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抽水蓄能电站建设发展历程及前景展望摘要：我国正在加快构建以新能源为主体的新型电力系统，需要配备大量的调节电源，而抽水蓄能电站作为最具大规模开发条件的绿色低碳高效灵活调节电源，具有广阔的发展前景。
抽水蓄能电站启动和工况转换迅速，能够快速响应负荷波动，可灵活平衡系统功率，持续提供调节能力。
截至2021年，我国抽水蓄能占电源总装机的比重仅1.4%，与发达国家相比差距较大。
未来在技术方面，应推进抽水蓄能电站向高水头、高转速、大容量和可调速方向发展，研究广泛应用地下和海洋抽水蓄能技术的可行性。
在经济方面，要进一步理顺抽水蓄能电站的电价机制，推动抽水蓄能电站参与电力中长期合约市场、电力辅助服务市场和现货市场，进一步推进抽水蓄能电站投资运营主体的多元化。
关键词：新型电力系统；抽水蓄能；调节电源；新能源消纳；电价机制引言抽水蓄能电站在电力系统中具有调峰填谷、调频、调相、紧急事故备用和黑启动等多种功能，并能够快速工况转换，成为现代电力系统有效的、不可缺少的调节工具。
建设适当比例的抽水蓄能电站将有利于优化电源结构，保证电网安全，改善电能质量，在促进社会经济协调发展、环境保护和资源节约利用等方面发挥巨大作用。
1国内抽水蓄能电站发展历程及现状我国抽水蓄能电站发展大致分为5个阶段:发展起步阶段、探索发展阶段、完善发展阶段、蓬勃发展阶段及新发展阶段。
1.1 1968—1983年为我国抽水蓄能发展起步阶段1968年，依托已建水库，我国首次在河北岗南水电站安装1台单机容量1．1万kW的进口抽水蓄能机组;1973年和1975年，在北京密云水库分别安装2台单机容量1.1万kW的国产抽水蓄能机组。
岗南水电站和密云水库这两座小型混合式抽水蓄能电站代表着我国抽水蓄能电站发展的起点。
全球主要国家抽水蓄能电站装机规模如图1所示。
图 1 全球主要国家抽水蓄能电站装机规模1.2 1984—2003年为我国抽水蓄能探索发展阶段在此期间，我国经济加速发展，电力需求逐步增大，以火电为主的中东部电网调峰需求显著增加，潘家口、广州、十三陵、天荒坪、响洪甸等一批大型抽水蓄能电站建成投产，我国抽水蓄能电站在探索中不断发展[1]。
抽水蓄能电站项目可行性研究报告中咨国联/出品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的水电站。
又称蓄能式水电站。
它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，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。
我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。
国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。
[1]上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。
随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。
为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。
1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。
[1]上世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。
先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。
十五”期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。
[1]发展现状据统计，至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座（包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾）10400MW，其余11座1145MW，在建的8座，装机容量9360MW。
国家能源局关于安徽抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函
正文：
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国家能源局关于安徽抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函
国能函新能〔2018〕99号
安徽省能源局，水电水利规划设计总院：
报来《关于恳请批准安徽省抽水蓄能电站选点规划调整报告的请示》（皖能源新能〔2018〕44号）和《关于批准安徽省抽水蓄能电站选点规划调整报告的请示》（水电规规〔2018〕103号）均悉。
经研究，现函复如下。
一、为做好安徽抽水蓄能电站的规划建设，规范项目前期工作，确保抽水蓄能电站有序开发和电网安全经济稳定运行，原则同意安徽省抽水蓄能电站选点规划调整报告及审查意见。
二、同意在初选桐城、宁国、岳西、毛尖山、霍山、清潭沟、石台作为比选站点的基础上，确定桐城（拟装机120万千瓦）、宁国（120万千瓦）、岳西（120万千瓦）、石台（120万千瓦）、霍山（120万千瓦）站点为安徽电网2025水平年抽水蓄能规划调整推荐站点。
三、请有关单位据此开展下一步工作，做好站点资源保护，综合考虑区域抽水蓄能电站合理配置和电力系统实际需求，合理安排推荐站点建设时机，保障选点规划科学实施。
国家能源局
2018年8月29日
——结束——。
中电建华中院中标河南嵩县抽水蓄能电站
接入系统设计服务
北极星储能网获悉，日前，中国电建华中院顺利中标河南嵩县抽水蓄能电站接入系统设计服务。
据了解河南嵩县抽水蓄能电站位于河南嵩县车村镇，该电站项目与洛阳市中心和郑州市中心的直线距离，分别仅为100和170公里，整个工程主要包括距洛阳市、郑州市直线距离分别为100km、170km。
总投资约114亿元。
枢纽工程主要由上水库、下水库、输水发电系统等组成，初拟上水库大坝为混凝土面板堆石坝，主要枢纽空工程中的上水库位于向小丰园沟西湖口位置，大坝拟采用混凝土面板十堆石坝方式建造最大的坝顶高度为91.5米，下水库位于龙潭沟三道河处，坝高为111米，初拟上水库大坝为混凝土面板堆石坝，最大坝高91.5m，下水库大坝为混疑土面板堆石坝，最大坝高111m;预计建成后年发电量为14亿度，即建成后可实现年综合收入12亿元，实现税收收入超过1亿元。
电站建成后主要承担电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等任务。
另外，河南省鲁山县花园沟抽水蓄能电站也与嵩县车村抽水蓄能电站位于同一山脉地区，且两县紧密相连，当装机容量130万千瓦，主要建筑物包括上水库、输水系统、厂房系统和下水库等。
工程总投资约89.4亿元，从正式开工到第一台机组发电工期为5年，总工期6年，号称全国第三大抽水蓄能电站。
电站建设期每年可增加地方财政收入约2000万元，拉动地方GDP约10亿元，运行期每年可增加地方财政收入约1亿元，经济效益和社会效益显著。
电站投运后，可降低燃煤火电年平均调峰率2.23个百分点，节省系统火电煤耗25.10万吨，相当于每年可减少二氧化碳排放量62.6万吨、二氧化硫排放量1.89万吨、氮氧化物排放量0.95万吨，具有较好的环境效益。
抽水蓄能电站项目可行性研究报告中咨国联/出品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的水电站。
又称蓄能式水电站。
它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，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。
我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。
国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。
[1]上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。
随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。
为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。
1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。
[1]上世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。
先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。
“十五”期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。
[1]发展现状据统计，至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座(包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾)10400MW，其余11座1145MW，在建的8座，装机容量9360MW。
抽水蓄能电站选址关键因素一、地理位置在对抽水蓄能项目的综合评价中，地理位置也同样是第一位的。
抽水蓄能功能定位，主要服务于电网或是服务于大型新能源基地开发。
所以抽水蓄能电站地理位置的好坏，主要就是两点：一是距离负荷中心近，二是距离新能源大基地近。
目前我国已建、在建的抽水蓄能电站大多位于所在电网的负荷中心，比如GZ抽水蓄能电站（240万千瓦）距GZ市90公里，十三陵抽水蓄能电站（80万千瓦）距BJ市40公里，天荒坪抽水蓄能电站（180万千瓦）距离HZ57公里，SZ抽水蓄能电站（120万千瓦）位于SZS区。
已在建抽水蓄能项目分布图（截至2021年底）此外，为了满足新能源快速发展需要，围绕着水风光一体化开发、沙漠戈壁荒漠新能源大基地开发，在新能源基地附近，也可以规划新建一批抽水蓄能电站。
比如目前在新疆、甘肃、陕西、内蒙、山西等地规划的抽水蓄能电站，除了满足当地电网的需要，主要就是为了新能源基地服务。
所以对于抽水蓄能电站综合评价的第一点，就是先看她生在了哪个位置。
一般来说，抽水蓄能应该遵循分散布局的原则，重点向电网负荷中心和新能源集中区域附近布局，此外，对于没有布局抽水蓄能站点的地区，在具有较好资源条件时，也应该优先考虑。
二、建设条件1．地形条件地形条件分析主要包括水头、距高比，以及上、下水库的天然有效库容。
抽水蓄能所存储的能量实质上是水的重力势能，等于高差和水库中水之重力的乘积。
所以为了储存同样的能量，或者是增加上、下水库之间的高差，或者是增加抽水蓄能上、下水库的调节库容。
在具备条件的情况下，上、下水库之间的高差大一些要更加合适，这样可以减少上、下水库的规模和厂房、机电设备尺寸，减少工程投资。
但是根据目前抽水蓄能机组的制造水平，高差过大也会导致机组制造难度加大，所以也不是越大越好。
根据工程经验，一般落差在400～700m之间较为适宜。
如：十三陵抽水蓄能电站额定水头430m；仙居抽水蓄能电站额定水头447m；天池抽水蓄能电站额定水头510m；天荒坪抽水蓄能电站额定水头526m；西龙池抽水蓄能电站额定水头640m；敦化抽水蓄能电站额定水头655m。
1400MW！厦门抽水蓄能电站上水库下闸蓄
水
6月30日下午16时30分，厦门抽水蓄能电站上水库顺利实现下闸蓄水，电站主体工程迎来开工以来第一个里程碑式关键节点，标志着厦门抽水蓄能电站全面进入投产发电攻坚阶段，并获得业主贺信。
厦门抽水蓄能电站属大（1）型一等工程，电站主要由上水库、输水系统、地下厂房系统、地面开关站及下水库等建筑物组成，总装机容量为1400MW，上水库正常蓄水位867.00m，库容1024 万立方米。
自开工以来，厦蓄项目部紧密协调各参建单位，充分利用福建厦门抽蓄电站良好的内外部环境，科学组织、攻坚克难，完成了一个接一个工程关键性节点，确保了项目施工顺利履约，顺利完成了上水库下闸蓄水任务。
厦门抽水蓄能电站是福建省在建最大的抽水蓄能电站，也是中国水电八局承建的重要抽水蓄能电站项目，电站建成后总装机容量将达到140万千瓦，计划在2023年首台机组发电，2024年四台机组全部投产运行，设计年发电量23.45亿千瓦时，不仅可以替代同等规模的燃煤电站，还可节约标准煤消耗约22万吨，减少二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物以及烟尘的排放，具有较为显著的生态环境效益，助力实现碳达峰、碳中和目标。
下一步，项目部全体员工将秉承“特别能战斗，特别能吃苦，特别能奉献”的优良传统，统筹规划、精心组织，在保证工程安全和质量的前提下，稳步推进项目建设，确保如期完成厦蓄电站各关键节点目标，早日实现工程投产发电。
抽水蓄能电站规划设计概要
一、抽水蓄能电站基本情况
1、电站名称：抽水蓄能电站
2、投资方：xxx
3、经济效益：该抽水蓄能电站可以节约能源消耗，通过及时储存发电能量，实现发电及节能的经济效益。
4、投资规模：本抽水蓄能电站投资规模为500万元，其中包括建筑施工、设备购置及安装等。
二、工程勘查情况
1、勘查水资源：该抽水蓄能电站水资源河流，河流水位范围在1000m-1100m之间。
2、勘查地质情况：地质详查发现，勘查地质情况较为良好，地面覆盖物结构稳定，能够承受工程建设。
3、其他勘查：根据勘查，抽水蓄能电站的地形条件、水文地质条件等均可满足建设要求。
三、总体设计要求
1、发电容量：该抽水蓄能电站的装机容量为200MW。
2、水库容量：该抽水蓄能电站应设计水库容量为1500-2000万m3
3、发电水位：该抽水蓄能电站的发电水位应设定为1000m-1100m之间。
4、水库尾水：该抽水蓄能电站设计尾水流量为200-400万m3/s。
四、发电设备
1、水轮机：该抽水蓄能电站水轮机数量应根据发电容量进行安装，型号也应按照发电容量选择。
2、水泵：水泵用于抽水充水，根据发电容量选择型号。
国家能源局关于浙江抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函
正文：
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国家能源局关于浙江抽水蓄能电站选点规划调整有关事项的复函
国能函新能〔2018〕116号
浙江省发展改革委、水电水利规划设计总院：
报来《关于恳请批复浙江省抽水蓄能电站选点规划推荐站点调整的请示》（浙发改能源〔2018〕439号）和《关于批准浙江省抽水蓄能电站选点规划调整报告的请示》（水电规规〔2018〕102号）均悉。
经研究，现函复如下。
一、为做好浙江抽水蓄能电站的规划建设，规范项目前期工作，确保抽水蓄能电站有序开发和电网安全经济稳定运行，原则同意浙江省抽水蓄能电站选点规划调整报告及审查意见。
二、同意在初选衢江、磐安、泰顺、天台、建德、桐庐作为比选站点的基础上，确定衢江（120万千瓦）、磐安（120万千瓦）、泰顺（120万千瓦）、天台（170万千瓦）站点为浙江2025水平年抽水蓄能选点规划调整推荐站点。
考虑电网需求与其他调峰能力建设存在一定不确定性，原则同意建德（240万千瓦）和桐庐（120万千瓦）站点作为推荐站点，两站点应在相关环境问题协调落实后，根据华东电网电力系统发展需要适时开发建设。
三、请有关单位据此开展下一步工作，做好站点资源保护，综合考虑区域抽水蓄能电站合理配置和电力系统实际需求，合理安排推荐站点建设时机，保障选点规划科学实施。
国家能源局
2018年9月28日——结束——。
1400MW！山西省西龙池二期抽水蓄能电站
预可研通过审查
2022年7月7日至8日，山西省西龙池二期抽水蓄能电站预可行性研究报告审查会议在山西省忻州市召开。
西龙池二期电站位于山西省忻州市五台县境内，距忻州市、太原市直线距离分别约为50km、100km。
西龙池二期抽水蓄能电站上、下水库为独立新建库，与已建西龙池电站邻近，两个电站上水库直线距离约1km，下水库直线距离约4.5km。
枢纽工程主要建筑物由上水库、下水库、地下输水发电系统等组成，上、下水库初拟大坝采用沥青混凝土面板堆石坝。
西龙池二期抽水蓄能电站是国家能源局“十四五”重点实施项目之一，初选电站装机容量1400MW。
电站建成后主要服务山西电网，承担电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等任务。
2020年前已建在建拟建抽水蓄能项目 电站名称 所在省份 总装机容量 (MW) 机组台数 单机容量 (MW) 核准批复时间(年.月) 开工日(年.月)
计划投入运
行日期 (年.月) 一 东北 1 荒沟 黑龙江 1200 4 300 2021.11 2 尚志 黑龙江 1000 4 250 2020年规划 3 五常 黑龙江 1200 4 300 2020年规划 4 依兰 黑龙江 1200 4 300 2020年备选
5 白山 吉林 300 2 150 06.6.6已运行 6 敦化 吉林 1200 4 300 2021.10 7 蛟河 吉林 1200 4 300 2020年规划 8 桦甸 吉林 1200 4 300 2020年规划 9 通化 吉林 1200 4 300 2020年备选 10 蒲石河 辽宁 1200 4 300 11.12已运行 11 庄河 辽宁 800 4 200 2020年规划 12 清原 辽宁 1800 6 300 2020年规划 13 兴城 辽宁 1200 4 300 2020年规划 14 大雅河 辽宁 1400 4 350 2020年备选
二 华北 1 密云 北京 22 2 11 1975已运行 2 十三陵 北京 800 4 200 已运行 3 板桥峪 北京 1000 4 250 4 / 天津
5 呼和浩特 内蒙古 1200 4 300 2015.6 6 芝瑞 内蒙古 1200 4 300 2020年规划 7 美岱 内蒙古 1200 4 300 2020年规划 8 乌海 内蒙古 1200 4 300 2020年规划 9 索伦 内蒙古 800 4 200 2020年后备
10 锡林浩特 内蒙古 600 4 150 2020年后备 11 牙克石 内蒙古 1000 4 250 2020年后备 12 岗南 河北 11 1 1968已运行 13 潘家口 河北 270 3 90 1992已运行 14 张河湾 河北 1000 4 250 08.12已运行 15 丰宁 河北 1800 6 300 2020年规划
16 丰宁二期 河北 1800 6 300 2020年规划 17 抚宁 河北 1200 4 300 2020年规划 18 易县 河北 1200 4 300 2020年规划 19 泰安 山东 1000 4 250 07.1.8已运行 20 文登 山东 1800 6 300
21 泰安二期 山东 1800 6 300 2020年规划 22 沂蒙 山东 1200 4 300 2020年规划 23 莱芜 山东 1000 4 250 2020年规划 24 海阳 山东 1000 4 250 2020年规划 25 潍坊 山东 1000 4 300 2020年规划 26 西龙池 山西 1200 4 300 08.12已运行 27 浑源 山西 1200 4 300 2020年规划 28 垣曲 山西 1200 4 300 2020年规划 29 交城 山西 1600 4 350 2020年后备
30 回龙 河南 120 2 60 05.12.8已运行 31 宝泉 河南 1200 4 300 11.9已运行 32 天池 河南 1200 4 300 33 大鱼沟 河南 1200 4 300 2020年规划
34 宝泉二期 河南 1200 4 300 2020年规划 35 花园沟 河南 1200 4 300 2020年规划 36 五岳 河南 1000 4 250 2020年规划
三 西北 1 阜康 新疆 1200 4 300 2020年规划
2 哈密天山 新疆 1200 4 300 2020年规划 3 阿克陶 新疆 600 2020年后备 / 青海 4 镇安 陕西 1400 4 350 2020年规划 5 牛首山 宁夏 800 4 200 2020年规划 6 昌马 甘肃 1200 4 300 2020年规划 7 大古山 甘肃 1200 4 300 2020年规划
四 华中 1 黑麋峰 湖南 1200 4 300 已运行 2 东江 湖南 500 3 天堂 湖北 70 2 35 01.2已运行 4 白莲河 湖北 1200 4 300 05.2.7 已运行 5 大幕山 湖北 1200 4 300 2020年规划 6 上进山 湖北 1200 4 300 2020年规划 7 紫云山 湖北 1200 4 300 2020年后备 五 华东 1 / 上海 2 溪口 浙江 80 2 40 已运行 3 天荒坪 浙江 1800 6 300 已运行 4 桐柏 浙江 1200 4 30 06.1已运行 5 仙居 浙江 1500 4 375 6 长龙山 浙江 2100 6 350 天二 2020年规划 7 宁海 浙江 1400 4 350 2020年规划 8 缙云 浙江 1800 6 300 2020年规划 9 磐安 浙江 1000 4 250 2020年规划 10 衢江 浙江 1200 4 300 2020年规划 11 泰顺 浙江 2020年后备 12 天台 浙江 2020年后备 13 建德 浙江 2020年后备 14 桐庐 浙江 2020年后备 15 沙河 江苏 100 2 50 已运行 16 宜兴 江苏 1000 4 250 08.12已运行 17 溧阳 江苏 1500 6 250 2017.6 18 马山 江苏 700 2 350 19 竹海 江苏 1800 6 300 2020年规划 20 句容 江苏 2020年规划 21 连云港 江苏 1200 4 300 2020年规划
22 洪屏一期 江西 1200 4 300 10.3.8 2020年规划
23 洪屏二期 江西 1200 4 300 2020年规划 24 奉新 江西 1200 4 300 2013.8 2020年规划 25 赣县 江西 1200 4 300 赣南后备 26 响洪甸 安徽 80 2 40 已运行
27 琅琊山 安徽 600 4 150 07.9.5已运行 28 佛磨 安徽 160 2 80 已运行 29 响水涧 安徽 1000 4 250 12.12已运行 30 绩溪 安徽 1800 6 300 2012 2020年规划 31 金寨 安徽 1200 4 300 2016.1 2020年规划 32 桐城 安徽 1200 4 300 2020年规划 33 宁国 安徽 1200 4 300 2020年规划
六 华南 1 广州一期 广东 1200 4 300 已运行
2 广州二广东 1200 4 300 已运行 期 3 惠州 广东 2400 8 300 09.5已运行
4 清远 广东 1280 4 320 预计2015.6首机投产
5 深圳 广东 1200 4 300 11.11.4核准 2016年首机投产-69月 6 阳江 广东 2400 6 400 2020年规划 7 梅州 广东 2400 6 400 2020年规划 8 新会 广东 1200 4 300 2020年规划 / 广西 9 仙游 福建 1200 4 300 09.5.1 13.12已运行 10 永泰 福建 1200 4 300 2020年规划 11 周宁 福建 1200 4 300 2020年规划 12 同安 福建 1400 4 350 亦厦门 2020年规划 13 琼中 海南 600 3 200 2013 2014 2020年规划 14 三亚 海南 600 2020年规划
七 西南 1 蟠龙 重庆 1200 4 300 2020年规划 2 栗子湾 重庆 1200 4 300 2020年规划
3 寸塘口 四川 2 2 1 1992.11已运行 4 羊湖 西藏 90 4 22.5 已运行 / 贵州 / 云南
22个省区选点规划抽水蓄能电站
日前，随着国家局批复、等22个省（区）59个站点的抽水蓄能电站选点规划，我国新一轮抽水蓄能电站规划选点工作基本完成。这也为到2020年，我国抽水蓄能电站7000万千瓦的规划装机容量奠定了良好的基础。
截至2013年底，全国抽水蓄能电站投产容量已达2154.5万千瓦，在建容量1424万千瓦，保持稳定增速。业内普遍认为，届时完成7000万千瓦装机目标问题不大。但抽水蓄能电站建设运行中存在的电价机制不够科学，投资运营主体单一等问题将制约其发展。
选点规划注重因地制宜 随着风电、光伏等新能源大规模集中并网，系统调峰压力加大，迫切需要抽水蓄能电站发挥移峰填谷、事故备用等作用，这也带动了抽水蓄能电站的发展。 “世界上抽水蓄能电站的建设与运行已有100多年的历史，目前国外的发展情况相对比较成熟，像日本抽水蓄能电站的装机容量已经超过了常规水电的装机容量。”中国水力发电工程学会副秘书长张博庭告诉记者，我国对于抽水蓄能电站的需求是由以煤电为主、缺少油气电站，调节性能差的发电结构所决定的。
据介绍，常规火电机组每分钟能调整的额定容量在1%~2%之间，而抽水蓄能电站从启动到满负荷发电不超过2分钟，调峰调频的作用十分明显。从20世纪60年代后期我国就开始研究开发抽水蓄能电站，并相继兴建了广州抽水蓄能、天荒坪和十三陵等一批大型抽水蓄能电站。
在本轮选点规划伊始，国家能源局组织规划设计单位、电网公司等进行了座谈，结合“十二五”能源发展规划,按照距负荷中心近、地形地质条件和技术指标优越的原则,以省或区域(电网)为单位，全面系统地开展了全国22个省(市、自治区)抽水蓄能选点规划工作。
“本轮抽水蓄能电站的选址规划更加注重因地制宜，本着适应当地电网需求、新能源发展、紧急事故备用等原则做了大量的工作。”国网新源控股有限公司发展策划部陈同法向记者介绍，以丰宁抽水蓄能电站的选点规划为例，需要着重考虑河北千万千瓦风电基地的调峰作用以及保卫首都电网的紧急事故备用。
能源结构调整带来发展机遇 “从目前我国的电源构成及布局看，抽水蓄能电站的比重依然偏低，占总装机容量只有1.76%。”张博庭表示，要实现规划的装机目标，需要从投资建设、电价等方面打破体制机制束缚。
目前，抽水蓄能电站投资运营主体主要为电网企业，占到总容量的90％以上。 根据政策规定，不允许电网企业与发电企业（或潜在的发电企业）合资建设抽水蓄能电站项目，也限制了其他投资主体。
电价则是限制抽水蓄能电站发展的另一个重要原因。由于目前百万千瓦级的抽水蓄能电站大多采用租赁费“包干”模式，由电网企业自己消化成本，影响了企业积极性。
对此，国家能源局专门下发了《关于加强抽水蓄能电站运行工作的通知》，要求研究完善抽水蓄能运行管理机制和措施，积极探索电力系统辅助服务政策，推动发电侧分时电价机制建立，充分调动蓄能电站低谷抽水蓄能和高峰发电顶峰的积极性，促进抽水蓄能电站作用有效发挥。
