一　两个水库，一段落差

抽水蓄能的原理简单到几乎不像一项工业技术。你需要两个处在不同高度的水库，中间用管道连接，管道上装一台既能当水泵、又能当水轮机的机器。电网电力过剩、电价便宜时（比如深夜，或正午光伏出力最猛的时候），机组把下水库的水抽到上水库，把电能变成水的势能存起来；电网紧张、电价高时，再放水下泄，水流推动水轮机发电，把势能还原成电能。最常用的是可逆式 Francis 水轮机，一台机器、两种工况，正转抽水，反转发电。1

整个过程没有化学反应，没有电极衰减，存的就是「水被抬高了多少」。能量公式朴素得像中学物理：势能等于质量乘以重力加速度乘以高度差。所以抽蓄工程师最在意两个字——落差（head）。落差越大，同样一吨水储的能量越多，需要的水量和库容就越小。丰宁的上下库高差超过三百米，弗吉尼亚的 Bath County 高差超过1,100英尺（约335米），都属于优质站址。

代价是损耗。一桶水抬上去再放下来，抽水、发电两道环节都要过水泵、过管道、过水轮机，每一道都漏掉一点。完整循环下来，抽蓄的往返效率（RTE）通常在70%到85%之间，业界常用的中值是80%，也就是说存进去100度电，大约能拿回80度。2 这个数字不算顶尖——锂电池能做到90%以上——但对一项设计寿命动辄半个世纪的基础设施来说，已经足够。

更关键的是它能存多久。多数抽蓄电站的额定时长在数小时到约半天之间，旗舰项目能做到10到11小时连续满功率放电，丰宁和 Bath County 都在11小时左右。3 这个时长区间，正好落在锂电池经济性最吃力的地带之外：电池在4小时以内的调频、调峰里碾压一切，可一旦要求连续放电超过十小时，每多存一度电就要多买一组电芯，成本陡增。抽蓄不一样，水库挖好了，多存几个小时不过是让水位再高一点，边际成本极低。这条「长时」的分界线，是理解后文一切争论的钥匙。

二　承重墙：为什么是九成

如果把今天全世界所有并网储能加在一起，按容量算，抽水蓄能历史上长期占到九成以上；若只看长时储能（长于约十小时的那一类），抽蓄的份额超过94%。4 这不是一个边缘技术的小数点，是一整面墙。国际水电协会（IHA）估算，全球在运抽蓄电站合计储电能力约9,000GWh——把这个数字和媒体上天天刷屏的电池储能项目比一比就明白了：一座吉瓦时级的电池电站已经是头条新闻，而抽蓄的存量是它的几千倍。1

这种主导地位是历史攒下来的。今天还在运行的抽蓄电站，多数建于1960到1980年代，最初的任务并不是配合风光，而要配合燃煤和核电的基荷机组。核电站不愿意频繁调节出力，夜里电用不完，就用便宜的核电把水抽上山，等白天高峰再放下来。换句话说，抽蓄最早是「基荷电源的搭档」，几十年里默默削峰填谷，很少进入公众视野。它太成熟、太可靠、太没有故事，以至于被当成了电网的背景板。

风光大规模并网之后，这堵墙的意义反而被重新照亮。太阳能和风电的毛病是「靠天吃饭」：中午光伏挤爆电网，傍晚太阳落山却正赶上用电高峰；大风天电多到要弃风，无风时一度难求。要把这种忽高忽低的电铺平，需要的恰恰是大容量、长时间、能反复充放几十年的储能——这正是抽蓄的看家本领。于是一项为核电时代设计的老技术，意外成了新能源时代的刚需。

值得说清楚的是，「九成」这个份额正在被稀释，但稀释的方式容易被误读。锂电池近几年装机暴涨，在短时段储能里增长极快，未来抽蓄占全部储能的比例一定会下降。可这是分母在变大，不是分子在缩水——抽蓄自身的装机仍在加速增长。把份额下降读成抽蓄被淘汰，是把「电池长得更快」错当成「抽蓄正在死去」。

三　2025：水电池之年

2024年，全球抽蓄装机约189GW。5 2025年，这个数字首次越过200GW大关，达到约201GW。国际水电协会在年度旗舰报告里把2025年称作「水电池之年」（year of the water battery）。6 一个整数关口本身没有物理意义，但它标记了一个加速的拐点。

看年新增量更直观。过去二十年里，全球抽蓄每年新增大约2到4GW，慢得像在爬坡。2024年新增8.4GW，同比增长约5%。7 到2025年，年新增冲到创纪录的11.7GW，把五年平均增速抬高到每年约6GW。6 两年间，年增量近乎翻倍。一项被认为「夕阳」的技术，正在以二十年来最快的速度铺开。

后面还有更长的队列。IHA 的统计显示，全球在建抽蓄约243GW，处于各开发阶段的总管线约621GW。8 把这两个数字摆在200GW的当前存量旁边：在建的容量已经超过了人类一百年来建成的全部抽蓄，而完整管线是现存的三倍多。如果这些项目哪怕只兑现一半，抽蓄在2030年代的绝对装机仍将稳稳压过任何单一电池技术的总量。

为什么偏偏是现在提速？三股力量叠在一起。其一，风光装机到了需要大规模长时储能来消纳的临界点，电网开始真正缺「能存一整天」的家伙。其二，多国把抽蓄写进了能源规划，给了长周期投资以政策确定性。其三，也是最具体的一股——中国。下面两节属于它。

四　两座冠军：丰宁与 Bath County

世界最大抽蓄电站的桂冠，2024年从美国换到了中国。

此前三十多年里，纪录属于弗吉尼亚的 Bath County 抽水蓄能电站，绰号「世界最大的电池」。它装有6台单机超过500MW的可逆式泵/水轮机，总装机3,003MW，上下库落差超过1,100英尺，储电能力约24,000MWh，可连续放电约11小时，由 Dominion Energy 运营，接入 PJM 电网。9 自1985年投运以来，它一直是这一领域的标杆。

2024年8月11日，丰宁抽水蓄能电站最后一台机组并网，12台可逆机组全部投运，总装机3.6GW，正式超越 Bath County，成为世界最大抽蓄电站。10 它由国家电网建设运营，储电能力约40到60GWh，设计连续放电时长约11小时——储能量大致是 Bath County 的两倍。11 这座电站的一个长期任务，是为相邻的张家口风光基地和2022年北京冬奥会的绿电供应做调节。

两座电站隔着四十年和一个太平洋遥相呼应，技术原理却几乎一样：都靠十一小时的水、几百米的落差、十来台可逆机组吃饭。区别在于规模和时代——Bath County 是核电时代的产物，服务的是不愿调节的基荷；丰宁是新能源时代的产物，服务的是忽明忽暗的风光。同一套物理，被两个相隔半世纪的电网先后请来当承重墙。

需要按公开记录留一句客观：丰宁「世界最大」的称号，来自国家电网的运营公告与国际水电协会、行业媒体 pv-magazine 等第三方的同步报道，两类来源口径一致。1011 储能量出现40至60GWh的区间，是因为不同来源对「可用库容」和「额定放电深度」的口径略有差异，这里照实写成区间，不取单点。

五　中国的管线：在建超过全球存量

丰宁只是露出水面的一角。真正惊人的，是它身后那条管线。

按行业统计，中国2024年新增抽蓄约7.75GW，到2024年底累计装机约58.69GW。12 这个存量已经是全球第一。但更值得盯住的是在建规模：中国在建抽蓄超过200GW，部分口径达到218GW，约占全球在建总量的三分之一。12 把这句话翻译一遍——单是中国正在施工的抽蓄，就超过了截至2025年全世界已经建成的抽蓄总和（约200GW）。一个国家的工地，体量盖过了人类的全部存量。

这背后是明确的国家规划。中国国家能源局2021年发布的抽水蓄能中长期发展规划提出，2025年装机约62GW，2030年约120GW。13 行业分析判断，按当前建设节奏，中国2030年实际装机预计约130GW，将超出官方目标逾8%；另有口径称2027年前后即可达到80GW。13 也就是说，这是一个不仅会完成、还会提前超额完成的规划。2026年初已有报道用「狂建水库」来形容中国为储存可再生能源而铺开的建设节奏。14

主力玩家就那么几家：国家电网是绝大多数项目的投资和运营方，中国电建（PowerChina）是主力工程总承包商。这种「电网投资、央企施工」的组织方式，让抽蓄这种回报周期极长、对单个市场主体不够性感的项目，能够被持续推进——谁来付钱、谁来担前期风险，在中国有一个相对清晰的答案。这并不意味着没有代价（资金占用、地方协调、生态影响都真实存在），但它解释了为什么全球新增抽蓄如此向中国集中。

按惯例，这里只引第三方与运营方的双源数据，不做任何超出公开记录的判断。装机数字来自行业媒体 energyconnects 对中国规划的梳理与国际机构口径，规划数字来自国家能源局文件，两者交叉一致。1213

六　账本：成本、寿命与那要命的工期

抽蓄的经济性，要分三栏来记：先期投入、单位储电成本、建设周期。

先期投入（capex）差异极大。美国国家可再生能源实验室（NREL）的年度技术基线（ATB）给出的抽蓄资本支出区间是每千瓦1,999到5,505美元，固定运维约每千瓦每年18美元，可变运维约每兆瓦时0.51美元。15（需说明：本书引用的这组 ATB 数值取自缓存版本，且原始区间跨度本就很大，取决于落差、地质和库容，故以区间形式呈现并标注来源，不宜当成单一精确值使用。）区间跨到近三倍，本身就说明问题——抽蓄没有「标准报价」，每座电站都是和山体、岩层、水文谈出来的一次性工程。

但抽蓄真正的本钱要摊到时间里看。它的设计寿命约50年以上，远超电池储能的10到20年，而且机组可以大修翻新继续延寿。16 一座1980年代建成的抽蓄站，今天还在赚钱，且大概率还能再干二三十年。把高昂的先期投入除以半个世纪的服役期，单位时间的成本就被摊薄了。

平准化储能成本（LCOS）把这些摊销算进了一个数字。太平洋西北国家实验室（PNNL）在储能大挑战（ESGC）成本数据库里估算，当前一座1,000MW、10小时的常规抽蓄，LCOS约每千瓦时0.12美元（约120美元/兆瓦时）；规模更小的100MW、10小时项目约0.14美元/千瓦时。若叠加创新设计与优化，到2030年这一成本有望降到约0.05美元/千瓦时（约50美元/兆瓦时）。17 在十小时以上的长时段里，这个成本目前仍是电池难以企及的。

代价写在第三栏：工期。一座抽蓄从选址、勘探、许可到建成，往往要将近十年，五到十年以上是常态。9 这是抽蓄相对电池最致命的劣势——电池电站从签约到通电可能只要一两年，资本周转快得多。在美国，竞争性预许可阶段的公众参与往往滞后，更进一步拖长了周期、激化了争议。18 一项要等十年才见回报的资产，对追求快速回款的私人资本天然缺乏吸引力。谁能承受这种长周期，很大程度上决定了哪里能建成抽蓄。

七　活的技术：变速、三元与「不要山」

把抽蓄当成一具不再进化的老骨架，是另一重误会。这项技术内部正在发生一场安静的升级。

最实在的升级是机组本身。传统的定速机组在抽水时只能定功率运行，调节能力有限；变速机组（采用双馈感应电机）和三元机组（独立配置水泵与水轮机）则能在抽水工况下也调节功率，响应更快，运行区间更宽，对消纳波动剧烈的风光尤其有用。19 中国正在大规模部署变速抽蓄机组，丰宁就包含变速机型——同一座电站，既是规模纪录，也是机组换代的试验场。19

第二重升级是选址方式。传统抽蓄多为开环（open-loop），上下库中至少有一个连着天然河流，环境影响和水权纠纷都更复杂。新近的主流方向是闭环抽蓄（closed-loop）：两个水库自成一体，不接入任何天然水道，靠初次注水后在两库间反复循环同一批水来运行。20 闭环系统对天然河流的依赖小得多，环境扰动和选址灵活性都更好，已成为美国新建抽蓄的主流取向。

第三重则更前沿，也更不确定。2026年初已有报道讨论「不需要高山」的新型抽蓄概念，把思路引向地下、废弃矿井和低水头方向，试图绕开「必须有大落差山地」这个最硬的地理约束。20 这类设计目前多停留在概念与示范层面，距离规模化尚远，证据等级偏弱，这里只记录方向，不为它背书。它的意义在于点出抽蓄的真正天花板在哪里——不在物理，而在地理。

八　选址的政治：水权才是天花板

抽蓄做不到像电池那样「哪里缺电装哪里」，根子在于它要同时凑齐三样东西：落差、水源、两个能修水库的地方。21 优质站址是有限的、不可再生的稀缺资源。但近年最硬的拦路虎，往往无关工程，而出在社会一侧。

2025年2月，美国联邦能源管理委员会（FERC）否决了位于亚利桑那州 Page 附近、纳瓦霍（Navajo）部落土地上的两个抽蓄项目，理由是开发方缺乏与部落的充分协商。18 否决的理由无关技术达标，也无关经济账目，关键卡在「这是谁的土地、谁的水」这个更古老的问题上。霍皮（Hopi）和纳瓦霍部落以协商不足和科罗拉多河水权争议为由反对项目，监管机构据此叫停。22

学术文献也支持这一判断。2025年发表在 WIREs Water 的研究指出，公众对水电和抽蓄存在明确的环境与生态负面认知，加上程序性争议（参与和协商不足），共同构成了抽蓄落地的主要社会阻力。22 在西部干旱地区，水本身就是政治；当一项储能技术要动用大量水、淹没土地、改变景观时，它撞上的是几代人积累的水权与土地权诉求。

这给抽蓄的扩张划了一条比成本曲线更现实的上限。在中国，集中的电网投资和组织能力部分绕过了私人资本的耐心问题，让长周期项目得以推进；但「集中能力」绕不过土地、水源和生态的物理边界，也绕不过当地居民的真实诉求。抽蓄的天花板，归根结底不在工程师的图纸上，要靠谈判桌上一寸寸谈出来。把这一点看清楚，就不会再把抽蓄铺得慢，简单归咎于技术落后。

九　互补，而不是取代

回到那个被反复传错的判断：抽蓄是不是正在被锂电池淘汰的旧技术？

把时长这把尺子拿出来，答案就清楚了。锂电池在四到十小时以内的短时储能里成本和响应速度全面占优，正在快速侵蚀抽蓄过去承担的调频、调峰角色；而在超过十小时的长时储能里，抽蓄凭借低边际储能成本和长达半世纪的寿命，仍然守着一条电池暂时翻不过的护城河。23 两者咬合的不是同一块市场：电池吃短时，抽蓄守长时与超长寿命。结论因此是互补，而非取代。

这不是一句和稀泥的折中。深度脱碳的电网，既需要秒级、分钟级、数小时级的快速调节（电池擅长），也需要扛过连续阴天、连续无风的多日级别的能量搬运（抽蓄和其他长时储能擅长）。少了任何一头，电网都铺不平。中国官方与独立分析平台 dialogue.earth 的判断在这一点上一致：要支撑高比例可再生能源，抽蓄和电池必须同时扩张，而不是二选一。24

新的增长极也在印证这条互补逻辑。印度计划把抽蓄装机从当前的3.5到5GW，扩张到2035年约100GW，作为消纳其庞大风光装机的长时底座。8 一个正在大干快上电池的国家，同时押注百吉瓦级的抽蓄——这本身就说明，在严肃的能源规划者眼里，两者从来不是替代关系。

所以，给这堵承重墙一个公道的位置。它不性感：原理是孩子都懂的重力，机组是几十年的老设计，建一座要等十年，还动辄卷进水权和部落的官司。可正是这堵不性感的墙，扛着全球九成以上的储能存量，守着十小时以上、五十年寿命的那片市场。电池负责让电网变得灵敏，抽蓄负责让电网扛得住时间。水被抬上山，又落下来，记住了昨夜多出来的那部分电——这种最古老的记忆，仍是新能源时代最可靠的那一种。

参考文献

  1. International Hydropower Association, “Pumped Storage Hydropower” factsheet（抽蓄原理、典型时长、全球储电约9,000GWh、占长时储能>94%）。链接 →

  2. “What Is the Round-Trip Efficiency of Pumped Hydro Storage…”, Energy Sustainability Directory（往返效率70%–85%，中值约80%）。链接 →

  3. International Hydropower Association, “Pumped Storage Hydropower” factsheet（旗舰项目连续放电10–11小时，属长时储能）。链接 →

  4. International Hydropower Association, “Pumped Storage Hydropower” factsheet（抽蓄历史占全部储能>90%、占长时储能>94%）。链接 →

  5. “Global hydropower generation jumps 10% in 2024 as pumped storage surges”, Water Power Magazine（2024年全球抽蓄约189GW，占储能>90%）。链接 →

  6. “Year of the water battery: global pumped storage capacity surpasses 200 GW”, International Hydropower Association, World Hydropower Outlook 2026（2025年首破200/201GW，年新增11.7GW创纪录，「水电池之年」）。链接 →

  7. “Global hydropower generation jumps 10% in 2024 as pumped storage surges”, Water Power Magazine（2024年新增8.4GW、同比+5%，五年均值约6GW/年）。链接 →

  8. International Hydropower Association, World Hydropower Outlook 2026（全球在建243GW、全管线621GW；印度2035年目标约100GW）。链接 →

  9. Voith, “Bath County Pumped Storage Plant, USA”（3,003MW，6台>500MW泵/水轮机，落差>1,100ft，约11小时，Dominion Energy/PJM；抽蓄工期长）。链接 →

  10. “China’s Fengning station: world’s largest pumped hydro power plant sets new global benchmark”, International Hydropower Association（丰宁3.6GW，2024-08全投运，世界最大，国家电网）。链接 →

  11. “World’s largest pumped storage power plant fully operational in China”, pv-magazine, 2025-01-09（丰宁储能约40–60GWh、约11小时，国家电网运营）。链接 →

  12. “China set to surpass 2030 pumped storage hydro target by over 8%”, energyconnects, 2025-06（中国2024年新增7.75GW、累计58.69GW，在建200–218GW，约占全球1/3）。链接 →

  13. “China set to surpass 2030 pumped storage hydro target by over 8%”, energyconnects（国家能源局2021年中长期规划：2025年约62GW、2030年约120GW；预计2030年实际约130GW，超目标逾8%）。链接 →

  14. “China Builds Reservoirs for Renewable Energy Storage”, Daily Galaxy, 2026-03（中国加速建水库以储存可再生能源；证据等级偏弱，仅作旁证）。链接 →

  15. NREL, Annual Technology Baseline (ATB) — Pumped Storage Hydropower（capex每千瓦1,999–5,505美元，固定O&M每千瓦年18美元，可变O&M每兆瓦时0.51美元；本书所引数值取自缓存版本，以区间形式呈现）。链接 →

  16. “What Is Pumped Storage Hydro’s Efficiency?”, Energy Sustainability Directory（引 NREL ATB，设计寿命约50年以上，可大修延寿）。链接 →

  17. PNNL, Energy Storage Grand Challenge (ESGC) Cost & Performance Database — LCOS Estimates（1,000MW/10h抽蓄LCOS约0.12美元/千瓦时，100MW/10h约0.14美元/千瓦时；2030年优化后或降至约0.05美元/千瓦时）。链接 →

  18. “…pumped storage hydropower public engagement…”, WIREs Water, 2025（工期5–10+年、公众参与滞后；2025-02 FERC否决亚利桑那Page附近纳瓦霍部落地两个项目，理由为协商不足）。链接 →

  19. “Review of variable-speed pumped storage units…”, ScienceDirect, 2025（变速/三元机组提供抽水工况功率调节与更快响应；中国大规模部署变速机组，丰宁含变速机型）。链接 →

  20. “New Pumped Hydro Energy Storage System Needs No Mountains”, CleanTechnica, 2026-02-01（闭环抽蓄为美国新项目主流；「无需高山」低水头/地下新设计概念，证据等级偏弱）。链接 →

  21. U.S. Department of Energy, “Pumped Storage Hydropower”（地理约束：落差+水源+双库选址；开环与闭环之别）。链接 →

  22. WIREs Water, 2025（公众/部落对水电与抽蓄的环境与程序性争议；霍皮、纳瓦霍部落以协商不足与科罗拉多河水权反对项目）。链接 →

  23. “What’s the deal with pumped hydro?”, Volts（电池侵蚀短时储能，抽蓄守长时与超长寿命，二者互补）。链接 →

  24. “China needs to expand both pumped hydro and battery storage”, dialogue.earth（支撑高比例可再生能源需同时扩张抽蓄与电池）。链接 →