太阳能超级大国面临的储能挑战
2020年12月，中国国家主席习近平宣布，到2030年中国风电和太阳能发电装机容量将达到1,200吉瓦。当时这一目标看似雄心勃勃，但中国在2024年7月就提前六年实现了这一里程碑。截至2025年底，风电和太阳能发电装机容量合计已飙升至1,840吉瓦以上，占全国电力总装机容量的47.3%。扩张势头丝毫没有放缓。仅2025年1月至5月，中国就新增太阳能装机容量198吉瓦、风电装机容量46吉瓦。单是5月，中国就新增太阳能装机容量93吉瓦、风电装机容量26吉瓦。能源分析师劳里·米利维尔塔指出，视具体条件而定，这些新增装机所能产生的电量可与波兰、瑞典或阿联酋的发电量相当。
这种爆发式增长带来了一个意想不到的问题：可再生能源只有在阳光充足、风力强劲时才能产生，而这些时刻未必正是人们需要用电的时候。2025年，全球各国报告的限电弃电量创下新高，也就是电网无法消纳过剩电力时被浪费的能源。巴西弃掉了20%的太阳能发电量，德国、法国和荷兰合计削减了3.9太瓦时的可再生能源发电量。如今，中国面临的核心挑战是储存能源，以便在需要时使用，而不只是继续增加发电量。
2025年，电池储能行业规模较2024年增长了75%，但即使如此迅速的扩张，也无法满足所需规模。化学电池擅长短期频率调节，但若扩大到多小时储能规模，就会面临性能衰减和供应链限制。解决之道在于一种古老技术以全新规模投入应用：抽水蓄能。这类设施就像巨型电池，使用寿命可达70年至100年，维护成本低于化学电池，且无需稀土矿物。
抽水蓄能如何运作：重力电池
抽水蓄能的工作原理基于基础物理规律。数千吨重的水蓄存在高处的上水库中，以重力势能的形式储存能量。放水时，水流经与发电机相连的水轮机，将势能转化为电能。与依赖河流流量的传统水电大坝不同，抽水蓄能系统会反复利用同一批水，形成闭环运行，不受季节性降雨影响。
在用电需求较低或可再生能源发电量较高时，这些电站利用过剩电力将水从下水库抽到上水库。用电需求达到峰值时，水再向下流经水轮机，按需发电。这种简单的重力储能系统目前提供了全球90%以上的长时储能。
现代电站越来越多地采用变速电动发电机组，使运营方能够在抽水模式下调节耗电功率，而非以固定功率运行。这种灵活性有助于更好地稳定电网。该技术擅长吸收大量过剩电力，并在数小时甚至数天内释放出来，因此非常适合平衡间歇性的风电和太阳能发电。锂离子电池在短时储能市场占据主导地位，但若要满足多小时放电需求，扩大规模的成本仍然高昂，而且频繁充放电会造成性能衰减。
中国的地理条件带来天然优势。研究显示，中国79%的抽水蓄能潜力位于西北和西南地区，当地山地地形形成的天然高差十分适合建设水库。不过，工程师也开始为地势较平坦的地区部署创新方案，证明只要工程设计足够灵活，这项技术就能适应不同地貌。
创纪录项目重塑能源版图
中国不只是建设抽水蓄能电站，还在建造迄今构想过的规模最大、最具雄心的设施。河北丰宁抽水蓄能电站于2024年8月建成，是全球规模最大的同类设施。该电站由国家电网公司运营，设有12台可逆式水泵水轮机组，每台额定功率300兆瓦，总装机容量达3.6吉瓦。项目于2013年6月开工，超过了此前的纪录保持者美国巴斯县电站，如今已成为稳定中国北方电网的关键设施。电站二期采用先进的变速发电机，发电工况额定容量为330兆伏安，抽水工况为345兆伏安，可精准匹配电网频率波动。
丰宁电站在装机容量上位居第一，江苏句容抽水蓄能电站则创下同类电站大坝高度纪录。该电站于2025年10月投运，上水库大坝高182.3米，约相当于60层楼，比自由女神像还高。这项工程面临的挑战尤其突出，因为江苏省地势以平坦为主。工程师利用项目现场开挖的材料筑坝，在自然条件未提供高差的仑山谷地造出了人工高差。
句容电站的设备安置在地下800米深的洞室内，配有6台可逆式机组，每台功率225兆瓦，总装机容量为1.35吉瓦。上水库蓄水量为1,707万立方米。系统每年抽水耗电约18亿千瓦时，放水发电量为13.5亿千瓦时。国家电网镇江供电公司发展部主任王晨晖表示，该电站可提供约270万千瓦的双向调节能力，在长三角工业区用电高峰期间缓解电网压力。官方预测显示，该设施每年可减少约14万吨煤炭消耗、减少约34.9万吨二氧化碳排放，并为约36万户家庭供电。
全面投运后，该电站将提供约270万千瓦的双向调节能力，在用电高峰期间缓解电网压力。
除独立储能设施外，中国还在开创常规水电与抽水蓄能相结合的混合式电站。位于四川西部、海拔9,842英尺的两河口项目是全球规模最大的混合式系统。该设施将一座3,000兆瓦的常规水电站与一座1,200兆瓦的抽水蓄能电站结合起来，形成总装机容量4.2吉瓦的综合设施。项目与作为下水库的牙根一级水电站相连，构成一座巨型“水电池”。位于山体表面以下1,640英尺的地下厂房已完成开挖，下水库目前正在浇筑混凝土。
安徽绩溪抽水蓄能电站自2021年投运以来，一直充当中国东部的“超级充电宝”。该电站装机容量为180万千瓦，已响应电网紧急调度106次，启动成功率达100%。截至2024年，电站已发电24.79亿千瓦时，每年减少煤炭消耗约21.6万吨、减少二氧化碳排放47.5万吨。该设施2024年实现产值16.84亿元，为当地经济发展作出重要贡献，同时获评国家水土保持示范工程。
地理创新：从山区到海岸
传统抽水蓄能开发主要集中在山区，利用天然山谷作为上下水库。在中国，西北和西南地区占全国储能潜力的79%，其中青海省单独占32%。这些地区具备高效发电所需的陡峭高差。利用地理信息系统和数字高程模型开展的研究，已识别出532座可增建上水库的大型现有水库，理论储能潜力达9,671吉瓦时。可实现的储能潜力为8,717吉瓦时，约为中国目前规划和预留的抽水蓄能装机容量的1.74倍。
然而，中国的能源需求中心位于东部沿海省份，当地地势平坦，过去一直给储能设施开发带来困难。江苏句容项目的成功表明，即使在地形条件不利的地区，大规模抽水蓄能也能运行。通过建设人工高差和地下厂房，工程师如今可以在主要负荷中心附近部署储能基础设施，而不必从偏远山区长距离输电。
展望未来，研究人员正在探索利用中国绵长海岸线建设海水抽水蓄能。这种方案以海洋作为下水库，不需要淡水，也不会与农业或市政用水争夺水资源。近期一项研究确定了约2万个潜在沿海选址，合计储能容量为4,379吉瓦时。其中有87处的建设成本接近常规淡水系统，约为每千瓦949欧元；尤其是利用天然沿海洼地时，可以减少开挖需求。这项技术有望对沿海省份接入海上风电场至关重要，为储能与可再生能源协同发展提供可扩展的方案。
建设速度与质量管控
中国的开发速度远超全球其他竞争者。截至2023年5月，中国已投运50吉瓦抽水蓄能装机容量，占全球总量的30%。到2025年8月，装机容量达到62.365吉瓦，提前完成“十四五”规划目标。目前，中国有89吉瓦项目正在建设，开发商还在申请额外276吉瓦项目的审批。中国计划到2035年达到400吉瓦，这将使抽水蓄能成为国家长时储能系统的基础。
这一加速发展依赖先进工程技术和工业化施工方法。在湖南平江项目中，工程师使用名为“天岳”的变径硬岩掘进机，开挖一条长度1,338米、倾角50度的斜井。这是首台此类设备，能够在向上掘进时将开挖直径从6.5米调整至8米，并通过三重抓紧式液压联锁系统防止打滑。设备长87米，重900吨。制造商中铁工程装备集团有限公司称，其三重抓紧系统可形成“防滑三角矩阵”，使设备锚定井壁并安全向上推进；设备每前进1.5米便交替使用中部和后部抓紧装置，从而持续提供反推力。这类创新使项目得以加快推进，有些机组从安装启动到投入运行仅用了18个月。
不过，快速建设也暴露出质量管控方面的挑战。2025年末，福建永安抽水蓄能项目卷入质量丑闻。这个投资75亿元人民币（10.6亿美元）的重点工程，被曝下水库施工存在“严重质量缺陷”。国家能源局对施工现场涉嫌使用不合格材料、操作不规范等问题展开调查。该项目是2021年至2025年国家五年规划中的重点工程。承包商的母公司中国电力建设集团有限公司成立专项调查组，并承诺依法依规处理相关问题。这起事件凸显出中国竞相建设储能基础设施时，施工速度与工程严谨性之间的矛盾。
全球竞逐长时储能
中国的建设热潮是全球抽水蓄能开发复兴的一部分。国际水电协会表示，全球开发商正在推进570吉瓦新增抽水蓄能项目，中国约占其中的40%。国际水电协会首席执行官埃迪·里奇强调，可再生能源限电弃电量创纪录，是一个警示信号，表明发电能力必须与储能基础设施相匹配。
2025年出现的创纪录限电弃电量是一个明确的警示信号。全球正在快速建设清洁发电设施，但如今也必须以同样的速度建设相关基础设施，以便利用或储存这些电力。
里奇补充说：“如果我们认真对待能源安全、能源自主和韧性，就必须把抽水蓄能视为支柱，而不是事后才想到的补充。”
由于监管和审批障碍，其他国家的推进速度较慢。在欧洲，德国300兆瓦的里德尔项目经过十多年规划后获批；奥地利林贝格三期电站则在经历四年紧张的地下施工后，于2025年9月投入运行。美国有90多个项目正在开发，其中包括华盛顿州1,200兆瓦的戈尔登代尔项目，但受20世纪80年代法律所规定的审批流程制约，大多数项目至少要十年后才能投运。
英国计划到2030年代中期建成10吉瓦抽水蓄能装机容量，其中包括苏格兰高地1,800兆瓦的厄巴项目。这些项目旨在吸收过剩风电，替代成本高昂的燃气调峰电厂。在中东，迪拜水电局已开始对250兆瓦的哈塔电站进行试运行，这是海湾地区首座此类电站。该电站上水坝蓄水量为530万立方米，厂房位于地下60米处，将为迪拜《2050年净零碳排放战略》提供支持。
印度正在推进大型项目，以配合迅速扩张的太阳能和风电装机。安得拉邦1,800兆瓦的甘迪科塔项目将采用安德里茨提供的可逆式水泵水轮机；格林科的皮纳普拉姆综合能源项目则整合1,000兆瓦太阳能、550兆瓦风电和1,200兆瓦闭式循环抽水蓄能，是印度首个可再生能源与储能同址布局的设施。澳大利亚的项目储备包括“雪山2.0”项目，该项目将通过在水库之间开凿隧道新增2,000兆瓦装机容量；以及昆士兰州基德斯顿项目，该项目将一座废弃金矿改建为250兆瓦储能设施。
国际水电协会副首席执行官巴勃罗·瓦尔韦德对中国的进展表示赞赏。
看到最早的可再生能源持续刷新纪录、助力新技术发展并提出新方案，令人深受鼓舞。水电行业不断创新，我们期待率领国际代表团前往中国，进一步了解当地的最新进展。
要点
- 中国提前六年实现2030年风电和太阳能目标，截至2025年底装机容量达到1,840吉瓦，因此迫切需要储能来应对发电间歇性和限电弃电问题。
- 抽水蓄能利用过剩电力将水抽至高处，之后放水驱动水轮机发电；其提供全球90%以上的长时储能，使用寿命可达70年至100年。
- 河北丰宁电站装机容量为3.6吉瓦，是全球规模最大的抽水蓄能设施；江苏句容电站的大坝高达182.3米，是同类电站中最高的大坝，证明该技术在平坦地形也能发挥作用。
- 中国已投运62吉瓦抽水蓄能装机容量，另有89吉瓦正在建设，目标是到2035年达到400吉瓦，以支持可再生能源并网。
- 工程师正在让这项技术适应不同地理条件，包括利用沿海洼地的海水抽水蓄能试验系统，以及将常规水电与储能结合的混合式电站。
- 部分项目已出现质量管控问题，包括福建永安项目涉嫌存在施工缺陷并接受调查，凸显快速建设带来的风险。
- 全球开发商正在推进570吉瓦新增抽水蓄能项目。中国凭借更精简的审批流程，建设速度快于西方国家；其他国家则面临长达十年的审批周期。
