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罗田平坦原抽水蓄能电站正式动工，电站规划装机容量140万千瓦。它不仅是湖北时隔多年后首个核准的抽水蓄能项目，同时，该项目可行性研究等前期工作仅用时一年，打破了同类项目可研阶段用时最短纪录。

当前，为适应以新能源为主体的新型电力系统，蓄能设施建设迎来新风口。业内普遍认为，“十四五”期间，国内抽水蓄能投资将超万亿元。

未来15年投资超2700亿元

“双碳”目标提出后，以新能源为主体的新型电力系统将会增加更多的风电、光伏等清洁能源，这种电力系统对电网调峰能力提出了更高要求，需要配备相应的蓄能设施。抽水蓄能就是目前最成熟的技术之一。

抽水蓄能电站，如同一个“超级充电宝”。利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期时，再放水至下水库发电。是具有调峰、填谷、储能应急等作用的“超级充电宝”，是构建新型电力系统的重要组成部分。

我国抽水蓄能发展始于20世纪60年代后期的河北岗南电站，目前已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦，主要分布在华东、华北、华中和广东;在建抽水蓄能电站总规模5513万千瓦，约60%分布在华东和华北。已建和在建规模均居世界首位。

规模最大，技术也比肩国际先进。去年底，总装机360万千瓦的河北丰宁抽水蓄能电站投产，可提供720万千瓦电力调节能力，为世界抽水蓄能之最。

和全国比，我省抽水蓄能设施建设还有一定差距。此前已投产的只有白莲河抽水蓄能电站和天堂抽水蓄能电站，均在罗田县境内，总装机规模127万千瓦，且这两座电站建设时间较早。120万千瓦的白莲河抽水蓄能电站2005年开工，2010年机组全部投入商业运行，10多年来是我省唯一的百万千瓦级抽水蓄能电站。

省能源局新能源处相关负责人表示，为适应新型电力系统发展，湖北开始蓄势发力。

去年8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划(2021年-2035年)》。我省通山大幕山、罗田平坦原等38个抽水蓄能电站项目纳入国家抽水蓄能中长期发展规划，这些项目总装机3900.5万千瓦，总投资约2700亿元。加快建设平坦原、咸宁大幕山、宜昌清江等抽水蓄能项目，被写进了2022年湖北省政府工作报告。

按需推进，科学发展

抽水蓄能电站能为地方经济带来很多好处，如罗田的白莲河抽水蓄能电站，投产以来累计纳税超10亿元，为地方提供就业岗位400余个。

这是否意味着可以大干快上、四处开花呢?其实，抽水蓄能电站的一大作用，是配合新能源运行，平抑新能源出力的波动性、随机性，减少对电网的不利影响，促进新能源大规模开发消纳。

“在用电负荷中心或新能源项目较多的地方，可以优先发展，而在新能源项目少或用电需求低的地方，则没有必要建设大型抽水蓄能电站。”省能源局新能源处相关负责人表示。此类项目要服务于新能源项目和用电负荷中心，还是得按需建设，科学发展。

“抽水蓄能技术相对成熟，但是抽水蓄能需要有高低差的地势，依靠地利条件。”中国科学院武汉岩土力学研究所副研究员马洪岭说。此外，抽水蓄能电站建设周期较长，普遍需要5年甚至更长时间，投资也较大。

尽管有很多条件限制，但在科学规划的前提下，抽水蓄能行业仍有不错的前景。目前，我国正在进一步完善抽水蓄能价格形成机制，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制。按照规划的目标，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上;到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。

压缩空气、二氧化碳多种蓄能方式均在探索中

抽水蓄能并非唯一的储能方式。2月11日，国网湖北综合能源服务有限公司联合中能建数字科技有限公司，与应城市人民政府签订湖北应城30万千瓦级压缩空气储能电站示范工程投资合作协议。这也是我省首个此类项目。

“该项目与抽水蓄能电站相比有独特优势。”国网湖北综合能源服务有限公司项目负责人王俊介绍。项目选用当地的盐穴作为储气库，利用低谷电能将空气压缩到盐穴中，用电高峰时再释放压缩空气发电，项目建成后，年发电量可达5亿千瓦时。

在提升电网调节能力和新能源消纳能力的同时，该蓄能设施投资、周期相对较短。“项目一期投资40亿元，将于5月开工，2023年完工。”王俊说。

“储气库埋深在500米以下，地应力足以承压，而且盐岩密封性非常好，因为储能介质是空气，即使有微泄露，也不会影响环境。”马洪岭说。国家电网“电网新技术前景研究”项目咨询组认为抽水蓄能、压气蓄能和电池储能是大规模发展储能技术的首选。而应城项目有利于废弃盐穴资源的再次利用，其绿色能源经济效益更加突出。

实际上，目前除了抽水蓄能、压缩空气储能之外，还有电池储能、飞轮储能、熔融盐储能等多种技术路线。王俊透露，未来，在湖北将探索建设二氧化碳储能、全钒液流电池储能等项目。