刘汉元代表表示，抽水蓄能电站的运行模式是将能量在电能和水的势能之间进行转换，利用电力系统富余电力抽水至高处储存，电力不足时放水发电，具有调峰填谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动等多种功能，是目前最成熟、度电成本最低的储能技术，兼具使用寿命长、转换效率高、装机容量大、持续放电时间长等特点，能量转换效率在75%左右。项目建成后，电站坝体可使用100年左右，电机设备使用寿命在50年左右。目前，抽水蓄能度电成本在0.21-0.25元/kWh，远低于其他储能技术。投资成本方面，普通水电站为9元/W左右，大型抽水蓄能电站在6.2元/W左右，中小型抽水蓄能电站（装机容量小于5万千瓦）因技术难度较低，投资成本在5元/W以内。通过优化设计，采用小水库容量方案，投资成本还可大幅降低至2元/W左右，同时合理增加每日充放电次数，在现有技术条件下，抽水蓄能度电成本可降低到0.1元/kWh以内。

抽水蓄能作为最早的大容量储能技术，从20世纪中期开始就被大量运用，逐渐成为全世界应用最为广泛的储能技术。我国抽水蓄能早在20世纪60年代就实现了商业化应用。经过半个世纪的发展，我国抽水储能技术已处于世界一流水平。截至2021年末，全球抽水蓄能累计装机规模达181GW，占全球储能累计装机量的86.2%；我国储能累计装机46.1GW，其中抽水储能39.8GW，占比为86.3%，电化学储能占比9.2%。近几年，电化学储能装机规模有较大幅度提升，但抽水蓄能仍是绝对主力。预计到2025年，抽水蓄能累计装机规模占比可能下降至67%，但仍是电化学储能的两倍以上。虽然电化学储能度电成本在持续降低，但预计到2030年依然高于抽水蓄能。因此，从经济性判断，建设大容量长时储能系统，抽水蓄能仍是最优选择。

刘汉元代表认为，虽然我国是全球抽水蓄能装机规模最大的国家，但近十多年来发展速度整体较慢，建设速度始终不及预期，“十二五”及“十三五”期间建设规模均未达到规划目标，我国抽水蓄能电站装机比例与发达国家相比也有较大差距。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模将达到62GW以上，到2030年达到120GW左右。若要加快我国实现“双碳”目标，构建以可再生能源为主、甚至100%可再生电力系统，现阶段规划目标还远远不够。根据相关机构预测，我国要实现碳中和目标，按最保守估算，到2025年抽水蓄能电站装机规模需达到130GW，2030年达到250GW。其中，离河抽水蓄能是未来发展抽水蓄能的最主要方向。根据澳大利亚国立大学的研究，目前已发现的全球离河抽水蓄能站点达61.6万个，其储能潜力约为2300万GWh，仅需其中不到1%的站点，即可支撑全球100%的可再生能源电力系统。对我国而言，占国土面积仅1%的浙江省就有大约3200个潜在站点，具备1.1万GWh储能容量，足以支撑我国构建100%可再生能源电力系统。

基于此，为推动我国抽水蓄能产业快速发展，助力新型电力系统打造，今年刘汉元代表有以下建议：

一是建议进一步开展抽水蓄能站点勘测工作，储备优势资源。精选一批具备良好经济指标和工程建设条件的储备站点，推动其纳入《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，为后续大规模建设夯实基础。

二是建议加大政策驱动力度，集中精力在“十四五”“十五五”期间，大规模开工建设抽水蓄能项目，尤其是距离负荷中心近、建设周期短的中小型离河抽水蓄能项目。用5到10年时间基本全部完成，同步甚至适度超前于电网的改造升级，率先构建起我国以抽水蓄能为主，电化学和其他储能方式为辅的储能系统，助力我国能源转型进程。

来源：能源圈