——在2026年中国水力发电工程学会学术年会暨水电发展大会上的特邀演讲

各位领导、院士、嘉宾，各位同仁，大家上午好！非常荣幸代表南网储能，以《市场化背景下抽水蓄能发展思考与实践》为题，和大家交流探讨。

6月16日，李定林在2026年中国水力发电工程学会学术年会暨水电发展大会作特邀演讲。

首先简单介绍一下南网储能公司情况。南网储能公司（原南方电网调峰调频发电公司）成立于2006年7月，是南方电网公司下属负责抽水蓄能和新型储能业务的二级子公司。2022年9月，南方电网公司实施重大资产重组，将调峰调频公司整体资产注入文山电力（证券代码：600995），并更名为南方电网储能股份有限公司。公司积极贯彻落实国家“双碳”战略部署，按照“投产一批、建设一批、储备一批”的发展思路，科学布局并加快形成抽水蓄能梯次开发格局。目前，公司在运机组总装机容量1536万千瓦，其中抽水蓄能总装机规模1268万千瓦；在建抽蓄规模1080万千瓦（9座均为120万千瓦，广东4座肇庆浪江、惠州中洞、茂名电白、韶关新丰，广西4座桂林灌阳、钦州、贵港、玉林，云南1座文山西畴）；还有超过1000万千瓦项目作为储备（贵州六盘水、清远下坪等），正在开展前期工作。到“十五五”末，公司抽水蓄能装机规模约达2100万千瓦。

对于南网储能而言，作为一家上市企业，同时又是电网控股的调节电源运营服务商，我们既需要从行业角度思考如何服务新型电力系统，保证电力系统安全稳定，又需要努力思考为股东创造价值，回报投资者，应对市场化的挑战。2024年，梅州抽水蓄能电站首次全电量以“报量报价”方式参与电力现货市场交易，这对于我们企业而言也是个标志性的节点。规则的变化在这几年促使我们不断的思考和探索，在市场化背景下，究竟需要建设什么样的抽蓄电站这样一个命题。

2024年，梅州抽水蓄能电站首次全电量以“报量报价”方式参与电力现货市场交易

今天，我想从一个抽水蓄能上市企业投资者的角度，交流南网储能这几年的思考和实践，希望能让各位专家了解我们面临的市场、技术、标准、管理上的挑战以及做出的改变，主要包括下面三个部分。

“十五五” 时期是我国碳达峰决胜期、能源强国建设的攻坚期，也是新型电力系统建设进入 “深水区” 的关键窗口期。近期，国家层面陆续印发重要制度文件，从《能源法》到“114号文”、《碳达峰碳中和综合评价考核办法》，政策从供给侧、消费侧、考核侧、市场侧全方位推动能源结构加速由 “高碳化石主导” 向“清洁多元主导”转型，加快推进新型电力系统和新型能源体系建设。党中央、国务院在今年4月印发的《关于更高水平更高质量做好节能降碳工作的意见》明确提出，“新增清洁能源发电量逐步覆盖全社会新增用电需求”，我国的新能源、储能产业在世界范围内牢牢占据了产业链龙头主导地位，优势明显。基于能源安全、产业安全等角度，我们判断，新型电力系统中，新能源定位将从“电量补充”加速向“电力、电量双重支撑”转变，推动整个系统的运行逻辑发生根本性变革。

以非化石能源特别是新能源为消费主体的新型电力系统是支撑“双碳”建设目标的关键举措，其清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能五大特征成为行业共识。如何实现新能源的更大规模开发、消纳和利用，并同时保持系统安全充裕、经济高效，是电力减排的核心。

从南方电网情况来看，“十四五”期间南方五省区新型电力系统建设成效显著，新能源规模化发展迅猛。从装机看，截至2025年底，南方五省区非化石能源装机占比约为67%；新能源总装机规模已超2.6亿千瓦，年均增长33%左右，占总电源装机比重突破40%；从电量看，“十四五”期间，南方五省区非化石能源发电量占比约为58%，新能源发电量年均增长约30%。2026年4月9日，新能源最大发电出力突破1亿千瓦大关，单日发电量达14亿千瓦时，占当日总发电量约30%。

然而，在新能源高速发展的背后，其间歇性、波动性、随机性带来的系统矛盾日益突出。从时间维度拆解，日内层面，光伏午间大发、晚间出力骤降，风电夜间出力偏高，形成典型的负荷与电源错配；周度层面，部分海上风电曾出现连续7天出力低于装机20%的情况，周内电量平衡压力巨大；月度、年度维度问题更为严峻，以南方电网云南风电为例，月度利用小时数最大差值超300小时，高低相差5至6倍。以上说明新能源为系统提升调节能力，已经迫在眉睫。

另一个值得关注的问题是“碳约束”，可能进一步加剧对调节资源的需求。早在2021年出台的《关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的意见》明确要求，2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年下降65%以上。在“减碳约束“条件下，电力行业传统煤电、气电发电量占比持续下降让出电量空间，新能源电量逐步上升，特别是光伏占比逐步上升超过当前时点分配给新能源的负荷需求。这就意味着电力系统将在新能源发电高峰期出现电力过剩、新能源弃电，而在负荷高峰期煤电气电由于碳约束电量受限，新能源不能发电导致电量短缺。

这里我想和大家介绍一下公司海蓄电站的运行方式变化。海南具有非常典型的新型电力系统代表性特征。2025年，海南省风光新能源装机占全省总装机比例升至47%，成为海南第一大电源。随着新能源装机规模不断增长和渗透率持续升高，新能源年平均出力持续增长。2024年海南新能源消纳率达99.87%，位居南方五省区第一。在此环境下，海蓄电站作为海南唯一在运抽蓄电站，运行方式也随之发生着变化。

图中可以看到，海南电网典型日负荷曲线具备新能源渗透率下的曲线特征，需要调节能力将午间过剩的新能源电力转化为势能储存，缓解光伏出力与用电负荷时空错配的矛盾。自2022年起，海蓄电站从传统的日间发电、夜间抽水的运行方式，转变为日间抽水消纳新能源，夜间顶峰发电保障民生用电的运行模式，电站功能从核电配套转变为服务新型电力系统中新能源消纳与电力调节。

同时，随着光伏发电持续增加，海蓄电站的午间抽水机组由2台逐渐转为3台机组常态化并行运行，全力储存午间过剩的新能源电量。

我们对近三年机组的单日启动情况进行统计分析：首先是工况变化，例如抽水短时运行工况从2023年的2次，提升到2027年的127次；其次是电站的单机启停次数从2023年的2000多次，激增到2025年的7117次，2025年1-11月单日最高启停次数激增至37次，其中单日启停超过20次的天数累计达168天，占比50.3%；第三是抽发电量，随着参与电网调节程度越来越深，海蓄电站发电量、抽水量均持续攀升。

在新能源高渗透率时段，海南核电保持满发不参与调节，水电降低出力，气电基本全停，煤电进入深调，新型储能难以规模化调控，海蓄电站成为灵活调节的主力厂站，机组运行强度呈现显著上升趋势，机组的检修窗口变窄，一些部件的寿命变短（以出口开关设备为例，很多操作机构寿命是5000次，将在两年耗尽），维修周期在变短，项目在变多。

海南是南方电网新能源渗透率最高的省份，海蓄今天的案例一定程度反映其他省份未来的场景。

调节电源亟需建设，但作为市场化投资企业，我们面临更深刻的投资逻辑重塑挑战。今年初，国家印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（也就是大家热议的114号文），在制度层面分类完善煤电、气电、抽水蓄能、电网侧独立新型储能的容量电价机制，提出全面建立电能量、辅助服务、容量“三位一体”的上网电价体系，提供长期投资信号促进调节性电源投资建设，给电力市场建设和储能产业发展带来深远影响。全国统一电力市场下，抽蓄电站收益转向多元化市场收益，是否有市场竞争力成为项目投资决策的最重要考量，抽水蓄能电站的投资、建设、运营逻辑面临重塑。

对比633号文与114号文两份政策文件条款，可以明显看到抽蓄项目盈利能力出现分化、新老区分、同类项目竞争增加等特征，行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型。

从电站整体经营上看：第一类电站，633号文件发布前开工建设的电站，基本延续原有核定规则，收益模式保持稳定；第二类电站，633号文之后、114号文之前开工的项目，全省新开工项目执行同一标准，造价偏高的项目将直接面临收益压力；第三类电站，114号文出台后的新建项目，依赖于政策进一步完善，尚无法明确收益趋势。

从容量电价方面看，电站容量电价收入=装机容量×省级统一容量电价，即若某电站造价高于省内同期电站平均造价，该电站获取的容量电价收入将无法覆盖投资成本。

第二类电站在满足6小时满发的前提下，造价低的项目才有可能通过省级统一容量电价覆盖电站投资成本。633号文后开工建设的第二类电站，满发小时数大于6小时、调节质量和市场空间相当的前提下，电站单位千瓦造价越低，未来市场竞争力越高。

第三类电站，当电力市场成熟时，连续运行地区调节电源后续整体进入可靠容量补偿机制，抽蓄电站将与煤电、气电、电网侧独立储能等调节性电源同台竞争。可靠容量补偿机制以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本对应容量电价为标准，根据顶峰能力按一定比例折算（折算比例为满功率连续放电时长除以全年最长经负荷高峰持续时长，最高不超过1）。即：以满功率连续放电时长为分子，全年净负荷高峰持续时长为分母，设置一个系数。从近期部分省区发布的有效容量市场来看，全年净负荷高峰持续时长发展趋势成增长态势，例如，湖北目前的有效容量小时数设置为10小时，青海、吉林等省份为8小时（青海从征求意见的4小时提高到正式政策的8小时）。

从我们掌握的情况看，随着新能源渗透率的不断提高，全年净负荷高峰持续时长发展趋势今年仍将呈普遍增长态势。我们认为，“库能效益”明显的站点，即具备大库容、超长满发特征的第三类电站，无论从容量收益还是市场收益能力，都更具有市场竞争力。具体来说，容量电价收入未来最多保证回收成本（即资本金内部收益率为0），甚至更低，市场收益（即电量峰谷套利和辅助服务收益）将贡献越来越大比例的项目收益份额。但电力作为商品的瞬间交割属性和抽蓄作为交易对象的超长存在周期、站址固定等特征，做出长期、准确、量化的判断是我们面临非常突出的挑战。此外，从近期政策来看，进入现货市场后，抽蓄机组抽水工况视同电力用户，需要缴纳线损费、系统运行费、输配电价，传统固定峰谷价差收益模式不复存在，抽水成本显著抬高，电站依托现货套利、辅助服务等市场化交易实现盈利的挑战更大。

什么才是长期判断的主线？我们认为还是要把握住政策影响产业发展的根本趋势，一言以蔽之，就是“大库容、长调节时长的抽蓄电站凭借其多日乃至周调节能力更具竞争优势，市场适应性更强”。

以海南省为例，日内低价窗口期约为6小时，抽水持续时间不小于6小时可取得良好收益。新能源渗透率较高的地区，日调节型库容与系统低价持续时长相匹配，是提升套利收益的关键。

在新能源渗透率较低、净负荷曲线“鸭型曲线”特征不明显的的地区，大库容、长调节时长的抽蓄可适应连续多日高峰时段的调节需求，更好捕捉市场机会。以梅蓄电站为例，春节长假期我们通过“节前发电腾库、节中低价抽水、节后高价发电”的交易策略，凸显了电站大库容在多日调节中的竞争优势。

在未来更加激烈的市场化、多技术路线、长周期竞争中，提供调节服务的各类电源项目，经济性已然成为主战场。从电站全生命周期看，抽蓄规划设计阶段的项目选址、选型、时序选择等至关重要，评价标准也发生了内在机理性变化。

一是规划选址。我们优先在新能源渗透率高、本地调节资源匮乏、峰谷价差显著的区域布局抽水蓄能；严控调节资源充裕、新能源潜力不足区域的项目布局。二是站址选择。我们优先选择天然大库盆，距高比小水头高、少移民征地、生态约束小的点位，从源头把控成本与效益。大库容实现连续满抽满发时间更长，不仅有助于利用连续多日的低价充电、高价放电，锁定特定时段的高收益，更能充分发挥长时储能功率与储能容量解耦的特点，显著降低平准化储能成本。三是装机设计。我们还发现，单站规模并非越大越好，装机过大会平抑现货价差，出现收益边际递减，必须科学匹配装机与库容。电站在规划阶段基于市场化的评价体系尤为重要，决定抽蓄全生命周期周期成本最大的一部分。到了工程建设阶段，省级统一定价模式下，造价直接决定项目盈利空间，成本管控是项目盈利的基础。在市场运营阶段，单纯“抽水发电”的传统模式难以为继，必须打造多市场协同运营能力。在设备运维阶段，依托全生命周期高效运维降本增效。

2022年，我国首个抽水蓄能多厂站集控中心在广州投入试运行

今天很多专家都参与过我们的重大水电项目，解决了许多世界性难题，有丰富的成果和经验。但我们从投资者角度有一个观点，那就是：对于常规水电项目，能用造价（钱）解决的问题可能都不是大问题，但对于抽蓄，钱，也就是造价本身就是大问题。

面对一系列新挑战，南网储能结合自身多年积淀，从规划、建设、运维、技术创新等发力，探索出一套适配市场化发展的实践路径。         

（一）关于规划设计。以贵港抽水蓄能项目为例，我们对比6小时、7小时两种满发方案，仅增加1.7%的投资，就将满发时长提升16%。用小幅增量投资换取库能效益与市场竞争力大幅提升，这也是我们市场化导向下设计优化的典型思路。经过多年实践总结，南网储能公司已形成成熟完备的项目前期工作管理体系，项目前期阶段公司规划、基建、运行、检修、财务、市场等专业人员深度介入工程方案设计，对项目预可研、可研“三大专题”、可研等主要技术专题、涉及行政报批的用地预审、征地移民规划、环评、水保等主要专题报告进行内审，将公司管理思路与建设、运营经验、造价管控措施融入到设计方案中，做好“源头”设计。

2026年1月26日，南网储能贵港抽水蓄能电站主体工程开工建设

（二）关于建设施工。这里为大家介绍我们在抽水蓄能建设实践中的具体做法——如何通过技术、标准、机械、效率四个维度，实现降本增效、加速投产。

一是向技术要效益，拧紧源头的“成本阀”。我们在重大技术方案比选上主动主导，采取了一系列创新举措。例如，输水系统采用了经济指标更优的“一管多机”供水方式；扩大厂房安装间的设计尺寸，增加定子工位；缩小引水竖井的转弯半径，减少开挖回填量；附属洞室则考虑“一洞多用”，提升综合投资效益。在关键技术突破方面，我们牵头研发的钢筋混凝土衬砌高压水道建设技术，已经跃升到800米级水头。同时，我们组织研究科学利用全强风化料筑坝技术，破解了料源、征地、环保三重约束，为抽蓄工程的降本和绿色建设提供了有力支撑。

阳江抽水蓄能电站800米级钢筋混凝土高压管道

二是向标准要效益，守牢项目的“钱袋子”。2022年开始，我们大力开展水蓄能电站标准化建设体系构建，构建参建各方权责清晰、业 务流程运转高效的标准化管理体系，研究制定一套相对统一的电站标准化设计方案，设备通用性和互换性大幅提高，工程建设阶段设计管理进一步简化，电站投产后运维检修差异化不断降低。同时，我们通过优化建设标准、强化造价过程管控，激励设计优化等方式，确保每一分钱都花在“刀刃”上，有效控制投资风险。

三是向机械要效益，打造现代化的施工方式。我们聚焦多场景、全流程的施工作业，通过技术经济比选，先后在多个项目中布局推广了一系列先进装备，包括小直径TBM设备、大直径反井钻机、超深竖井正井施工装备等。智能焊接机器人、凿岩台车、悬臂掘进机、超前帷幕灌浆钻孔台车等装备的试点和应用，不仅保障了安全、提升了质量、提高了效率，更形成了“机械化减人”的建设格局。

肇庆浪江抽水蓄能电站超深竖井正井施工装备

四是向效率要效益，跑出建设的加速度。在“双碳”目标提出之前，从项目规划到投产，最快的海蓄电站建设周期是7.8年。而“双碳”目标提出后，南宁项目的建设周期缩短到了6.8年，不断刷新抽水蓄能最短工期的记录。我们深知，建设效率直接决定了投资回报。在保证安全和质量的前提下，每缩短一天合理工期，就减少一天的财务成本，同时提前释放一天的运营收益。这就是我们追求“加速跑”的根本逻辑。

（三）关于生产运维。生产运维是电站长期稳定运行、降本增收的核心。

一是向RCM要潜能。从定期检修模式转变为基于RCM的维修管理体系，实现设备可靠性与运维成本的综合最优。根据设备实际状态制定差异化维护策略。目前多座电站大修周期从10年延长至12—13年，2025年通过通过RCM优化机组C修，累计节省检修工期超30天，在保障设备可靠性的同时，大幅压降运维成本、提升机组可用率。

二是向数智要价值。打造全国首个抽水蓄能电站群人工智能分析系统，接入7座电站、42万个测点，搭建千余套算法模型、实现设备状态分析和RCM决策深度融合。我们梳理7个蓄能电厂30年的近3万个历史缺陷，按照设备、部件、元件归集，建立历史缺陷分析库，开发基于设备故障模式的数据模型，对设备故障模式进行深入分析。我们基于设备故障模式开展智能算法开发，如机械制动超时算法、转轮回水建压超时算法、定子铁芯温度异常算法等，实现设备状态实时监测、故障智能预警、检修策略自动生成，以数字化、智能化手段，重构运维模式，打造行业领先的运维能力。

南网储能公司运维人员运用全国首个抽水蓄能电站群人工智能分析系统在线巡检机组设备状态

三是向“标准化”要效益。我们坚持筑牢安全生命线，

从2022年开始，围绕设备功能设计、系统拓扑、品类接口、二次接线、控制逻辑、数据编码等六个层次的统一，全面开展抽水蓄能设备标准化建设，提升设备互通互换和本质安全水平，推动相关标准化成果已应用在南宁、梅州二期、肇庆、中洞等抽水蓄能项目，未来将更加高效支撑后续抽蓄电站大规模建设。通过设备标准化建设，形成700份典型设计图纸、61项设备技术规范，电站运行可靠性显著提高；不同电站间设备通用性和互换性大幅提高，发电设备品类优化826项，单一电站备品备件库存成本降低25%。

（四）关于技术创新。我们建立了“需求引领-协同攻关-收益共享”全新的科产融合机制。这里举两个典型案例。

抽水蓄能机组出口开关成套设备。南网储能公司联合西开电气公司、西安交通大学共同开展科研攻关，解决了抽水蓄能机组出口开关成套设备“卡脖子”问题，打破国外技术和市场垄断。2022年5月投运至今，全套开关操作次数总计超过25000次，运行稳定可靠，采购成本大幅下降。

国产抽水蓄能机组出口开关成套设备在梅州抽水蓄能电站规模化应用

自主可控抽蓄电压源型SFC。南网储能公司2023年启动了新建抽水蓄能机组水泵工况启动方式优化及自主可控抽蓄电压源型SFC攻关，明确新建电站采用“2 套 SFC 互为备用、取消背靠背”技术方案。该方案具有“对电网需求响应迅速、技术指标更优”的特点，获水规总院批复并推广至系统外多个新建项目以及公司全部新建项目。依托南宁蓄能电站，抽蓄电压源型SFC已投入可靠运行。工程实证表明，抽蓄电压源型SFC具有启动更快、电能质量优、启动流程更简单等优势，可显著提升电站服务大电网的同步惯量支撑、应急支撑能力，可广泛应用于国内新建、改扩建大型抽水蓄能电站、压缩空气储能电站、调相机，适配不同容量机组的起动需求。当采用双电压源SFC方案，全站水泵工况启动时间将从1448秒压缩至554秒，大幅提升系统响应速度，提升未来市场竞争力。

南网储能时代启智公司研制的抽水蓄能电压源型SFC在南宁抽水蓄能电站成功投用

综上，面向市场化改革纵深推进的行业格局，抽水蓄能发展必须在政策引领与市场机制间构建动态平衡。作为上市企业，南网储能公司始终以“多快好省”为行动准则，布局适应新型电力系统需求的优质站点，响应国家科学布局部署，统筹生态、经济与民生效益，降本增效实现可持续运营。我们坚信，中国能源企业的生存之道在于精准匹配政策导向与市场规律，发展之道在于服务能源安全、“双碳”目标中实现自身成长。唯有如此，方能推动行业与社会共生共赢——让抽水蓄能既是国民经济的“稳定器”，也是企业与人民的“共富引擎”。