7月23日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《可再生能源发展“十五五”规划》。
在抽水蓄能发展板块，一系列全新表述引发行业高度关注：首次在国家层面系统提出“推进抽水蓄能与清洁能源协同发展”，明确鼓励“抽水蓄能+新能源”“抽水蓄能+核电”新业态，构建“服务电力系统+服务特定电源”双轨建设体系，并首次布局负荷中心中小微型抽水蓄能应用。
这不是单一指标的调整，而是我国抽水蓄能发展战略的一次深层转向——其行业定位正从传统的“电网调峰配套设施”，升级为支撑高比例可再生能源可靠替代的核心协同枢纽，整个行业的发展逻辑、布局路径与商业模式都将随之重塑。
01、定位跃迁
从“电网配角”到“清洁能源发展核心载体”
回望“十四五”时期，我国抽水蓄能的发展主线是“补短板、扩规模”，核心定位是服务电力系统调峰填谷、调频调相、事故备用，建设逻辑以电网安全需求为核心，围绕省级负荷中心、电网关键节点布局，本质是电网侧的公共调节资源。
而《可再生能源发展“十五五”规划》中，抽水蓄能的定位实现了三重维度的系统性拓展：
功能边界拓展：
从单一的电网安全调节工具，延伸为支撑新能源“可靠替代”的核心底座。规划提出“十五五”新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上，2030年风电光伏平均置信出力达到8%，抽水蓄能是实现这一目标的核心支撑性资源，直接服务于可再生能源从“规模增长”向“可靠替代”的转型。
服务对象拓展：
从面向全网的公共调节资源，分化为“公共服务型”与“定制配套型”双轨体系。新增的“服务特定电源抽水蓄能”，直接锚定西南水风光一体化基地、“三北”风电光伏基地、沿海核电三大场景，成为清洁能源基地的核心配套组成部分。
应用层级拓展：
从仅服务省级以上主干电网的大型集中式电站，下沉至配电网层面，探索服务局域系统平衡的中小微型抽蓄，覆盖从跨区域大基地到城市配网的全层级调节需求。
02、战略重构的三大核心落点
规划中关于抽水蓄能的部署并非零散的政策表述，而是一套完整的战略框架，其核心调整体现在三个关键方向。
01.双轨建设体系：
公共调节与定制化服务并行
规划首次将抽水蓄能明确划分为两大类别，形成差异化发展路径：
服务电力系统抽水蓄能：延续传统发展逻辑，落实各省2024—2028年布局优化调整方案，“十五五”期间新增投产约1亿千瓦，承担全网调峰、调频、备用等公共服务功能，是电力系统安全运行的“压舱石”。
服务特定电源抽水蓄能：为本次规划新增品类，重点为西南水风光一体化基地、“三北”风电光伏基地、沿海核电配套，其规划选址、建设节奏、运行调度都将与特定电源集群深度绑定。
这种划分的本质，是将抽水蓄能的公共属性与产业配套属性进行分离。针对新能源大基地外送、核电基地调峰的个性化调节需求，用定制化项目精准匹配，既提升了清洁能源基地的消纳与外送稳定性，也避免了公共调节资源的错配，是抽水蓄能建设机制的重要创新。
02.业态模式突破：
“抽蓄+”开启协同发展新范式
“抽水蓄能+新能源”“抽水蓄能+核电”新业态的提出，是本次规划最具突破性的政策信号，标志着抽蓄与清洁能源的关系从“独立运行”走向“深度融合”。
对于“抽蓄+新能源”模式，在西南水风光基地与“三北”风电光伏大基地，抽水蓄能不再是独立的电网设施，而是与风电、光伏、水电统筹规划、联合调度。通过抽蓄的长时储能调节能力，平抑新能源出力波动，提升基地整体置信出力与外送可靠性，直接支撑大基地实现高比例绿电稳定外送，是破解“三北”基地弃风弃光、外送通道利用率偏低问题的核心方案。
对于“抽蓄+核电”模式，沿海核电具有基荷出力稳定、调峰灵活性不足的特点，配套抽水蓄能可有效提升核电基地的运行弹性，适配电力系统日负荷曲线变化，同时为核电参与电力市场交易提供调节支撑，拓展核电的市场适应能力。
03.场景下沉：
中小微型抽蓄填补配网调节空白
规划提出“在负荷中心地区，探索发展与分布式发电结合、在配电网系统平衡调节的中小微型抽水蓄能电站”，是抽水蓄能应用场景的重要下沉。
此前我国抽水蓄能电站均以百万千瓦级大型项目为主，服务范围局限于省级及以上主干电网。而中小微型抽蓄将面向城市负荷密集区、工业园区、局域配网，与分布式光伏、微电网、虚拟电厂协同，在局域范围内解决分布式新能源消纳、配网峰谷差扩大等问题，构建“主干网大型抽蓄+配网微型抽蓄”的分层分级储能调节体系。
03、战略转向背后的深层驱动
抽水蓄能定位的重大调整，并非政策端的主观设计，而是适应新型能源体系建设的必然选择，背后有三大核心现实驱动力。
第一，新能源大规模高比例发展的刚性需求。规划明确2030年风电光伏总装机达到28亿千瓦以上，“十五五”期间“三北”风电光伏基地新增装机3.7亿千瓦以上。如此大规模的集中式新能源并网，对调节资源的需求呈指数级增长。将抽蓄与新能源基地深度绑定，是提升大基地可靠出力、实现“风电光伏平均置信出力8%”目标的核心路径，也是推动可再生能源从“装机增长”转向“可靠替代”的关键支撑。
第二，多元清洁电源协同的系统要求。随着水电、核电、新能源等清洁电源占比持续提升，不同电源的出力特性差异显著：新能源波动大、水电受季节性影响、核电调峰能力弱，传统全网统一调节模式难以精准匹配各类电源的差异化需求。定制化的特定电源抽蓄，能够针对性解决不同电源集群的调节痛点，提升多能互补的整体效率。
第三，新型电力系统分层平衡的建设需要。新型电力系统不仅需要跨区域的大电网级调节，也需要局域配网的自平衡能力。随着负荷中心分布式新能源规模持续扩大，配网侧峰谷差、电压波动等问题日益凸显。中小微型抽蓄凭借长时循环、寿命长、可靠性高的优势，可成为配网侧核心调节资源，完善“源-网-荷-储”全层级的调节体系。
04、行业格局重塑
四大趋势值得关注
抽水蓄能战略定位的调整，将深刻改变行业的发展逻辑与竞争格局，四大趋势已清晰显现。
一是开发主体多元化。传统抽水蓄能主要由电网企业主导开发，而服务特定电源的抽蓄项目，新能源投资企业、核电集团、综合能源央企将成为重要开发主体，“电源业主一体化开发”将成为主流模式，行业参与主体将更加多元，市场活力将进一步释放。
二是盈利模式重构。传统抽蓄主要依赖容量电价回收成本，收益模式相对单一。而“抽蓄+新能源”“抽蓄+核电”模式下，抽蓄的收益将与配套电源的发电溢价、外送收益、辅助服务收益深度绑定，盈利路径更加多元，同时也对项目一体化规划、联合运营能力提出了更高要求。
三是技术路线分化。大型抽蓄将继续向高水头、大容量、高参数方向升级；而中小微型抽蓄将推动变速机组、小型化装备、模块化建设等技术的快速发展，催生新的技术赛道与产业链机会，抽蓄技术体系将从“单一大型化”走向“大小并行、多元发展”。
四是布局逻辑重构。抽蓄选址布局不再仅围绕电网负荷中心，新能源大基地周边、核电基地周边将成为新的布局重点，西南川藏、西北“三北”、东部沿海地区的抽蓄开发节奏将显著加快，行业地理布局将与清洁能源产业布局深度同频。
05、挑战与展望
当然，抽水蓄能的战略转型仍面临诸多待解的现实课题：服务特定电源抽蓄的定价机制、并网调度规则、成本疏导路径仍需明确；中小微型抽蓄的技术经济性、生态环保标准、建设审批流程有待进一步完善；“抽蓄+”模式下的一体化规划、联合运行机制仍需在实践中探索优化。
但毋庸置疑的是，《可再生能源发展“十五五”规划》为抽水蓄能打开了全新的发展空间。从单一的电网调节工具，到支撑清洁能源规模化、高质量发展的核心枢纽，抽水蓄能的战略价值正在被重新定义。2030年1.6亿千瓦的装机目标、“十五五”1亿千瓦的新增规模，叠加“抽蓄+”新业态与中小微型抽蓄的新赛道，“十五五”时期将成为我国抽水蓄能高质量发展的关键五年，也将为新型能源体系建设筑牢坚实的调节底座。
这一轮战略调整，本质上也是我国可再生能源发展从“重规模扩张”向“重质量提升、重可靠替代”转型的缩影。当抽水蓄能与各类清洁能源深度协同，我国高比例可再生能源电力系统，将拥有更稳固的安全屏障与更高效的运行效率。
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