转自：中国电力新闻网

混合储能模式将成为储能领域新风向

——访中国电建北京院党委书记、董事长朱国金

中国能源新闻网记者 冯聪聪

　　随着新能源产业跨越式发展与新型电力系统构建进程提速，储能作为关键调节性电源迎来重大发展机遇。面对不同类型的储能形式与技术，如何发挥其最佳性能？我国抽水蓄能未来发展方向如何，在国际市场竞争中面临哪些机遇和壁垒？对此，中能传媒记者对中国电建北京院党委书记、董事长朱国金进行了专访。

　中能传媒：在新型电力系统构建中，您认为抽水蓄能如何与电化学储能、氢储能等技术形成互补？未来是否可能通过混合储能模式突破单一技术的局限？

　　朱国金：“十四五”期间，新型储能技术百花齐放，进入了多元化的高速发展时期。技术路线上覆盖功率型、能量型、短时、长时等多种技术品类。我国抽水蓄能技术的发展可以追溯到20世纪60年代，从1968年我国第一座抽水蓄能电站——岗南抽水蓄能电站建设开始，经历了几十年的工程实践与技术沉淀，目前仍然是储能技术中规模最大、技术最成熟、运行最稳定的储能方式，它可以有效平抑风光发电的日级波动，具备为电力系统提供调峰填谷、事故备用等核心功能，是构建新型电力系统的基础调节电源。

　　当然，抽水蓄能技术也存在选址局限性、建设周期相对较长、秒级调节能力不足的问题。所以，结合区域电网需求，按需配套建设部分新型储能，以抽水蓄能电站为基础，充分利用共享抽水蓄能电站的资源条件，由抽水蓄能承担基荷调节，新型储能补充部分中、短时的负荷调节，从资源共享和功能互补两方面有效结合，这样才能更好地适应电力市场化发展新要求。

　　未来通过混合储能模式突破单一的技术局限性可以从三个方面入手：一是集约化发展。在规划阶段统筹优化，考虑储能技术在新型电力系统中的功能定位和建设时序，充分利用抽水蓄能电站的在送出线路、土地利用、电气连接、协同控制等方面资源优势，形成抽水蓄能一体化的集约模式。二是加快抽水蓄能融合新型储能模式在技术标准、控制策略等方面的技术创新与示范应用，充分挖掘聚合性协同效应。三是在抽水蓄能电站市场化改革进程中，设置基于两部制电价向全面市场化的过渡性价格机制，通过阶段性政策保障行业收益预期，实现与电力市场机制的渐进式衔接，为抽水蓄能行业可持续参与新型电力系统建设提供动力。 

中能传媒：未来5到10年，中国抽水蓄能行业的发展趋势如何？装机容量、技术方向、市场格局会有哪些变化？

　　朱国金：未来5到10年，中国抽水蓄能行业可能将迎来规模化、智能化和市场化发展的关键阶段。

　　在“双碳”目标和新型电力系统建设推动下，装机容量将保持年均15%以上的高速增长，预计到2030年将突破1.2亿千瓦。技术迭代将聚焦大容量机组、超高水头、变速机组、智能化运维体系构建，数字孪生、AI调度算法等技术应用，将提升电站综合效率至80%以上。机组设备国产化率可能从当前90%提升至100%，彻底突破核心控制系统“卡脖子”环节。

　　随着新能源产业跨越式发展和新型电力系统构建进程加速，储能作为关键调节性电源迎来重大发展机遇。所以，“抽水蓄能+新型储能”协同发展模式将成为行业前进的重要方向，这种模式可以通过深度挖掘两类储能技术体系的互补特性，系统性提升多能互补协同效能，为构建清洁低碳、安全可控、高效互动的新型能源体系提供战略性支撑。

中能传媒：抽水蓄能行业是否具备“走出去”潜力？国际市场竞争中有哪些机遇和壁垒？ 

　　朱国金：在全球能源结构加速向可再生能源转型的背景下，风电、光伏装机规模持续上升，2023年全球可再生能源新增装机占比达到86%。国际能源署预测，到2025年抽水蓄能等储能技术将承担全球35%的电网调节需求，市场规模突破4800亿元，而2050年储能需求将激增至当前数十倍。数据显示，中国作为全球最大抽水蓄能市场，截至2024年底装机容量达5869万千瓦，占全球总量的30%以上，连续8年稳居世界第一。国内规划到2030年装机达1.2亿千瓦，年均增速15%，远超全球3.7%的平均水平。

　　抽水蓄能凭借80%以上的能量转化效率、50年以上超长使用年限，以及单站百万千瓦级的调节能力，仍然是当前最经济的大规模储能方案。它的度电成本仅是电化学储能的1/3至1/2，而且，抽水蓄能电站能提供调频调相、事故备用及黑启动等辅助服务功能。目前，中国已掌握700米级超高水头机组国产化技术，并已实现400兆瓦级变速抽水蓄能机组技术攻关。包括常规水电、抽水蓄能、新型储能在内的电力系统灵活调节资源和储能设施，都将迎来良好的发展机遇和广阔的增长空间。

　　然而，抽水蓄能技术在国际化发展进程中还是面临很多现实挑战。首先，国标与欧美标准的差异和国产设备国际市场认可度限制，构成了显著的市场准入壁垒。第二，各国不断强化的本地化率要求和地缘政治动荡为跨国合作增添了不确定性。第三，新兴市场抽水蓄能电价机制不健全、投资回收期较长等，阻碍了抽水蓄能行业盈利模式的发展。第四，生态环境影响评估也逐渐成为项目推进的关键制约因素。这些多维度的挑战需要我们通过技术创新、国际合作和政策协调等方式系统性地突破。

　　未来抽水蓄能将从“电力配角”升级为“能源转型基石”。随着中国技术标准向共建“一带一路”国家输出，通过中东欧调节电源缺口、东南亚新能源配套需求、非洲电网升级三大增量市场，抽水蓄能将与新型储能技术协同发展，共同支撑全球绿色能源转型。

中能传媒：在复杂地质条件地区、严寒地区建设抽水蓄能电站，中国电建北京院有哪些技术创新和经验？ 

　　朱国金：北京院作为抽水蓄能领域的领军企业，始终加强技术创新，经过多年的发展和沉淀，掌握了一系列关键技术，也积累了丰富的工程经验。针对复杂地质条件下超大地下洞室群开挖支护问题，我们通过多维度分析围岩应力演变机制、结构失稳特征、岩锚体系荷载传递规律及支护时效性，构建了基于动态监测的支护参数优化方法，形成分阶段协同支护技术体系；针对严寒地区建设抽水蓄能电站，我们构建了覆盖勘测设计、施工建造、材料研发的全链条技术体系，成功破解了高纬度、高海拔的工程难题。

　　比如，北京院勘测设计的丰宁抽水蓄能电站，装机3600MW，是世界最大的抽水蓄能电站，被誉为世界最大的“充电宝”和抽水蓄能领域的“百科全书”。它的单体地下厂房规模世界第一，洞室群规模世界第一。地下洞室工程地质条件复杂，我们通过对地下洞室群围岩变形机理、破坏规律、岩锚梁锚杆受力特性及支护时机等进行深入研究，提出了相应的加固措施，系统性攻克了复杂地质条件下超大型地下洞室群变形控制技术问题。

　　另外，北京院牵头EPC总承包建设的辽宁清源抽水蓄能电站，聚焦严寒地区水库冰情防控这一世界性难题，建立了水库冰情数学模型，揭示了严寒地区水库冰情生长消融演变规律，首创了考虑机组运行影响的最大冰厚和冰冻库容计算方法，提出了水库防冰害对策措施，研发了可压缩型止水结构、低温高塑性有机硅密封填料及氟改性聚氨酯防冰拔材料，构建了适应严寒地区的钢筋混凝土面板防渗设计体系。

责任编辑：王萍