原标题：抽水蓄能技术：为电力系统提供稳定动力的未来（附抽水蓄能知识大全下载 ）

  随着全球对清洁能源和可持续发展的迫切需求持续不断的增加，储能技术成为了电力系统的关键组成部分。在储能技术中，抽水蓄能被认为是一种经济高效的大规模储能方式，能够为电力系统提供稳定的动力支持。本文将介绍抽水蓄能技术的最新进展、其功能与优势、盈利模式以及产业链发展，以展望这一储能技术在未来的潜力和作用。

  抽水蓄能是一种储能方式，其运行原理是基于电能与势能的相互转化。它通过上下两个水库，将电能转化为水的势能储存，然后在需要时将其重新转化为电能。抽水蓄能电站具有以下功能与优势：

  抽水蓄能项目的产业链包括标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护等环节，已形成较为完备的发展体系和专业化模式。抽水蓄能技术的发展也有助于电力系统的稳定运行，同时提供了经济高效的储能方式，为清洁能源和可持续发展做出了积极贡献。

  抽水蓄能技术作为一种储能方式，具备极其重大的功能与优势，将在未来电力系统中发挥关键作用。其盈利模式和产业链的逐渐完备，为该技术的推广和应用创造了更多机会。抽水蓄能技术不仅有助于电力系统的平稳运行，还为清洁能源的发展提供了可行的解决方案，为构建可持续能源未来贡献力量。

  2023年7月20日至21日，黑龙江省海林二道海浪河抽水蓄能电站预可行性研究报告审核检查会议在牡丹江市召开。

  电站位于黑龙江省牡丹江市海林市长汀镇，距牡丹江市、哈尔滨市直线km。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。上水库位于二道海浪河左岸的大石头山山峰东侧的次高峰，利用山顶平台整体下挖、四周筑坝成库；下水库位于二道海浪河红旗林场场部上游。

  二道海浪河抽水蓄能电站是《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》“十五五”重点实施项目。电站装机容量1600MW，额定水头727m，距高比5.1。电站建成后承担电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

  2023年7月25日至27日，四川雅砻江两河口混合式抽水蓄能电站项目可行性研究报告审核检查会议在成都市召开。

  电站位于四川省甘孜州雅江县境内，距雅江县、成都市公路里程分别约25km、536km。枢纽工程主要由输水系统、地下厂房及地面开关站等建筑物组成。上水库利用在建的两河口水库；下水库利用拟建的牙根一级水电站水库。

  两河口混合式抽水蓄能电站是《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》 “十五五”重点实施项目。电站装机容量1200MW，额定水头234m，距高比14.5。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

  2023年7月27日至28日，新疆榆树沟抽水蓄能电站可行性研究阶段枢纽布置格局研究专题报告咨询、正常蓄水位选择专题报告和施工总布置规划专题报告审核检查会议在哈密市召开。

  电站位于新疆尔自治区哈密市伊州区，距哈密市、乌鲁木齐市直线km。枢纽工程主要由输水系统、地下厂房及地面开关站等建筑物组成。上水库位于榆树沟出山口左岸阿沛古德沟和拐弯下沟之间的山顶台地；下水库位于榆树沟左岸塔甫吉勒尕沟和拐弯下沟之间的山前坡地。

  榆树沟抽水蓄能电站是《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》 “十四五”重点实施项目。电站装机容量1400MW，额定水头564m，距高比5.34。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

  2023年7月26日至28日，湖南沅陵车坪抽水蓄能电站项目可行性研究报告审核检查会议在张家界市召开。

  电站位于湖南省怀化市沅陵县境内，距离张家界市、怀化市、长沙市直线km。枢纽工程主要由输水系统、地下厂房及地面开关站等建筑物组成。上水库位于大合坪乡团坪村谢家溪上游；下水库位于借母溪乡南溪坪村南溪上游。

  沅陵抽水蓄能电站是《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》 “十六五”重点实施项目。电站装机容量1200MW，额定水头331m，距高比5.29。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

  2023年7月26日至28日，陕西山阳抽水蓄能电站项目可行性研究报告审核检查会议在西安市召开。

  电站位于陕西省商洛市山阳县，距商洛市直线km，距西安市直线km。枢纽工程主要由输水系统、地下厂房及地面开关站等建筑物组成。上水库位于马滩河左岸的干沟中段一级支沟麻子沟内；下水库位于马滩河中游曹家寺村三道河组附近“Ω”型河曲。

  山阳抽水蓄能电站是《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》 “十四五”重点实施项目。电站装机容量1200MW，额定水头545m，距高比3.6。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

  抽水蓄能是当今世界最具经济性的大规模储能方式。其运行原理是利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。

  抽水蓄能电站建有上、下两个水库，与同等装机容量的常规水电站相比，抽水蓄能电站水库库容通常比较小。

  在用电低谷时段，抽水蓄能电站用富余的电能抽水至上水库，将多余的电能以势能的方式储存起来；在用电高峰时段，则放水至下水库发电，将水的势能重新转化为电能。

  这样一来，抽水蓄能电站相当于一个巨型“充电宝”，将用电低谷时段的多余电能，转变为用电高峰时段的高价值电能，来保证电力系统安全稳定运行。

  为了承担电网中的调峰填谷任务，抽水蓄能电站水库水位变幅通常比较大，且水库水位变动速率较快。

  抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动新能源消纳等功能，具有容量大、工况多、速度快、可靠性高、经济性好等技术经济优势，能够很好的满足电力系统调节需求，对保障电力系统安全、促进新能源消纳、提升全系统性能具备极其重大作用。

  3. 调相：电力系统无功电力不足将造成电压下降，抽蓄调相容量大，有助于维持电网电压稳定。

  5. 黑启动：蓄能稳定、可持续供电时间长，可在无外界帮助情况下迅速启动，输送启动功率带动其它机组。

  1. 生命周期长：抽水蓄能安全稳定运行时间约50-60年，常规使用的寿命远高于其它储能方式，同时具有绿色环保的特点。

  2. 技术成熟度高：抽水蓄能是唯一大规模应用的储能方式，主机及辅助系统成熟可靠，国产化水平高。

  3. 调节能力强：抽水蓄能储能规模一般在120兆瓦及以上，储放时间普遍6-8小时，储能规模大，储放时间长，调节能力综合最强。

  4. 循环效率高：抽水蓄能循环效率远高于其它大容量储能方式，基本能达到80%，电站系统效率整体提升。

  5. 负荷响应快：抽水蓄能从启动到满负荷只要1-2分钟，达到50%-100%负荷只要15秒，抽水到发电只要1分钟，最快只要25秒。

  通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，已经基本形成了涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的较为完备的全产业链发展体系和专业化发展模式。

  装机规模：目前国网、南网在运的电站中，单站建设规模普遍在100万千瓦以上

  抽蓄电站作为一种储能技术，本身并不能真正发电。过往我国抽蓄电站盈利模式并不明确,虽然2014年首次政策明确了两部制电价，但是并未得到长期有效施行。

  在较长一段时期内（2016年-2020年），抽蓄电站的经营成本由电网承担，而无法传导到终端电价由最终用户承担，也导致电网对抽蓄电站的调度量较小。抽蓄电站缺乏有效的收益回报机制。

  一是年度交易中的固定收入，来源于抽水蓄能电站在系统中提供的电网辅助服务的补偿，以及机组参与调峰填谷时保障基荷机组平稳运行、提高基荷机组经济效益得到的补偿

  二是竞价交易中的电量出售的收益。该收入由抽水蓄能电站参与电力平衡市场交易获得，随着不同时段和报价而变动，由市场需求决定返回搜狐，查看更加多