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抽水蓄能电站利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。又称蓄能式水电站。它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。我国抽水蓄能电站的建设起步较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。
发展历史
国外抽水蓄能电站的出现已有一百多年的历史，我国在上世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。
上世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大，广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。
上世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。“十五”期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。
发展现状
据统计，至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座(包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾)10400MW，其余11座1145MW，在建的8座，装机容量9360MW。我国已建、在建抽水蓄能电站见下表。
我国已建、在建抽水蓄能电站统计表
1岗南河北平山混合式1×111968.511
2密云北京密云混合式2×111973.1122
3潘家口河北迁西混合式3×901991.9270
4寸塘口四川彭溪纯蓄能2×11992.112
5广州一期广州从化纯蓄能4×3001994.31200
6十三陵北京昌平纯蓄能4×2001995.12800
7羊卓雍湖西藏贡嘎纯蓄能4×22.51997.590
8溪口浙江奉化纯蓄能2×401997.1280
9广州二期广州从化纯蓄能4×3001999.41200
10天荒坪浙江吉安纯蓄能6×3001998.91800
11响洪甸安徽金寨混合式2×402000.180
12天堂湖北罗田纯蓄能2×352000.1270
13沙河江苏溧阳纯蓄能2×502002.6100
14回龙河南南阳纯蓄能2×602005.9120
15白山吉林桦甸纯蓄能2×1502005.11300
16泰安山东泰安纯蓄能4×2502006.71000
17桐柏浙江天台纯蓄能4×3002005.121200
18琅琊山安徽滁州纯蓄能4×1502006.9600
19宜兴江苏宜兴纯蓄能4×2502008.121000
20西龙池山西五台纯蓄能4×3002008.12300
21张河湾河北井陉纯蓄能4×2502008.121000
22惠州广东惠州纯蓄能8×3002009.5300
23宝泉河南辉县纯蓄能4×300在建
24白莲河湖北罗田纯蓄能4×300在建
25佛磨安徽霍山混合式2×80在建
26蒲石河辽宁宽甸纯蓄能4×300在建
27黑麋峰湖南望城纯蓄能4×300在建
28响水涧安徽芜湖纯蓄能4×250在建
29呼和浩特内蒙古纯蓄能4×300在建
30仙游福建仙游纯蓄能4×300在建
31溧阳江苏溧阳纯蓄能6×250在建
目前，可行性研究报告已审查通过、待建的抽水蓄能电站有4座，总容量4280MW，预可行性研究报告已审查通过、正在进行可行性研究工作的抽水蓄能电站有16座，总容量24500MW，另有部分项目正在开展预可行性研究工作，保持了一定的项目储备。
我国抽水蓄能电站建设虽然起步比较晚，但由于后发效应，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。例如：广州一、二期抽水蓄能电站总装机容量2400MW，为世界上最大的抽水蓄能电站;天荒坪与广州抽水蓄能电站机组单机容量300MW，额定转速500r/min，额定水头分别为526m和500m，已达到单级可逆式水泵水轮机世界先进水平;西龙池抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组最大扬程704m，仅次于日本葛野川和神流川抽水蓄能电站机组。十三陵抽水蓄能电站上水库成功采用了全库钢筋混凝土防渗衬砌，渗漏量很小，也处于世界领先水平。天荒坪、张河湾和西龙池抽水蓄能电站采用现代沥青混凝土面板技术全库盆防渗，处于世界先进水平。
发展趋势
随着我国新兴能源的大规模开发利用，抽水蓄能电站的配置由过去单一的侧重于用电负荷中心逐步向用电负荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面发展。
新能源的迅速发展需要加速抽水蓄能电站建设
风电作为清洁的可再生资源是国家鼓励发展的产业，核电是国家大力发展的新型能源，风电和核电的大力发展，对实现我国能源结构优化、可持续发展有着不可替代的作用。
风能是一种随机性、间歇性的能源，风电场不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差，这就给风电并网后电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战，同时风电的运行方式必将受到电力系统负荷需求的诸多限制。抽水蓄能电站具有启动灵活、爬坡速度快等常规水电站所具有的优点和低谷储能的特点，可以很好地缓解风电给电力系统带来的不利影响。
核电机组运行费用低，环境污染小，但核电机组所用燃料具有高危险性，一旦发生核燃料泄漏事故，将对周边地区造成严重的后果；同时，由于核电机组单机容量较大，一旦停机，将对其所在电网造成很大的冲击，严重时可能会造成整个电网的崩溃。在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合，因此建设一定规模的抽水蓄能电站配合核电机组运行，可辅助核电在核燃料使用期内尽可能的用尽燃料，多发电，不但有利于燃料的后期处理，降低了危险性，而且有效降低了核电发电成本。
抽水蓄能电站是电力系统中最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置，是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可降低核电机组运行维护费用、延长机组寿命；有效减少风电场并网运行对电网的冲击，提高风电场和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。
国家电网公司正在推进“一特四大”的电网发展战略，即以大型能源基地为依托，建设由1000千伏交流和±800千伏直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，在全国范围内实现资源优化配置。同时，将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，发展以信息化、数字化、自动化、互动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。特高压交流输电系统的无功平衡和电压控制问题比超高压交流输电系统更为突出。利用大型抽水蓄能电站的有功功率、无功功率双向、平稳、快捷的调节特性，承担特高压电力网的无功平衡和改善无功调节特性，对电力系统可起到非常重要的无功/电压动态支撑作用，是一项比较安全又经济的技术措施，建设一定规模的抽水蓄能电站，对电力系统特别是坚强智能电网的稳定安全运行具有重要意义。
储能产业正处起步阶段抽水蓄能建设加速
“储能肯定已到了呼之欲出的时候。保守估计，到2020年，国内整个储能产业的市场规模至少可以达到6000亿元，乐观的话甚至有可能到两万亿。预计未来国家对储能的支持力度会不断加大。”中科院工程热物理研究所所长助理、鄂尔多斯大规模储能技术研究所所长谭春青在上月召开的“储能国际峰会2012”上表示。这昭示着储能的巨大魅力与潜力。
对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。
日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100-120年、30-50年和18-30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。
我国电力系统建设正处于快速发展阶段，用电高峰时的供电紧张、有功无功储备不足、输配电容量利用率不高和输电效率低等问题都有不同程度的存在。同时，越来越多的大型工业企业和涉及信息、安全领域的用户对负荷侧电能质量问题提出更高的要求。这些特点为分散电力储能系统的发展提供了广泛的空间，而储能系统在电力系统中应用可以达到调峰、提高系统运行稳定性及提高电能质量等目的。
抽水蓄能是电力系统最可靠、最经济、寿命周期最长、容量最大的储能装置。为了保障电源端大型火电或核电机组能够长期稳定的在最优状态运行，需要配套建设抽水蓄能电站承担调峰调荷等任务。截至2008年，我国已建成抽水蓄能电站20座，在建的11座，装机容量达到1091万千瓦，占全国总装机容量的1.35%。
而一般工业国家抽水蓄能装机占比约在5%-10%水平，其中日本2006年抽水蓄能装机占比即已经超过10%。我国抽水蓄能电站的占比明显偏低，随着国内核电及大型火电机组的投建，国内抽水蓄能电站建设明显加速。在建规模达到约1400万千瓦，拟建和可行性研究阶段的抽水蓄能电站规划规模分别达到1500万千瓦和2000万千瓦，如果以上项目顺利投产，2020年我国抽水蓄能电站总装机容量将达到约6000万千瓦。储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。
分类
抽水蓄能电站可按不同情况分为不同的类型。
1.按电站有无天然径流分
抽水蓄能电站
（1）纯抽水蓄能电站：没有或只有少量的天然来水进入上水库（以补充蒸发、渗漏损失），而作为能量载体的水体基本保持一个定量，只是在一个周期内，在上、下水库之间往复利用；厂房内安装的全部是抽水蓄能机组，其主要功能是调峰填谷、承担系统事故备用等任务，而不承担常规发电和综合利用等任务。
（2）混合式抽水蓄能电站：其上水库具有天然径流汇入，来水流量已达到能安装常规水轮发电机组来承担系统的负荷。因而其电站厂房内所安装的机组，一部分是常规水轮发电机组，另一部分是抽水蓄能机组。相应地这类电站的发电量也由两部分构成，一部分为抽水蓄能发电量，另一部分为天然径流发电量。所以这类水电站的功能，除了调峰填谷和承担系统事故备用等任务处，还有常规发电和满足综合利用要求等任务。
2.按水库调节性能分
（1）日调节抽水蓄能电站：其运行周期呈日循环规律。蓄能机组每天顶一次（晚间）或两次（白天和晚上）尖峰负荷，晚峰过后上水库放空、下水库蓄满；继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水，至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空。纯抽水蓄能电站大多为日设计蓄能电站。
（2）周调节抽水蓄能电站：运行周期呈周循环规律。在一周的5个工作日中，蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作。但每天的发电用水量大于蓄水量，在工作日结束时上水库放空，在双休日期间由于系统负荷降低，利用多余电能进行大量蓄水，至周一早上上水库蓄满。我国第一个周调节抽水蓄能电站为福建仙游抽水蓄能电站。
（3）季调节抽水蓄能电站：每年汛期，利用水电站的季节性电能作为抽水能源，将水电站必须溢弃的多余水量，抽到上水库蓄存起来，在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。这样将原来是汛期的季节性电能转化成了枯水期的保证电能。这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站。
3.按站内安装的抽水蓄能机组类型分
（1）四机分置式：这种类型的水泵和水轮机分别配有电动机和发电机，形成两套机组。目前已不采用。
（2）三机串联式：其水泵、水轮机和发电电动机三者通过联轴器连接在同一轴上。三机串联式有横轴和竖轴两种布置方式。
（3）二机可逆式：其机组由可逆水泵水轮机和发电电动机二者组成。这种结构为目前主流结构。
4.按布置特点分
(1)首部式：厂房位于输水道的上游侧。
(2)中部式：厂房位于输水道中部。
(3)尾部式：厂房位于输水道末端。
5.抽水蓄能电站的运行工况
（1）静止。
（2）发电工况。
（3）抽水工况。
（4）发电调相工况。
（5）抽水调相工况。
6.启动方式
（1）静止变频启动(SFC)启动。
（2）背靠背（BTB）启动。
作用
近年来，国家电网公司加强对抽水蓄能电站的调度运行管理，确保电力系统安全稳定运行。
一是解决电力系统日益突出的调峰问题。浙江天荒坪、江苏宜兴等电站根据电网调峰需要，每日基本运行方式为“两发一抽”，夏天炎热高温时，天荒坪电站甚至“三发两抽”。
二是发挥调压调相作用，保证电网电压稳定。2009年6月18日上午9点45分，华东电网内琅琊山蓄能电站所处局部电网电压偏高，机组短时进相运行约两分钟，明显改善了局部电网电压偏高的状况。
三是发挥事故备用作用，保障电力系统安全稳定运行。宁东±660千伏直流输电工程投运期间，山东泰山电站发挥启停迅速的特点，机组启动1052次，确保了电网安全稳定运行。
此外，抽水蓄能电站还具有黑启动、系统特殊负荷等功能，这些优良性能在被逐渐认识和推广应用的同时，进一步推动了我国抽水蓄能电站发展。
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