随着可再生能源装机的日益增长，我国对大规模储能系统的需求迅速增加。传统抽水储能在经济性和综合技术性方面是其他长时储能系统发展的标杆，但其资源却十分有限。

发展地下抽水储能是破解传统抽水储能资源不足的优选方案，既可促进可再生能源大规模消纳，也可释放我国过剩产能，并带动经济发展。

为此，建议将发展地下抽水储能系统列入国家中长期重大发展战略。

解决大规模储能难题迫在眉睫

2020年9月，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上，向世界作出实现“双碳”目标的中国承诺。2021年3月，中央财经委员会第九次会议进一步指出：要构建清洁、低碳、安全、高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，构建以新能源为主体的新型电力系统。

为实现碳中和目标，2060年我国太阳能和风能发电装机预计将达到80亿千瓦左右。由于太阳能和风能发电的出力具有随机性和波动性、光伏发电的出力具有昼夜周期性，为实现可再生能源规模化利用，我国必须大力发展储能系统，特别是削峰填谷的长时储能系统。研究表明，为实现对80亿千瓦太阳能和风能发电的有效消纳和利用，需要配置32亿~40亿千瓦的长时储能系统装机。

抽水储能具有削峰填谷、调频、调相、平移功率、事故备用和黑启动等多种功能，且经济性十分优越，因而被认为是建设以新能源为主的新型电力系统的最理想储能方式。研究表明，如果具有足够的抽水储能资源，建设支撑碳中和的新型能源电力系统就不存在较大的技术经济障碍。然而，我国传统抽水储能资源却难以满足发展需求。调查表明，我国具有较好经济开发价值的传统抽水储能装机约为4亿千瓦，经济性稍差但可以纳入储备开发的另有4亿千瓦，共计约8亿千瓦。因此，未来长时储能系统装机仍有很大缺口。

近年来，其他形式的储能技术发展迅速，但在规模、成本、技术成熟度、可靠性等方面很难与抽水储能形成竞争优势。锂离子电池安全性仍是业界关注的重大问题，随着其使用寿命陆续到期，今后大量电化学电池的报废处理将造成环境负担。因此，化学电池将主要定位于辅助调频服务或分布式储能。压缩空气储能是一个重要的发展方向，但要想具有经济开发价值就需要依赖廉价的储气室，目前主要利用废弃盐穴来保障储气室的经济性，但盐穴资源是有限的。

伴随火电机组的减负荷乃至部分退出，新能源装机容量占比不断提高，所需储能系统容量与新能源装机容量之比将大幅提升；同时，为了满足昼夜能量转移和削峰填谷的需求，储能系统的储能量也将大幅提升。

可以预见，在没有找到大规模储能的有效解决方案之前，今后可再生能源发展将面临瓶颈。此外，我国大型清洁能源基地主要分布在西北地区，如内蒙古、青海、新疆等，这些地区建设大规模传统抽水储能电站的资源十分稀缺，从而制约了当地电源侧储能的发展和清洁能源的外送。

发展地下抽水储能是破解难题的优选途径

既然抽水储能是最为理想的储能方式，那么只要我们设法解决传统抽水储能的资源不足问题，就消除了实现“双碳”目标的重大障碍。为此，笔者经过系统研究和调查，提出利用硬岩掘进机在地下1000米左右埋深挖掘隧道作为下库、依托地面水源建设上库的方式发展地下抽水储能系统的方案。我国地下1000米深度大多为岩石结构，除地震带外，地质结构相对稳定，适合发展地下抽水储能的资源十分丰富。

建设地下抽水储能系统涉及的工程和技术难点主要包括地下埋深约1000米的地下工程建设施工、1000米级的高水头水泵水轮机以及用于调频的变速抽水储能用电动/发电机。

自本世纪以来，我国地下挖掘技术和地下工程建设技术取得了长足发展，为建设地下抽水储能电站奠定了坚实基础。例如，我国自主研发的大口径硬岩掘进机（TBM）总体上已处于国际领先水平，价格与以前从国外进口的同类装备相比大幅下降。2021年9月7日，中国制造的全球最大直径全断面硬岩掘进机“高加索号”在格鲁吉亚组装完毕并投入使用，表明我国在TBM方面已经达到一个新高度。在我国隧道引水工程建设中，如引汉济渭等工程，采用硬岩掘进机开挖引水隧道已成为主要施工方案。这些工程装备制造和实际工程建设的成果充分说明，利用地下空间建设地下抽水储能电站不存在技术和施工障碍。

当前，在1000米级高水头水泵水轮机方面，美国通用电气公司和奥地利安德里茨公司均具备生产此类设备的能力；我国东方电气和哈尔滨电气也具备了制造700~750米级高水头水泵水轮机的能力。在变速抽水储能用电动/发电机方面，日本已经实现了30万~40万千瓦机组的产业能力。我国虽与国际领先水平有所差距，但随着对相关机组的技术攻关以及需求的不断增长，可以迎头赶上。

在经济性分析方面，日本的研究证明了在800米以上高水头的情况下，地下抽水储能系统的经济性与传统抽水储能基本相当。新加坡设想利用废弃采石场作为上库，在花岗岩地层人工挖掘下库和厂房，建造地下抽水储能电站。经核算，其投资与相同规模的燃油电厂相当，用于电网调峰很有竞争力。为了解决莫斯科市的供电问题,俄罗斯提出在莫斯科市修建地下抽水储能电站的方案，其总功率为100万千瓦，投资预算为700美元/千瓦，与传统抽水储能电站建设成本基本相当。加拿大北岸电力公司联合AECOM咨询公司，对美国威斯卡西特地下抽水储能工程进行了可行性论证。该工程装机容量100万千瓦，地下水库和厂房位于地下600米深处，容量约为560万立方米。评估研究表明，该工程实施具有可行性。

我们的研究表明，建设一座200万千瓦/4~5小时的地下抽水储能电站，假设其埋深约为1000米，其地下水库和厂房的基础设施建设周期大约为5~6年，总的建设周期大约为8年，与传统抽水储能电站建设周期基本相当。经估算，整个地下抽水储能电站的地下土木工程造价约55亿元，工程总造价约为150亿元，平均投资约为7500元/千瓦，与传统抽水储能系统造价的中高位数相当。由此可见，我国地下抽水储能电站建设的经济性和建设工期，均可达到与传统抽水储能电站相当的水平，为大规模发展地下抽水储能提供了保障。

对新能源产业和实体经济影响重大

按照现有新能源装机容量的增长趋势和电网对规模化储能系统的需求，保守估计，到2060年，我国实现碳中和所需规模化储能系统将不低于新能源装机总容量的40%，甚至可能达到50%，这意味着我国将有32亿~40亿千瓦的大规模储能系统需求量。

如前所述，我国有一定经济性的传统抽水储能资源约为8亿千瓦。考虑到水电站、集中式电动汽车换电站和灵活电解水制氢站等可部分用作储能，最多相当于10亿千瓦储能装机。因而，还有14亿~22亿千瓦以上的储能容量需求空缺需要通过其他储能方式来弥补。地下抽水储能系统可以很好地为填补这一缺口提供解决方案。

按照一座地下抽水储能电站地下隧道总长40公里、每座电站装机200万千瓦计算，我国大概需要建地下抽水储能电站700~1100座。按照地下抽水储能工程7500元/千瓦的建设成本估计，可以直接带动10万亿~16万亿元投资。这既能促进可再生能源的大规模消纳，又可大量释放我国过剩的传统产能，让传统产能和中国基建优势为“双碳”目标的实现作出重大贡献。这在当今需要提振内需以拉动经济增长的背景下，具有重大战略意义。

全面实现地下抽水储能系统关键技术、装备制造和工程设计、建设、运维等成套技术体系，促进地下抽水储能系统在我国乃至全世界的推广应用，可为我国打造高铁之外又一张新名片。

加快实施地下抽水储能工程的建议

为加快实施地下抽水储能系统工程，笔者提出以下建议。

首先，设立地下抽水储能重大科技项目，由国家综合性权威科研机构牵头会同有关部门和企业对地下抽水储能系统进行进一步的详细工程可研论证，并系统调查分析我国地下抽水储能的资源分布和未来需求，为合理布局地下抽水储能电站奠定基础。在以上论证基础上，进一步提升地下工程建设装备的制造能力和水平；经过10年左右的攻关，全面攻克高水头地下抽水储能系统的关键技术和关键材料，形成关键设备的制造能力、地下工程设计和施工以及地下抽水储能电站运维能力，建设规模适度的示范工程，为全面推广地下抽水储能系统奠定基础。

其次，结合我国可再生能源资源分布和负荷资源分布，确立地下抽水储能系统建设中长期规划方案，在源侧、网测、负荷侧构建地下抽水储能系统网络，支撑大规模新能源消纳和新型电力系统建设。同时，还可根据已有地下引水工程和国家水网工程发展规划，因地制宜开展地下抽水储能电站建设并和灌溉工程有机结合；积极拓展地下抽水储能的国际业务，输出相关技术、装备和劳务，为全球碳减排提供中国方案。 

原标题：发展地下抽水储能 为碳减排提供中国方案