2-1.8万元，虽高于常规水电站，但相较于其他储能技术具有明显成本优势。按全生命周期测算，抽水蓄能度电成本约0.2-0.4元，处于各类储能技术的较低水平。

在调节性能方面，现代抽水蓄能电站具备启停快速（从启动到满载仅需2-4分钟）、调节范围大（可实现额定容量±100%调节）、响应速度快等特点，可以有效满足电力系统调峰、调频、调相、事故备用等多种需求。

在资源禀赋方面，抽水蓄能电站站址选择需要具备一定的地形地貌条件和水资源条件。虽然优质站址资源日趋稀缺，但我国幅员辽阔、山区众多，仍有较大开发潜力待挖掘。

基于上述特点，抽水蓄能在新型电力系统中的发展定位明确：作为最成熟的大规模储能技术，抽水蓄能是构建新型电力系统、实现新能源高比例消纳的关键支撑，是提升电力系统调节能力、保障安全稳定运行的核心装备。

二、现状分析（一）全球抽水蓄能发展格局从全球范围来看，抽水蓄能发展呈现出一超多强的格局。根据国际水电协会（IHA）统计数据，截至2024年底，全球抽水蓄能总装机容量达到189GW，主要分布在欧洲、北美、东亚等地区。

中国以约6800万千瓦的装机规模位居全球首位，占全球抽水蓄能总装机的36%，是名符其实的抽水蓄能第一大国。欧洲地区以德国、意大利、西班牙为代表的传统抽水蓄能强国，装机规模较为稳定。美国抽水蓄能发展起步较早，但由于电力市场结构等因素影响，近年来增速相对平稳。日本作为能源资源匮乏的国家，高度重视抽水蓄能建设，装机规模位居全球前列。

2024年全球新增抽水蓄能装机8.4GW，创历史新高。值得关注的是，中国以7.75GW的新增装机贡献了全球增量的92%以上，这一数据充分说明中国已成为全球抽水蓄能发展的绝对主力。预计在未来相当长时期内，中国仍将保持全球抽水蓄能增长主引擎的地位。

从区域分布看，全球抽水蓄能主要集中在负荷中心附近或新能源富集区域。欧洲抽水蓄能多建于阿尔卑斯山脉等山区，既承担系统调节功能，又兼顾削峰填谷效益；美国抽水蓄能主要分布在东部和西部负荷中心周边；中国抽水蓄能布局则与新能源基地和负荷中心分布紧密关联。（二）中国抽水蓄能发展成就中国抽水蓄能发展经历了从无到有、从弱到强的历史性跨越，取得了令世人瞩目的成就。

在装机规模方面，中国抽水蓄能装机从本世纪初的不足500万千瓦增长至目前的6800万千瓦，年均增速超过15%。特别是"十四五"以来，抽水蓄能进入加速发展期，2021至2024年累计新增装机超过2500万千瓦，超过了此前多年累计建成规模。

在项目推进方面，中国抽水蓄能在建项目数量和规模均创历史新高。据统计，目前全国在建抽水蓄能项目超过100个，在建装机规模超过1.5亿千瓦，约是已建成装机的2.2倍。这些在建项目分布于全国各地，形成了大中小项目相结合、集中式与分布式并进的发展格局。

在技术装备方面，中国抽水蓄能技术实现了从跟跑到并跑、局部领跑的重大转变。以丰宁抽水蓄能电站为代表的巨型抽水蓄能项目，成功应用了变速抽水蓄能机组技术，标志着中国在抽水蓄能核心装备制造领域取得突破。广东肇庆浪江300MW级变速抽水蓄能机组、惠州中洞400MW级变速抽水蓄能机组已进入设备制造阶段，标志着中国变速抽水蓄能技术正在加速成熟和产业化。（三）抽水蓄能调度运行与智能化发展随着抽水蓄能装机规模快速增长，抽水蓄能电站的调度运行和智能化管理水平也在持续提升。

南方电网建成投运了国内首个抽水蓄能多厂站集控中心，实现了对所属抽水蓄能电站的集中监控和统一调度。该集控中心接入测点超过40万个，运行算法超过9000套，具备毫秒级故障诊断能力。通过智能化手段的深度应用，集控中心实现了抽水蓄能电站的少人值守甚至无人值守，大幅提升了运营效率。据测算，该集控中心的应用可实现年经济效益3500万元以上。

在调度运行方面，抽水蓄能电站在电力系统中的调度优先级不断提升。在新能源大发时段，抽水蓄能积极消纳富余电力；在新能源出力不足或负荷高峰时段，抽水蓄能满发顶峰。这一"一抽一发"的运行模式有效平抑了新能源波动、支撑了系统平衡。

在技术创新方面，抽水蓄能智能运维、状态检修、数字化电站等新技术新模式不断涌现。大数据分析、人工智能、物联网等先进技术与抽水蓄能深度融合，推动抽水蓄能运营管理向智能化、精细化方向演进。（四）常规水电运行现状除抽水蓄能外，常规水电在新型电力系统中同样发挥着重要作用。中国水能资源蕴藏量丰富，技术可开发装机容量约6.87亿千瓦，年发电量约2.9万亿千瓦时，均居世界首位。

截至目前，中国水电装机已突破4亿千瓦，占全国电力总装机的15%左右，水电发电量约占全国发电量的14%。以长江干流溪洛渡、向家坝、白鹤滩、乌东德等巨型水电站为标志，中国水电开发技术和装备制造达到世界先进水平。

在电力系统中，常规水电凭借其快速调节能力，承担着重要的调峰调频任务。特别是在四川、云南等水电大省，水电是电力供应的绝对主力，在丰水期需要消纳大量水电，在枯水期则需要发挥水电的顶峰发电作用。这种"以水电为基荷"的电源结构对水电调节能力提出了很高要求，也推动了梯级水电联合调度技术的快速发展。

三、关键驱动因素（一）政策驱动因素政策引导是推动水电和抽水蓄能发展的重要保障。近年来，国家出台了一系列支持性政策，为水电和抽水蓄能发展创造了良好的政策环境。

在规划引领方面，《"十四五"可再生能源发展规划》明确提出加快抽水蓄能发展，完善抽水蓄能价格形成机制。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》设定了明确的发展目标：到2025年，抽水蓄能投产总规模达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。值得指出的是，上述2025年目标已在2024年提前完成，2030年目标也已大幅提前实现，充分体现了政策规划的超前布局和有力引导。

在投资回报方面，国家不断完善抽水蓄能投资回报机制。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的通知》，明确抽水蓄能实行两部制电价，包括容量电价和电量电价两部分。容量电价按弥补固定成本、准许收益的原则核定，电量电价按补偿变动成本的原则核定。这一机制有效保障了抽水蓄能投资的合理回报，调动了社会资本投资积极性。

在项目审批方面，国家持续深化"放管服"改革，简化抽水蓄能项目审批程序，缩短项目前期工作周期。建立抽水蓄能项目开发建设需求侧管理机制，引导项目有序开发、规范建设。

在行业管理方面，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能规划建设工作的通知》，加强对抽水蓄能项目的规划引导和事中事后监管，规范开发建设秩序，促进抽水蓄能健康有序发展。（二）市场驱动因素电力市场改革深化为水电和抽水蓄能发展提供了市场化激励机制。

在辅助服务市场方面，随着电力辅助服务市场建设不断推进，水电和抽水蓄能在调峰、调频、备用等辅助服务中的价值得到更充分体现。各地陆续出台的调峰辅助服务规则，明确了抽水蓄能参与调峰的补偿方式和价格标准，使抽水蓄能的调节价值能够通过市场获得合理回报。

在电力现货市场方面，随着省级电力现货市场试点范围不断扩大，抽水蓄能电站获得了更灵活的市场参与空间。在现货市场中，抽水蓄能可以通过"低价抽水、高价放电"的方式获取价差收益，同时获得调峰调频等辅助服务收益，实现多重价值叠加。

在容量市场探索方面，部分地区正在积极探索建立容量市场机制，旨在为包括抽水蓄在内的各类电源提供容量保障收益。容量市场的建立将使抽水蓄能的容量支撑价值得到更充分体现，为抽水蓄能投资提供更稳定的收益预期。

在绿电交易方面，随着可再生能源消纳责任权重和绿电交易机制的完善，水电作为清洁可再生能源，在绿电交易中具有独特优势。抽水蓄能通过促进新能源消纳，间接助力绿色电力生产，可以获得相应的环境价值收益。（三）技术驱动因素技术进步是推动水电和抽水蓄能发展的核心动力。

在变速抽水蓄能技术方面，变速抽水蓄能机组相较于传统定速机组具有显著优势：一是调节响应更加灵活，可以实现功率的连续调节，调节范围更宽；二是运行效率更高，在不同工况下都能保持较高效率，较定速机组效率可提高3%-5%；三是响应速度更快，可实现毫秒级有功功率调节，更适合参与电网频率控制；四是系统稳定性更好，可以提供惯性响应和一次调频支撑。以丰宁抽水蓄能电站变速机组为例，调节响应速度提升30%，效率提高5%，标志着变速抽水蓄能技术已达到实用化水平。

在装备国产化方面，中国抽水蓄能装备制造能力持续提升。600MW级、400MW级变速抽水蓄能机组国产化研制取得重大突破，部分产品已达到国际先进水平。抽水蓄能主机设备国产化率已超过90%，关键辅机设备基本实现国产替代，有力支撑了抽水蓄能大规模发展需要。

在智能运维技术方面，基于大数据、人工智能、数字孪生等新技术的智能运维系统逐步推广应用。通过对设备运行数据的实时采集和分析，可以实现设备状态的在线监测、故障的智能诊断、检修的精准安排，有效提升抽水蓄能电站运维效率和设备可靠性。（四）系统需求因素电力系统对调节资源的迫切需求是推动水电和抽水蓄能发展的根本动力。

在新能源快速增长方面，"十四五"以来，中国新能源发展驶入"快车道"。风电、光伏装机规模快速扩大，新能源发电量占比持续提升。大规模新能源并网带来的间歇性、波动性问题，对电力系统调节能力提出了前所未有的要求。据测算，"十四五"末全国电力系统对调节能力的需求将是"十三五"末的2-3倍，单纯依靠火电灵活性改造难以满足这一巨大需求，必须大力发展包括抽水蓄能在内的多种调节资源。

在系统安全稳定方面，新能源高比例接入使电力系统面临的新型稳定问题日益突出。低惯性、高电力电子化特征使系统频率、电压稳定裕度降低，对调频、调压资源的需求急剧增加。水电和抽水蓄能作为性能优良的调节电源，可以在毫秒级到分钟级多个时间尺度上为系统提供支撑，是保障电力系统安全稳定运行的重要力量。

在电力供应保障方面，近年来极端天气事件频发，电力保供压力持续加大。2022年西南地区干旱导致水电出力大幅下降，引发局部地区电力供应紧张。这一事件再次表明，在气候变化背景下，需要在电源结构中预留足够的灵活调节资源和应急备用容量，抽水蓄能和具有调节能力的水电正是应对此类极端情况的重要手段。

四、主要挑战与风险（一）站址资源约束日益突出优质抽水蓄能站址资源是抽水蓄能发展的物质基础。抽水蓄能站址选择需要满足地形地貌、水资源、环境敏感区等多重约束条件，具备建设条件的优质站址相对有限。

随着抽水蓄能项目的大规模开发，优质站址资源消耗速度加快。部分省区反映，适合建设抽水蓄能的站址已所剩不多，未来项目开发将面临站址资源不足的困境。站址资源稀缺程度加深，推高了项目开发成本，也增加了选址难度。

为应对站址资源约束，需要从多个方面着力：一是加强站址资源普查和规划，进一步摸清家底，挖掘潜在站址；二是推进海水抽水蓄能、地下抽水蓄能等新型站址形式，拓展资源来源；三是探索纯压缩空气储能等替代技术，为抽水蓄能提供补充选项。（二）建设成本压力持续存在抽水蓄能电站单位千瓦投资约1.2-1.8万元，较其他电源类型投资较高。虽然与燃气电站、电池储能等相比具有一定经济优势，但投资回收周期长、资本占用大的特点仍然突出。

抽水蓄能建设成本主要由工程费用、设备费用、征地移民费用等构成。其中，设备费用占比约30%-40%，土建工程费用占比约30%-35%。近年来，砂石、水泥、钢材等建材价格上涨，人工成本持续上升，推动抽水蓄能建设成本刚性增长。

降低抽水蓄能建设成本的主要路径包括：优化设计方案，减少工程量；推进设备标准化、模块化，降低设备成本；加强施工组织管理，提高建设效率；推广EPC等建设模式，发挥规模效应。同时，要合理控制工程质量，避免为压缩投资而牺牲安全裕度。（三）生态环境约束逐步收紧抽水蓄能电站建设不可避免地会对局部生态环境产生影响。在"双碳"目标引领下，生态环境保护要求日益严格，抽水蓄能开发面临的生态环境约束不断收紧。

抽水蓄能电站建设可能涉及的生态环境问题主要包括：水库淹没和工程建设对植被、野生动物栖息地的影响；对局部水文情势和水质的影响；对景观美学价值的影响等。部分抽水蓄能站址位于生态敏感区域，环保审批难度较大。

做好抽水蓄能生态环境保护，需要坚持规划先行，在选址阶段充分论证生态敏感性，尽量避让生态红线区域；优化工程设计，减少工程占地和淹没范围；落实环保措施，做好施工期环境保护和运营期生态监测；探索生态友好的建设运行方式，实现抽水蓄能与生态环境和谐发展。（四）电力市场机制有待完善虽然抽水蓄能价格形成机制已初步建立，但与充分体现抽水蓄能多元价值的目标相比，仍有较大差距。

在容量价值体现方面，抽水蓄能在电力系统中发挥的容量保障、顶峰支撑、事故备用等作用，属于典型的"系统价值"或"外部性价值"，难以通过电量市场充分回收。当前两部制电价中的容量电价虽能弥补部分固定成本，但容量价值未能得到完全体现。

在辅助服务补偿方面，各地抽水蓄能参与辅助服务市场的规则差异较大，补偿标准参差不齐。部分地区抽水蓄能获得的调峰、调频补偿与其实际付出不匹配，影响了抽水蓄能参与系统调节的积极性。

在投资回报预期方面，抽水蓄能投资规模大、周期长，对政策稳定性和投资回报确定性要求较高。当前政策机制虽已明确两部制电价框架，但具体参数核定和动态调整机制仍需完善，投资方对中长期回报存在一定担忧。

完善抽水蓄能市场机制，需要加快推进电力市场改革，建立能够充分体现抽水蓄能多元价值的电价机制；统一规范辅助服务市场规则，使抽水蓄能的调节价值得到合理补偿；积极探索容量市场机制，为抽水蓄能提供稳定的容量收益来源。（五）投资回收周期与财务风险抽水蓄能电站投资回收期较长，一般在15-25年之间。在项目全生命周期内，面临政策变化、市场波动、运营成本上升等多重不确定性，财务风险不容忽视。

从政策风险看，抽水蓄能电价政策、核价参数等可能发生变化，影响项目收益水平。近年来两部制电价政策的出台和完善，对抽水蓄能投资回报形成正向影响，但未来政策走向仍存在一定不确定性。

从市场风险看，电力现货市场、辅助服务市场的价格波动可能影响抽水蓄能运营收益。在电力供需宽松、电价水平较低的时期，抽水蓄能可能面临抽水电价偏高、发电收入不足的困境。

从运营风险看，设备可用率低于预期、运维成本超支等情况会影响项目现金流。抽水蓄能机组启停频繁，对设备可靠性要求较高，需要加强设备维护和健康管理。

管控抽水蓄能财务风险，需要在项目前期做好充分可行性论证和财务敏感性分析；建立健全项目风险分担机制，合理分配政府、社会资本、金融机构等各方风险；加强项目运营管理，努力提升经营效益。

五、标杆案例研究（一）丰宁抽水蓄能电站——世界最大抽水蓄能电站标杆丰宁抽水蓄能电站位于河北省承德市丰宁满族自治县，是当前全球装机规模最大的抽水蓄能电站。电站总装机容量360万千瓦，安装12台30万千瓦抽水蓄能机组，设计年发电量66.12亿千瓦时，年抽水电量87.16亿千瓦时，动态总投资192.37亿元。

丰宁抽水蓄能电站在多个方面树立了行业标杆：

在装机规模方面，丰宁电站以360万千瓦的总装机超越日本葛野川抽水蓄能电站（282万千瓦），成为新的"世界之最"。电站的建成投运，大幅提升了华北电网的调节能力和安全稳定水平，为京津冀地区清洁能源发展和大气污染防治提供了有力支撑。

在技术装备方面，丰宁电站在国内率先应用了变速抽水蓄能机组技术。变速机组可以根据电网频率变化实时调整转速，实现有功功率的连续调节和快速响应，调节性能显著优于传统定速机组。投运后，变速机组调节响应速度提升30%，运行效率提高5%，为变速抽水蓄能技术规模化应用积累了宝贵经验。

在系统价值方面，丰宁电站在保障北京冬奥会绿电供应中发挥了重要作用。电站与张北可再生能源柔性直流电网示范工程配合，实现了张北新能源的稳定送出和高效消纳，为冬奥会场馆提供了纯绿色的电力供应，向世界展示了中国能源转型的坚定决心和突出成就。

在建设管理方面，丰宁电站在征地移民、施工组织、设备制造等方面探索形成了一批可复制、可推广的经验做法。电站建设过程中，攻克了一系列技术难题，形成了多项行业标准和技术规范，带动了国内抽水蓄能装备制造和施工技术水平的整体提升。（二）南方电网储能集控中心——智能运维创新典范南方电网储能集控中心是国内首个抽水蓄能多厂站集控系统，于2022年在广州建成投运。该中心实现了对南方电网所属8座抽水蓄能电站的远程集中监控和统一调度，开启了抽水蓄能运维管理的新模式。

南方电网储能集控中心呈现以下突出特点：

在系统规模方面，集控中心接入测点超过40万个，运行算法超过9000套，可以实时采集和分析各电站设备运行数据，实现对所有抽水蓄能机组的集中监视和协调控制。这一规模在国内尚属首次，部分技术指标达到国际领先水平。

在智能诊断方面，集控中心具备毫秒级故障诊断能力。当被监控电站设备出现异常时，系统可以在毫秒时间内完成故障识别、定位和预警，为运维人员提供决策支持。这种快速诊断能力大幅缩短了故障处理时间，提升了设备可靠性和系统安全性。

在经济效益方面，集控中心的应用产生了显著的降本增效收益。据测算，该中心每年可创造经济效益3500万元以上，主要来源于：减少现场运维人员数量、降低设备非计划停运损失、提高设备可用率和利用效率、优化调度运行方式等。

在示范意义方面，南方电网储能集控中心的成功实践，为抽水蓄能行业智能化发展提供了标杆样本。集控模式的推广应用，可以有效解决抽水蓄能电站"点多面广"带来的管理难题，推动行业向集约化、智能化方向转型升级。其他电网企业和抽水蓄能投资运营主体正在积极借鉴南方电网经验，推进本区域的抽水蓄能集控系统建设。（三）长江电力六库联调——流域梯级调度典范长江电力股份有限公司负责运营管理长江干流六座巨型水电站，包括溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝、乌东德、白鹤滩，总装机容量超过7000万千瓦，年发电量约3000亿千瓦时，是全球最大的水电运营企业。长江电力充分发挥流域梯级调度优势，持续提升梯级水电站群的综合效益。

长江电力六库联调的核心实践和成效包括：

在调度规模方面，六座水电站形成了世界最大的梯级水电站群，控制流域面积约100万平方公里，占长江流域面积的55%。梯级水库总库容超过550亿立方米，其中防洪库容超过270亿立方米，具备强大的防洪、发电、供水、航运、生态等多功能调度能力。

在调度效益方面，六库联调实现了"一加一大于二"的协同效应。通过优化梯级水库运行方式，合理安排各水库蓄泄时机，可以有效利用上下游水库间的库容补偿作用，提高梯级整体发电量。据测算，六库联调每年可节水增发约140亿千瓦时，相当于多投产一座大型水电站。按当前电价水平测算，每年可增加发电收入约35亿元。

在综合效益方面，梯级调度不仅提升了发电效益，还产生了显著的防洪、航运、生态等综合效益。在防洪方面，梯级水库联合调度可以有效拦蓄洪水、削减洪峰，减轻中下游防洪压力。在航运方面，通过调节下泄流量，可以改善长江干流通航条件，促进内河航运发展。在生态方面，合理的水库调度可以维护河流生态流量，改善下游水环境质量。

在技术创新方面，长江电力持续推进智慧流域和智能调度建设。建立了覆盖全流域的水情测报和洪水预报系统，应用人工智能、大数据等技术提升调度决策水平，实现了从传统经验调度向智慧化、科学化调度的转型升级。

六、未来趋势展望（一）抽水蓄能装机规模持续快速增长基于当前项目储备和在建规模，预计"十五五"期间中国抽水蓄能将保持强劲发展势头。

从短期看，2025-2027年是抽水蓄能项目集中投产的高峰期。按照项目建设周期推算，2024年在建的1.5亿千瓦抽水蓄能项目将在2025-2028年间陆续建成投产。预计到2027年，中国抽水蓄能装机规模有望突破1亿千瓦，提前完成规划确定的2030年目标。

从中长期看，2030-2035年抽水蓄能仍将保持一定发展速度。根据规划目标，2030年抽水蓄能投产总规模将达到1.2亿千瓦左右。在此基础上，考虑到新能源持续快速发展和系统调节需求不断增长，抽水蓄能规模有望进一步扩大。预计2035年全国抽水蓄能装机将达到1.5-1.8亿千瓦，抽水蓄能在电力系统中的调节能力将显著增强。

在区域布局方面，抽水蓄能将更加注重与新能源基地和负荷中心的协调发展。在新能源富集的西北地区、东北地区，将加快布局抽水蓄能项目，支撑新能源高比例消纳；在负荷中心密集的华东地区、华中地区，将加强抽水蓄能建设，保障电力供应和系统安全。（二）变速抽水蓄能机组成为发展主流变速抽水蓄能机组凭借其优异的技术性能，将在未来抽水蓄能发展中占据越来越重要的地位。

从技术趋势看，变速抽水蓄能机组的应用比例将持续提升。传统定速抽水蓄能机组调节灵活性相对有限，难以完全适应新型电力系统对调节资源的多元化需求。变速机组可以实现功率连续调节、响应速度更快、运行范围更宽，将成为新建抽水蓄能电站的首选机型。预计到2030年，变速抽水蓄能机组占新建抽水蓄能装机的比例将超过30%。

从装备供给看，国产变速抽水蓄能机组正在加速成熟。目前，国内主要发电设备制造商已掌握变速抽水蓄能机组的设计制造技术，600MW级、400MW级变速机组国产化进展顺利。随着技术不断成熟和产能持续释放，变速机组造价将逐步下降，经济性将进一步提升。

从应用场景看，变速抽水蓄能将在服务新能源消纳和系统稳定方面发挥更大作用。变速机组可以根据新能源出力变化快速调整功率，实现对新能源波动的有效平抑。同时，变速机组可以提供惯量响应和一次调频支撑，有助于缓解新能源高比例接入带来的系统稳定问题。（三）智能化水平全面提升数字赋能将推动水电和抽水蓄能智能化发展迈上新台阶。

在智能运维方面，基于工业互联网、数字孪生等技术的智能运维系统将全面推广应用。设备状态在线监测、智能故障诊断、预测性检修等将逐步成为标准配置，大幅提升设备可靠性和运维效率。据预测，智能运维技术的应用可使抽水蓄能设备非计划停运时间减少30%以上，运维成本降低20%以上。

在智能调度方面，人工智能技术将深度融入调度运行决策。通过对海量运行数据的分析和学习，智能调度系统可以实现更精准的负荷预测、更优化的运行方式安排、更快速的故障响应。同时，智能调度系统将与电力现货市场、辅助服务市场深度耦合，实现经济效益和系统安全的协调优化。

在数字电站方面，抽水蓄能电站将向全面数字化方向演进。电站设计、建设、运营全过程数字化管理将逐步实现，数字孪生电站将为实体电站的运维管理提供虚拟镜像和决策支持。5G、大数据、云计算等新技术的应用，将构建起更完善的数据感知、传输、存储、分析体系。（四）多元化储能协同发展水电和抽水蓄能将与新型储能共同构成新型电力系统的调节支撑体系。

从技术互补角度看，不同储能技术具有不同的性能特点和适用场景。抽水蓄能适用于小时级到日级的能量调节，是目前最经济的大规模储能技术；锂离子电池储能响应速度快、调节精度高，适用于秒级到小时级的功率调节；压缩空气储能、液流电池储能等长时储能技术正在快速发展，未来将在日内乃至周级调节中发挥更大作用。多种储能技术协同配合，可以更好满足电力系统多时间尺度的调节需求。

从系统集成角度看，"抽蓄+"多元储能联合运行模式将得到推广。例如，抽水蓄能与电化学储能联合配置，可以实现功率型储能和容量型储能的优化组合；抽水蓄能与新能源场站一体化开发，可以提升新能源场站自身调节能力和并网友好性。

从商业模式看，储能多元化发展将催生新的商业模式和市场机会。独立储能、共享储能等新业态不断涌现，储能参与电力市场的规则逐步完善，为储能产业发展创造了更加广阔的空间。

七、战略建议（一）对投资方的建议针对有意参与水电和抽水蓄能投资的企业和机构，提出以下建议：

一是优先布局站址资源丰富区域。在项目投资决策时，应优先考虑站址资源条件优越、调节需求旺盛的区域。从站址资源看，西南地区的四川、云南，西北地区的甘肃、青海、新疆，华中地区的河南、湖北，华东地区的浙江、安徽等地，抽水蓄能站址资源相对丰富。从调节需求看，新能源装机占比较高、电力系统调节矛盾突出的地区，抽水蓄能利用小时数有保障，项目收益更有支撑。

二是关注政策动态和回报机制变化。抽水蓄能投资大、周期长，政策变化对项目收益影响显著。投资方应密切关注两部制电价执行情况、辅助服务市场规则调整、容量市场建设进展等政策动向，评估政策变化对项目回报的影响，做好风险应对预案。

三是加强技术创新和成本管控。在项目建设中，应积极采用变速抽水蓄能机组、智能运维系统等先进技术，提升项目技术水平和运营效率。同时，应优化设计方案、加强施工管理、控制建设成本，提升项目经济竞争力。

四是探索多元化投资合作模式。抽水蓄能投资规模大、资本占用高的特点，决定了单纯依靠单一企业独立投资存在一定困难。投资方可以探索与电网企业、地方国有企业、金融机构等开展合资合作，分散投资风险，实现优势互补。（二）对运营方的建议针对水电和抽水蓄能电站的运营管理企业，提出以下建议：

一是大力推进变速机组应用。对于新建抽水蓄能项目，应优先选用变速抽水蓄能机组，充分发挥其调节性能优势。对于已建成的定速抽水蓄能项目，可以通过技术改造逐步提升调节性能。在变速机组运维方面，应积累运行经验，培养专业人才队伍，为变速机组大规模应用做好技术准备。

二是加快智能集控系统建设。借鉴南方电网储能集控中心的成功经验，推进抽水蓄能多厂站集控系统建设。通过集中监控、统一调度，可以有效整合资源、提升效率、降低成本。同时，应加强智能诊断、故障预警等高级应用功能开发，充分发挥数据价值。

三是优化调度运行和参与市场策略。应深入研究电力市场规则和调度运行规程，制定科学的抽发策略，在保障系统安全的前提下最大化项目收益。在电力现货市场环境下，应建立价