记者 傅玥雯 《 中国能源报 》（ 2015年06月08日 第 16 版）
截至2014年底，全国抽水蓄能装机容量已达4295万千瓦，其中投产容量已达2181万千瓦，在建容量2114万千瓦。
2014年，国家发改委、国家能源局密集出台了鼓励社会资本投资水电建设和抽蓄电站建设管理体制、电价机制等相关政策。去年发布的《国家发改委关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》指出，抽水蓄能电站建设步伐适度加快。要着力完善火电为主和大规模电力受入地区电网抽水蓄能电站布局，适度加快新能源开发基地所在电网抽水蓄能电站建设，使抽水蓄能电站建设满足电力发展需要。到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达4%左右。
动、静态及环境效益明显
"比较目前的各种储能技术，分布式储能技术在功率和储能容量等难以满足大规模新能源基地的要求。大规模储能技术中以抽蓄电站历史最长、技术上最成熟可靠、并在实践中应用。现阶段，抽蓄电站最大储能能量可达36000兆瓦时，运行时间五十年以上，水工建筑物寿命百年以上，能量转换效率稳定，不存在衰减问题，具备其他储能技术不可比拟的优势。"国网新源控股有限公司科技信息部主任吴毅在"储能国际峰会2015"上表示。
在造价方面，吴毅提出，抽水蓄能电站单位千瓦造价0.3万元-0.5万元/千瓦，在蓄能电站经济指标适中，抽水电价合适的情况下，建设抽水蓄能电站进行储能，将弃电量转换为电网优质电能是经济的。
抽水蓄能电站在电力系统负荷高峰时做水轮机运行，从上水库向下水库放水发电，将水的势能转换为电能；在电力系统负荷低谷时作水泵运行，用低谷时的剩余电能从下水库向上水库抽水，将电能转换为水的势能储存起来，转换效率达到78%以上，使用寿命可以超过50年。
"对此，钠硫电池和液流电池储能的单位千瓦投资是抽水蓄能电站的4.8-7.6倍，电能转化效率增值不超过20%，但运行寿命却不足其五分之二。"吴毅在会上说，"此外，抽水蓄能电站利用水能与机械能的转换完成储能，循环利用水资源，除蒸发渗漏外不耗水；工程运行期不产生污染物，不破坏资源和景观，不存在电池储能的回收问题。"
吴毅提出，抽水蓄能的静态效益表现在一方面能在满足电网削峰填谷需求前提下，通过科学调度运行方式提高经济效益；另一方面通过抽水蓄能电站与其他电源的配合运行，提高系统中火电站和核电站的运行效率，促进风能、太阳能资源有效利用。
此外，由于抽蓄电站启动迅速、运行灵活，特别适宜承担调频、调相、负荷调整、负荷备用和事故备用等动态任务，产生动态效益。同时由于具有调相功能，可以减少系统需要配置的无功补偿设备，从而减少相应设备的建设费用。另外，抽水蓄能电站运行减少了电网燃料消耗，具有一定的环境效益。
加快发展变速抽水蓄能技术
2013年，世界装机规模最大的抽水蓄能电站在河北丰宁开工，项目规划总装机容量360万千瓦。一期工程装机容量为180万千瓦，二期将上马变速抽水蓄能机组。
所谓变速抽蓄机组，指在发电和抽水状态下都可无级变速调节功率，有效增加旋转备用容量，同时可就地改善风、光等可再生能源并网性能。从电网运行考虑，变速机组具有良好的稳定性及变速恒频发电能力、更优的调节性能、更广的调节范围，具有一定程度的异步运动能力和较好的调节系统无功、深度吸收系统无功功能，并可通过自动频率控制来提高电网供电质量。
"近年来，我国常规抽水蓄能机组发展很快，但定速抽蓄机组在抽水情况下，负荷不可调节，难以满足新能源并网调节以及核电大规模利用等对智能电网调节充裕度和精度要求。"吴毅指出，"变流励磁变速抽水蓄能机组抽水运行时可调整发电电动机的输入功率正负80兆瓦，发电时调节范围可由50%-100%增大至30%-100%。机组效率可达80%以上；变速机组水泵工况功率调节可达80兆瓦/0.2s，机组容量范围可在50兆瓦-400兆瓦之间，机组检修期可延长一倍左右。"
吴毅还介绍，变速机组可通过放宽选点水头变幅要求，来增加电站选址范围，优化设计容量，提高抽水蓄能电站的综合效益。
目前我国抽蓄电站占比1.76%，变速抽蓄机组占抽蓄容量的25%以上。"变速机组使电站水工和环境得到优化，综合算来，其造价和常速抽蓄机组相差不大。要密切跟踪变速抽蓄、海水抽蓄及更大容量更高水头蓄能机组。"吴毅告诉本报记者。
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根据国家能源局近日公布的《华北华东区域抽水蓄能电站运营情况监管报告》（以下简称《报告》），目前实行单一容量电价的抽水蓄能电站收入来自固定容量电费，电站收益与机组利用率基本无关，机组运行时间增加反而会提高运营成本，抽蓄电站缺乏发电积极性。例如，华北、华东共9家抽蓄电站执行单一容量电价，2014年1-9月平均发电利用小时仅为439小时，与执行其他两种电价机制的抽蓄电站差距明显。其中，山西西龙池电站、河北张河湾电站发电利用小时数甚至低于300小时。
同时，采用单一电量电价的抽水蓄能电站效益则过度依赖抽发电量，导致抽蓄电站调用频繁、多发超发，个别电站利用小时数明显偏高。例如，全国实行单一电量电价的抽蓄电站共有4家，年平均发电利用小时数为1600小时左右，远高于国内抽蓄电站平均水平，个别电站甚至违背了抽蓄电站调度运行导则规定的年度发电利用小时不超过设计值的原则。
《报告》还指出，两部制电价机制等措施仍需细化落实。《通知》要求，在具备条件的地区，鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目业主、电量、容量电价、抽水电价和上网电价，同时已核定电价的抽蓄电站应逐步实行两部制上网电价。但相关招标竞价方式、电价测算方法、工作时间节点、各方职责等尚未明确，两部制电价推进工作无实质性进展。
《报告》同时对现有的抽蓄电站效益情况做了调研，指出现有抽蓄电站作用未得到充分发挥。原因在于一是部分地区由于电力系统网源情况变化较大，以及电网与抽蓄电站发展不协调、建设不配套等原因，导致抽蓄电站投运后，运行需求不足，未能充分发挥顶峰填谷等相应作用。例如，山西西龙池电站所在的晋北地区由于风电快速增长、网源发展不协调，存在窝电问题，4台机组中有2台在高峰时段不能全启顶峰发电，低谷时段不能全启抽水蓄能，难以充分发挥作用。
二是抽蓄电站与其他类型机组在调峰、事故备用的调用先后顺序上没有明确规定，对抽蓄电站的调用合理性难以进行精确评价。同时，抽蓄电站的水库运用也有待进一步优化，警戒水位的设定需要更加科学地统筹调峰与备用间关系，以充分挖掘抽蓄电站的调峰能力。
如北京十三陵抽蓄电站上库水位范围为535米至566米， 华北网调设定下警戒水位550米，与死水位相差15米，留作事故备用和黑启动；上警戒水位560米，与设计水位相差6米，留作事故备用，原则上在此范围内调用。但是，下警戒水位与死水位差距较大，上警戒水位也有一定利用空间，事故备用和黑启动功能如何合理预留水库水位尚未有明确规定，一定程度上影响电站顶峰填谷作用的有效发挥。
三是抽蓄电站调度运行规程制定和定期评价工作未得到落实。《国家能源局关于印发抽水蓄能电站调度运行导则的通知》（国能新能〔2013〕318号）要求，调度机构应制定抽蓄电站调度运行规程和年度调度方案并报备。从现场检查情况来看，部分调度机构已起草完成调度运行规程，但未按要求印发执行和报备。
此外，《报告》还提出，目前抽水蓄能电站投资主体单一，多元化投资格局尚未形成。《报告》调研范围内的华北、华东区域14家抽蓄电站中，仅2家由非电网企业控股，投资运营主体大多为电网企业，其他投资主体难以进入。
其中，福建省投资开发集团意欲开发被电网企业搁置多年的永泰抽蓄电站。国网新源控股有限公司获知消息后，多次致函福建省发改委，意欲购买福建省投资开发集团2010年以来的前期成果。目前该项目仍在搁置，未有实质性进展。
另据了解，湖南黑麋峰抽蓄电站是国内唯一一家由发电企业全资建设的抽蓄电站。因电价不明确，租赁协议一直未能签订，电站亏损严重，难以正常运营。2013年3月，投资方湖南五凌电力公司将电站资产整体转让给国网新源控股有限公司。
同时，报告还指出，电力调度机构并未完全按照发电厂的管理方式对抽蓄电站进行调度管理，抽蓄电站依据电网企业每年下达的年度发电计划制定生产计划，调用方式受体制影响较大。
