从以上数据可以看出，目前大规模的储能装置除抽水蓄能外，仅有压缩空气储能、部分化学电池储能装置。大规模压缩空气储能，对地下洞室的地质条件、严密性等要求比较苛刻，同时需要燃气轮机配合运行，在国外处于示范运行阶段，在我国尚没有应用实例。化学储能存在深度充放电时间长、效率衰减快和单位投资高、在作环境要求较高等问题，且目前批量生产能力有限。各化学储能电池的单位千瓦造价：液流电池2.5 万元/kW，钠硫电池2.8 万元/kW，锂电池1 万元/kW，寿命周期与充放电次数有关，一般不大于15 年;工作过程中对环境温度有较高要求，必须配备空调降温。与这些储能装置相比，抽水蓄能电站投资较低，单位千瓦造价3000-5000 元;使用寿命长，机组使用寿命25 年，水工建筑物使用寿命达百年以上;能量转换效率稳定，不存在衰减问题。因此，抽水蓄能是目前电力系统中最成熟、最实用的大规模储能方式。

2 新形势下我国抽水蓄能的作用

近年来，世界政治经济形势和能源格局深刻变化，以电力为中心的新一轮能源革命的序幕已经拉开。电网被赋予更多新的功能定位，除传统的输送功能之外，电网更是资源优化配置的载体，是现代综合运输体系和网络经济的重要组成部分，电网发展面临新的挑战，见图2。为应对新的挑战，迫切需要提高电网运行的灵活性，保障电网安全稳定经济运行。受一次能源条件制约，我国油气资源短缺，常规水电多为泾流式且受季节性影响，地处西南，远离负荷中心，以煤电为主的电力系统调峰有最低负荷限制，负荷调节速度慢。大规模开发抽水蓄能已成为我国当前的必然选择。

图 2 电网发展面临的挑战

2.1 配合火电机组运行，实现电力系统节能减排

抽水蓄能电站调峰填谷具有明显的节煤作用，一是减少了火电机组参与调峰启停次数，提高火电机组负荷率并在高效区运行，降低机组的燃料消耗。二是在经济调度情况下，低谷电由系统中煤耗最低的基荷机组发出，而高峰电由系统中煤耗最高的调峰机组发出。抽水蓄能电站用高效、低煤耗机组发出的电，来替代低效高煤耗机组发出的电。目前国内先进超超临界机组的供电煤耗在270克/千瓦时以下，考虑抽水蓄能机组的效率(75%以上)影响，如果替代火电调峰机组的煤耗在360克/千瓦时以上，就可以实现电力系统有效节能减排。据测算，泰安抽水蓄能电站装机100 万千瓦，每年调峰填谷节煤24 万吨，减少SO2 排放1.5 万吨，减少氮氧化物排放2475 吨，减少烟尘排放7 吨，减少CO 排放55 吨，减少燃油消耗13.3 万吨，每年节省投资及运行费用5010 万元。如果由泰安抽水蓄能电站来替代山东电力系统的事故备用容量，则仅此一项年节煤量44000 吨，减少SO2 排放25.32 吨，减少氮氧化物排放326 吨，减少烟尘排放1 吨，减少CO 排放7.3 吨。

2.2 保证电力系统安全稳定运行水平，提高供电质量

我国电力系统装机以煤电为主。煤电机组的调峰幅度相对较小、调峰能力相对较差，虽能满足系统正常运行要求，但远不能保障电力系统事故情况下的快速调节要求。抽水蓄能电站具有适应负荷快速变化的特性，从抽水工况到满负荷运行一般只有2-3min，可以快速大范围调节出力。抽水蓄能电站对于提高电力系统安全稳定运行水平，保证供电质量具有重要作用。一是抽水蓄能电站启停灵活、反应快速，具有在电力系统中担任紧急事故备用和黑启动等任务的良好动态性能，可有效提高电力系统安全稳定运行水平。二是抽水蓄能电站跟踪负荷迅速，能适应负荷的急剧变化，是电力系统中灵活可靠的调节频率和稳定电压的电源，可有效地保证和提高电网运行频率、电压稳定性，更好地满足广大电力用户对供电质量和可靠性的更高要求;三是抽水蓄能电站利用其调峰填谷性能可以降低系统峰谷差，提高电网运行的平稳性，有效地减少电网拉闸限电次数，减少对企业和居民等广大电力用户生产和生活的影响。