抽水蓄能对实现能源转型非常重要。虽然新型储能发展迅速，但目前还是抽水蓄能占据储能届龙头老大的位置，无论是国内还是全球。

8月16日，国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)的函，提出到2035年我国抽水蓄能装机规模将增加到3亿千瓦。这一“小目标”要超过预期的。那么按照目前抽水蓄能的存量和未来增速，能实现吗？


建成规模不足规划的三分之一

国家能源局这一文件主要有两个超预期：

1）十四五新增目标超预期：此前征求意见稿指出十四五期间新增装机2000万千瓦左右，本次政策明确出十四五期间新增装机1.8亿千瓦，是此前的9倍。

2）总目标超预期：此前预计到2060年底总装机达到1.8亿千瓦，但是本次政策指出到2035年就需要达到3亿千瓦。

截至2020年底，我国抽水蓄能装机量只有3149万千瓦，这意味着未来15年时间，我国抽水蓄能装机将增长约10倍，年均增速17%。

而且，目前我国抽水蓄能装机规模远低于国家规划。从2009年起，我国已经开展的全国第一轮抽水蓄能选点规划及部分省（区、市）规划调整，提出规划推荐站点105个，总装机容量1.2亿千瓦，并提出到2020年实现1.1亿千瓦装机。但是截止到2020年6月，国内目前在运的抽水蓄能电站共22座，总装机容量1923万千瓦，在建26座，总装机容量3615万千瓦。抽水蓄能电站建成规模尚不足规划目标的1/3，严重滞后。


不过抽水蓄能行业也无需瑟瑟发抖，因为国家给新型储能提出的“小目标”更大。

根据国家发展改革委、国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025 年，要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达要达到30GW以上。到2025年新型储能的规模（30GW以上）将达到抽水蓄能规模（62GW以上）的50%。

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年底，抽水蓄能的累计装机占比达到了89.3%，其次电化学储能装机规模占比为9.2%。目前新型储能的规模还远远不如抽水蓄能，GW数还在个位数徘徊。要在十多年中赶到30GW，路漫漫其修远兮。

电力脱碳化让抽水蓄能迎来机遇期

有了政策支持，8月17日，抽水蓄能概念股逆势上升，泰福泵业、粤水电和中国电建涨停；深水规院大涨逾13%；东方电气、大元泵业、葛洲坝、浙富控股等跟涨。

作为传统的储能方式，其工作原理是当电力需求低时，多出的电力产能继续发电，推动电泵将水泵至高位储存，到电力需求高时，便以高位的水作发电之用。

抽水蓄能技术比较成熟，单体规模较大，适合电网侧的大规模调峰调频，主要用于解决电网级的系统性问题，响应速度慢，尽管建设成本较高，建设周期较长，但利用效率较高，使用周期较长，综合成本较低。

就成本和收益来说，目前我国抽水蓄能电站基本数据是吸纳4度电释放3度电，在这一过程中除了一度电的成本之外，没有其他的损耗。因此，抽水蓄能仅有0.21-0.25元/kWh的度电成本，在各种蓄能技术中度电成本最低。与电化学储能对比来看，抽水蓄能单位投资成本是电化学储能的30%-50%，寿命是其3-5倍。

除了成本低，还有一个原因是对煤电调峰的替代作用非常强大。与煤电调峰相比，煤电只能单向调峰，抽水蓄能可以双向调节。当负荷很低、风光量很大时，煤电调节就会有浪费，而抽水蓄能可以把能量储存起来，进行双向调控。


抽水蓄能领域专家认为，这些年来抽水蓄能发展不快的主要因素是煤电的缘故。由于我国现行的厂网分开体制，煤电调控费用由发电企业负担，抽水蓄能需要电网自己花钱建设，所以电网在经济利益驱动下，更倾向于让发电企业多建煤电。

在近期举行的抽水蓄能专家交流会上，有学者提出：“我国13年实现过碳达峰，因为2009年煤价高企，发电企业使用煤电会造成亏损，所以更倾向于水电核电和风电，13年的时候我国依靠水电和风电完全满足了社会增长需求。2013-2016连续四年碳排放量都在下降，但2009年以后煤价下降，2013年之后煤电又成为主要方向，2017年碳排放也开始回升。”

但是煤电的退出已经成为历史的必然。尤其是煤电作为调峰资源必然会被其他形式所取代，抽水蓄能和常规水电、新型储能都必须顶上。

这也是国家此次为抽水蓄能制定超预期目标的根源所在。

16亿千瓦资源站点已确定

这么多年抽水蓄能建设一直完不成规划，除了煤价下跌导致煤电调峰重新占据主导之外，还有一个原因是抽水蓄能电站的建设有着极大的地理限制，上下水库建造要求条件严苛。

与此同时，抽水蓄能电站的投资成本较高，一般需要30年以上的回报周期，更有不少电站根本无法盈利，导致这一领域一直是国企为主，民企基本很少介入进行投资。

不过此次《征求意见稿》让其制约因素有望解决。针对地理限制因素，《征求意见稿》称，2020年12月国家启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑各个方面因素，共普查筛选出资源站点1500余个，总装机规模可达到16亿千瓦，分布较广。

为了解决抽水蓄能的盈利问题，意见稿还提出在2035年将提高全国平均输配电价1.3分/kwh。

这份文件并非终点，接下来抽水蓄能中长期规划将出台：国家能源局正在组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划，推动完善价格形成机制，以保障抽水蓄能健康发展。


近期举行的抽水蓄能专家交流会上，专家提到另一个解决发展困境的途径：提升混合式抽水蓄能电站的规模。

抽水蓄能有两种方式，现在建的大部分都是纯抽水蓄能，比如北京的十三陵水库，是专门为抽水蓄能发电建一个水库；另一种是混合式抽水蓄能，是在电站的上库和下库安装抽水蓄能机组，既可以作为常规水电站，又可以作为抽水蓄能电站。

专家认为，我国水能资源非常丰富，水电装机是全世界第一，大部分梯级开发的水电站都可以进行加泵和扩机，经过改造后很多常规水电都可以变成抽水蓄能，未来最有发展的应该是混合式抽水蓄能。

在混合式抽水蓄能发展中，其实小水电大有可为。这几年小水电在很多地区受到政策上的排斥，甚至闲鱼市场都有了很多小水电机组二手在售卖，卖者惶惶，应者寥寥。小水电虽然因为在无序建设上造成了很多资源浪费，但是就小水电本身存在价值来说，还是不可忽视的，尤其是在和抽水蓄能电站结合之后，这种水电的价值尤其大：夏季洪水期水量大可以发电，枯水期发挥抽水蓄能作用调节风光。

业内人士普遍认为，虽然“小目标”定得高，但3亿千瓦的抽水蓄能是可以实现的，加上常规水电和小水电改造，最终可能不止3亿。

原标题：新增3亿千瓦！抽水蓄能装机目标远超预期！