伴随着风光等新能源产业的迅猛发展，作为“压舱石”的储能产业也备受市场关注，而抽水蓄能更是因其突出优势迎来发展风口期，为新能源产业的大规模发展保驾护航。


技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件，在《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中，抽水蓄能开篇便被评为“三最”的储能方式，其在储能领域的重要地位可见一斑。储能加大建设，能弥补光伏、风电等新能源的“先天缺陷”，即解决新能源发电不稳定等难题。目前来看，抽水蓄能是最优的储能方式，发展潜力巨大。国家能源局数据显示，截至2021年10月，全国抽水蓄能电站累计装机规模已高达3479万千瓦。

加速抽水蓄能建设是大势所趋

“双碳”的目标愿景让大力发展可再生能源的重要性愈发凸显，构建以新能源为主体的新型电力系统，更是上升为国家战略层面的重大决策部署。目前来看，正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风、光等新能源蓬勃发展。

据国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，2030年，风电、太阳能发电总装机容量12亿千瓦以上。据国家发展改革委、国家能源局3月22日印发《“十四五”现代能源体系规划》，展望2035年，非化石能源消费比重在2030年达到 25%的基础上进一步大幅提高，可再生能源发电成为主体电源。

然随着风光等新能源大规模高比例发展，电力负荷持续增长、电力系统峰谷差逐步加大等问题日益突出，储能产业则能大力解决上述“电力系统峰谷差逐步加大”等问题。据了解，储能技术通过装置或物理介质将能量储存起来以便以后需要时利用，可以实现“削峰填谷”作用，解决新能源发电不稳定问题，减少“弃风弃光”情况发生，维持电网稳定运行。

基于此，在政策层面，支持储能产业发展的文件陆续出台。2021年7月23日，国家发改委、国家能源局发布关于《加快推动新型储能发展的指导意见》明确，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，并预计2025年装机规模达3000万千瓦以上。同时，《“十四五”现代能源体系规划》中也提出，加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。

抽水蓄能得到政策面的高度重视，在于其自身综合优势。对比电化学储能，抽水蓄能具备成熟技术、最经济、最具大规模开发条件等优势。根据澳大利亚国立大学研究显示，以风能、太阳能为核心，配合抽水蓄能、特高压、电网需求管理，就可以以适当的成本支撑起占比高达100%的可再生的电力系统。


抽水蓄能是利用山上山下两个水库的高度差，在用电低谷时，用富余的电把山下的水抽到山上储存起来，在用电高峰时，放水发电，被誉为电网安全的稳定器、电力调度的调节器和新能源电力的存储器。

对比国际市场，我国抽水蓄能占比较低，与发达国家仍有较大差距。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》数据显示，美国、德国、法国、日本、意大利等国家抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%；而我国抽水蓄能占比仅1.4%。因此，我国发展抽水蓄能势在必行。

当前最经济的新能源产业“护航员”

对比电化学储能所需的磷矿等资源，我国建设抽水蓄能电站的站点资源比较丰富，具备大规模建设的条件。据《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》，在2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素，在全国范围内普查筛选资源站点，分布在除北京、上海以外的29个省（区、市），且不存在电化学储能难以避免的重金属污染等问题。

从蓄能循环使用时间来看，据中国科学院电工研究所何颖源等联合刊发的《储能的度电成本何里程成本分析》数据，抽水蓄能电站土建寿命长达50年，而电化学储能的代表磷酸铁锂电池其集成后循环使用寿命在4000次左右；在蓄能容量上，抽水蓄能电站额定功率一般在100-2000MW之间，是目前储能技术上唯一达到GW级的储能技术。而电化学储能额定功率一般在0.001-50MW之间，难以规模化应用。

成本端来看，抽水储能也是最低的储能方式。《储能的度电成本何里程成本分析》数据显示，抽水蓄能电站使用寿命约50年，每天抽放一次，系统能量成本在120-170万元/MW·h，电站运维成本约120万元/MW·h，其他成本20万元/MW·h，系统能量效率76%，年运行比例约90%。由此测算可得，抽水蓄能产生的度电成本为0.21-0.25元/kW·h，远低于电化学储能代表磷酸铁锂电池当前的度电成本0.62-0.82元/kW·h。


厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在比较多种储能方式时表示，相较于其他储能方式，抽水蓄能是目前最便宜的一种储能手段。现在发展抽水蓄能是极其必要的，一是因为电网系统调峰的需要，二是开发可再生资源风光电的需要。

中国电建总工程师周建平也认为，抽水蓄能在目前的储能方式中具有储能容量大、系统效率高、运行寿命长、环境友好等优点，是当前大规模储能的主流技术。“‘水储能’在未来很长一段时期内都将是新能源配套和新型电力系统的最佳储能方式。”

效果层面来看，抽水蓄能与风电、太阳能发电等配合效果较好。据华北电力郭伟钊刊发的《抽水蓄能、风力何光伏电站群联合运行研究》表明，抽水蓄能同风电、光伏发电的联合运行是开发利用风能资源、太阳能资源的有效途径,不但提高了风电场、光伏电站的效益,同时实现了平滑风电场、光伏电站的功率输出,具有可观的经济效益。此外，我国抽水蓄能技术经过60多年的积累沉淀，对应技术已非常成熟，经验也十分丰富。近年来，随着一大批标志性工程相继建设投产，我国抽水蓄能电站工程先进技术优势也日趋显现。

资料显示，河北丰宁电站装机容量360万千瓦，是世界在建装机容量最大的抽水蓄能电站。单机40万千瓦的广东阳江电站是目前国内在建的单机容量最大、净水头最高、埋深最大的抽水蓄能电站。浙江长龙山电站实现了自主研发单机容量 35 万千瓦、750 米水头段抽水蓄能转轮技术。抽水蓄能电站机组制造自主化水平明显提高，国内厂家在 600 米水头段及以下大容量、高转速抽水蓄能机组自主研制上已达到了国际先进水平。

目前我国抽水蓄能全产业链体系基本完备。通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。

未来市场空间十分广阔

随着一系列的政策规划落地，抽水蓄能的未来发展市场空间也日渐显现。据国家能源局去年9月份正式印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到62GW以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到120GW左右。《规划》明确提及的扩容目标将为抽水蓄能行业未来增长提供确定性。据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。


而在广东、广西、贵州三省区的2022年政府工作报告中均部署了抽水蓄能及相关产业的发展。其中，广东提出，开工建设梅州二期、肇庆浪江、汕尾陆河等抽水蓄能项目。广西提出，增加光伏等新能源项目和抽水蓄能项目。贵州提出，加快抽水蓄能开发建设，大力发展新能源电池及材料产业，以动力电池和汽车零部件为支撑的产业集群。云南提出，加快“风光水火储”多能互补基地建设，构建以新能源为主体的新型电力系统。显然，各地均在围绕抽水蓄能大力展开布局。

事实上，目前行业龙头企业签约不断，电力央企及诸多地方电力集团扩张装机及产能势头强劲。在去年9月份召开的抽水蓄能产业发展座谈会议上，据国网新源控股有限公司副总经理路振刚介绍，目前，国网新源公司运行抽水蓄能电站21座、容量2122万千瓦，在建抽水蓄能电站30座、容量4218万千瓦，储备资源超过8000万千瓦。预计“十四五”期间，国网新源公司新投产规模将超过2000万千瓦，“十五五”期间新投产规模可达4000万千瓦以上。

据中国长江三峡集团有限公司副总工程师李斌介绍，未来，三峡集团将在三北及沿海地区，围绕陆上新能源及海上风电大基地协同开发一批抽水蓄能项目，作为新能源规模化发展重要支撑；在长江沿线，利用已建巨型水电站的高坝大库资源，协同开发一批混合式抽水蓄能，打造世界最大的沿江清洁能源走廊。此外，南方电网等也将抽水蓄能电站建设作为重大工作事项展开布局。

近日，国家电网浙江泰顺、江西奉新两座抽水蓄能电站工程更是同时开工建设。两座电站的装机容量都达到120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦机组，以2回500千伏线路接入浙江/江西电网，总投资147.73亿元，预计2030年竣工投产后，年发电量可达24亿度，年抽水电量32亿度，每年可减少原煤消耗22万吨，减少二氧化碳排放45万吨。


国际视野来看，抽水蓄能市场规模增势强劲。根据IRENA预测，2030年全球抽水蓄能装机增长幅度将达到40%-50%。国际水电协会（IHA）发布的全球水电报告指出2020年全球抽水蓄能装机规模为1.59亿千瓦，占储能总规模的94%。IEA发布《水电市场特别报告》预计抽水蓄能项目将占2021-2030年全球新增水电装机的近30%（65GW），这将是抽水蓄能发展历史上增长最大的十年，几乎是1971-1980年34GW记录的两倍。

华盛证券研究部分析认为，全国电力总装机的比重仍长期不足2%，西方国家抽蓄电站装 机容量通常占电力系统总装机的5%-10%，其中，美国抽蓄电站占比达7%-8%，日本达14%。要达到上述比率，考虑到总电力需求自然增长的迭加效应，15年10倍的装机容量规划也合乎逻辑。从目前总装机量不足2%来看，中国抽水蓄能产业发展仍然具有很大的发展空间。

原标题：风光等新能源最经济的“压舱石”，抽水蓄能建设将迎来大爆发