习近平总书记在二十届中央政治局第十二次集体学习时强调，积极发展清洁能源，推动经济社会绿色低碳转型，已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。要顺势而为、乘势而上，以更大力度推动我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的能源保障，为共建清洁美丽的世界作出更大贡献。

随着我国能源绿色低碳转型和新型电力系统建设进程加速推进，风能、太阳能等新能源在电力系统中的占比不断提高，其间歇性和波动性给电力供应的稳定性带来了挑战，这就迫切需要调节电源快速响应及时弥补新能源发电的波动，确保电力输出平稳可靠。新型电力系统中，清洁能源代替传统的化石能源，而清洁能源中新能源占绝对优势，因此，没有新能源就没有新型电力系统，没有技术创新就没有新型电力系统的发展。新型电力系统关系到能源“不可能三角”的破解，关系到电力系统“供得上供不上、供得好不好、供得绿不绿”的问题。相较传统电力系统，新型电力系统的电网调控从“源随荷动”向“源网荷储协同互动”转变，调节任务也由单一电源来完成演变为由多主体电源来完成，这其中储能最为关键。从储能技术发展到今天来看，抽水蓄能作为技术最成熟、经济最优、最具大规模开发条件、生命周期最长的绿色低碳灵活调节电源，以其与新能源适配性强、联合运行效果好的独特优势，在现代能源领域中扮演着不可或缺的角色，为新能源的高效合理利用和电力系统的平稳运行奠定了坚实的基础。

我国抽水蓄能的发展历程始于20世纪60年代，当时对抽水蓄能技术的认知极为有限，面对的是一片几乎空白的技术领域。1968年，我国首次在河北岗南水库安装了1台从日本引进的容量为11兆瓦的抽水蓄能机组，1972年在北京密云水库安装了2台单机容量为12兆瓦的国产抽水蓄能机组。但由于调度和机组质量问题，加之水头低、容量小，这些机组并未受到电网的重视。20世纪80年代，国家实施“引滦入津”计划，潘家口水利枢纽工程紧急启动。1984年开工、1992年投产的潘家口抽水蓄能电站，安装了3台单机容量为90兆瓦的可变速抽水蓄能机组，在电网中发挥了重要作用，抽水蓄能电站首次得到电网的认可和重视。随着改革开放和经济社会快速发展，我国电力系统需求不断扩大，开始发展核电，广东大亚湾核电站的建设催生了广州抽水蓄能电站，抽水蓄能电站建设迎来了第一个高潮。广蓄电站一期4台30万千瓦机组于1994年3月全部建成并网，并网后的广蓄电站较大地提升了大亚湾核电站的运行经济性，也标志着“核电+抽水蓄能”发展模式的开启。几乎同时，在华北、华东两个用电规模最大的区域电网，城市负荷中心峰谷差逐年上升，电力系统低谷调峰压力越来越大，先后兴建了北京十三陵、浙江天荒坪等大型抽水蓄能电站，逐步形成了抽水蓄能可以解决电网调峰问题的共识。但由于缺乏成熟的抽水蓄能电站建设经验和技术体系，当时电站主机设备全靠进口，土建工程技术以学习借鉴国外工程为主，设计单位为此也交了一些学费，技术方面也留有一些遗憾。总体上看，随着广州抽水蓄能一期、北京十三陵、浙江天荒坪三个电站的相继建成，我国进入了开发大型抽水蓄能电站的时代，抽水蓄能电站的稳定运行也为区域电力系统负荷中心的调控发挥了重要作用。

20世纪90年代以后，我国在抽水蓄能功能定位的技术认同上走了一段不平坦的路，因此抽水蓄能的发展也沉寂了一段时期。当时虽然电力系统对抽水蓄能有一定调节需求，但社会上以及能源领域对抽水蓄能产生了不同看法，认为抽水蓄能的运行是“四度电换三度电”，转换效率低，属于耗能项目，而且抽水蓄能的技术不掌握在我们手上，建设造价和运营成本整体偏高，建成后“躺在”已出台的电价上，调运上更加“惜用”等，这些看法严重影响了抽水蓄能的技术发展和功能作用的发挥。现在回头去看，当时把抽水蓄能技术看简单了，甚至看负面了。进入21世纪后，随着国家电力体制改革的推进，立足电网结构发展，国家电网公司超前谋划，在当时国家没有启动研究抽水蓄能规划的条件下，率先启动了浙江桐柏、山东泰山、安徽琅琊山、江苏宜兴、河北张河湾、山西西龙池等一批大型抽水蓄能电站建设，推动我国抽水蓄能的发展进入了第二个高潮，也为下一步抽水蓄能的大规模使用打下了一定基础。

随着大量抽水蓄能电站的上马，国家对抽水蓄能的重视程度和理论认识明显提高，国家发展改革委主持启动了我国抽水蓄能技术的国产化发展。2003年，国家发展改革委通过统一招标和技贸结合的方式，以广东惠州、河南宝泉、湖北白莲河电站为依托，全面引进抽水蓄能机组设备设计和制造技术。2005年，国家发展改革委依托辽宁蒲石河、湖南黑麋峰、呼和浩特蓄能电站，坚持“国内负责、必要时国外支持”原则，以中方作为主承保方、法国阿尔斯通作为技术合作方的形式，使我国拥有了独立成套研制大型抽水蓄能机组的技术能力。2007年，为了促进引进技术的消化吸收、巩固提高，国家发展改革委组织了第三批抽水蓄能电站，如安徽响水涧、福建仙游、江苏溧阳等，通过议标方式确定国内制造厂家（哈电电机、东方电机），独立进行抽水蓄能主机和相关辅机系统的设计、制造和成套设备研制。2011年10月，我国第一座实现机组设备完全自主化的抽水蓄能电站——安徽响水涧抽水蓄能电站建成，标志着我国成功掌握了抽水蓄能机组成套设备研制的核心技术。2013年4月，国产自主福建仙游抽水蓄能电站正式投产，该工程填补了国内高水头国产化抽水蓄能机组的空白。至此，哈电电机和东方电机两厂均已实现抽水蓄能装备制造国产自主可控，完全攻克了发电电动机、水泵水轮机设计制造技术。同时依托抽水蓄能实践，我国系统集成厂商也同步实现了监控、励磁、发变组保护以及变频器系统国产化。通过实施国产化，抽水蓄能电站设备安装调试水平大幅提升，设备运行的安全性、稳定性水平大幅提升，电站投产效率和投产速度大幅提升。目前在运的浙江长龙山抽水蓄能电站和在建的浙江天台抽水蓄能电站，机组额定水头、额定转速、单机容量分别达710米、600转/分、35万千瓦和724米、500转/分、42.5万千瓦，标志着抽水蓄能行业进入高转速、高水头、大容量的时代。20年间，中国抽水蓄能历经技术引进、消化吸收和自主创新三个阶段，无论在抽水蓄能机组及成套设备，还是关键技术和工程应用方面，均已达到国际领先水平，已然为“走出去”打下了坚实基础。

抽水蓄能电站的发展，最初为解决负荷中心峰谷差的问题，那时普遍认为一个区域或者省级电网内，抽水蓄能的装机容量要占到负荷中心地区装机容量的7%～10%。到“十一五”期间，随着新能源装机规模增长，电力系统的调节不仅要面临峰谷差问题，还要面临新能源消纳利用问题。电网一线运行人员发现，在新能源发电富余期间，如果把抽水蓄能机组启用为抽水状态，就可以很好地把风、光的电能储存起来。已投运抽水蓄能电站的抽发电量、启动次数、调频台次、旋转备用台次、短时运行次数均明显增加，如抽水蓄能电站年利用小时数不低于2700小时，如“一发一抽”改为“两发两抽”甚至“多发多抽”，在凌晨负荷低谷和午间光伏大发时段抽水、在早晚高峰发电，有效保证电力安全可靠供应，发挥电力保供生力军作用。经过一系列运行实践，已投运的抽水蓄能电站在新能源消纳方面发挥了重要作用，特别是在“十三五”期间，国家电网公司经营区域内新能源利用率从“十二五”末的84.6%提高到97.1%，这其中抽水蓄能发挥了至关重要的作用。

2020年全国风光新能源装机容量为5.4亿千瓦，2023年达到10.5亿千瓦，预计2025年将达到16亿千瓦。面对新能源如此快的增速，2021年，国家发展改革委、国家能源局先后发布抽水蓄能电价政策和《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，超过6200万千瓦；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。《规划》有力推动我国抽水蓄能发展进入到第三个高潮，社会各界就抽水蓄能在构建新型电力系统中的重要作用和进一步加快开发抽水蓄能形成广泛共识，对抽水蓄能的关注和参与也呈现出前所未有的新局面。抽水蓄能因此迎来更加广阔的发展前景。

回顾我国抽水蓄能发展之路，建设起步虽晚，但基于大型水电建设所积累的技术和工程经验，加上引进和消化吸收国外先进技术，及一批大型抽水蓄能电站的建设实践，我国累积了丰富的建设经验，掌握了较先进的机组制造技术，形成了较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系，电站的整体设计、制造和安装技术更是达到了国际先进水平。从早期的技术认知有限到实现国产自主，从发展滞后到全面开花，从电力系统调节的“奢侈品”发展成为保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳、提升能源利用效率的常规配置，抽水蓄能成为了新能源开发的“储能仓库”。作为保障电力系统安全运行的“最后一根火柴”，抽水蓄能在构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型中发挥着不可或缺的重要作用。

展望未来，要把世界能源发展大势和国情紧密结合起来看。随着新型能源体系、新型电力系统和新型电网的加速推进，发展抽水蓄能成为我国构建新型电力系统的长期战略和重要举措。我们要充分挖掘抽水蓄能的功能作用，透彻地研究新型电力系统，尤其要清楚认识抽水蓄能在新型电力系统中的功能定位，这样才能在新型能源体系和新型电力系统建设上化被动为主动。

为更好推动抽水蓄能高质量发展，国家电网公司联合中国电建集团和哈电集团、东方电气集团等单位，系统研究了我国在抽水蓄能发展战略、规划设计、关键技术等方面取得的原创性科技成果，针对抽水蓄能电站全生命周期管理存在的焦点问题，总结经验措施，提出系列观点，作出分析研判，相信这本抽水蓄能专业著作，将为行业高质量发展提供宝贵的参考和指导。