雙碳風潮下，抽水蓄能正迎來前所未有的發展機遇。

這一產業的發展空間與風光新能源的發展緊密關聯。

新能源爆發式增長的背景下，抽水蓄能對于維護電網安全穩定運行、建設以新能源為主體的新型電力系統具有無可替代的支撐作用。

過去一年，抽水蓄能的政策“禮包”頻頻發出！

2021年4月，國家發改委出臺抽水蓄能電價政策。緊接著，國家能源局在9月發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》明確，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦。

到了2022年兩會，政府工作報告首次明確提出，要加強抽水蓄能電站建設；緊接著，3月22日，國家發改委、能源局印發的《“十四五”現代能源體系規劃》明確，要加快推進抽水蓄能電站建設，推動已納入規劃、條件成熟的大型抽水蓄能電站開工建設，完善抽水蓄能價格形成機制。

值得注意的是，上述相關規劃文件中特別提到，要推進抽水蓄能電站投資主體多元化，要吸引更多的社會資本參與到未來產業建設。這意味著，從投資主體的市場定位而言，國家正加速放開，這無疑將有力調動和激發市場對抽水蓄能電站的投資熱情和信心。

國家意志明確，地方發展意愿強烈，企業投資熱情高漲，抽水蓄能的萬億市場空間已在加速打開。

行業權威專家撰文預測：未來二十年，抽水蓄能將大行于天下！

“3060”的必選題

抽水蓄能的大發展緣何成為“必選題”？

從產業功能及定位分析，抽水蓄能具有調峰、填谷、調頻、調相、事故備用等多種功能，是目前最成熟、最可靠、最安全、最具大規模開發潛力的儲能技術，其對于維護電網安全穩定運行、建設以新能源為主體的新型電力系統具有重要支撐作用。

“相較于其他儲能方式，抽水蓄能仍是最便宜的一種手段。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強分析，“雙碳”引領下，發展抽水蓄能極其必要，一是電網系統調峰的需要，二是開發可再生資源風光電的需要。

從新能源發展規劃看，2030年我國風電、光伏等間歇性能源電力裝機容量至少在12億千瓦以上。到2035年，我國電力系統最大峰谷差預計將超過10億千瓦，新能源占比的大幅提升迫切需要靈活調節電源來保持電網的安全穩定運行，加快抽水蓄能電站建設是構建以新能源為主體的新型電力系統的內在需要。

中國電建集團總工程師周建平分析，從儲能技術原理、全生命期經濟性、環保和安全等方面進行綜合比較，“水儲能”在未來相當時期內都是新能源配套和新型電力系統的最佳儲能方式。


國家層面的重視已有充分體現。通常，抽水蓄能的相關規劃都是和常規水電合并發布，但國家能源局在去年9月發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》：

第一次將抽水蓄能作為一個獨立、完整產業發布全國性的發展規劃，從產業資源、產業能力、產業目標和產業管理等方面進行了系統分析和闡述。

第一次提出抽水蓄能項目儲備庫的概念，為抽水蓄能電站加快建設提供了保障。

第一次將中小微抽水蓄能和常規水電項目融合改造納入國家級規劃，為抽水蓄能產業的全面和創新發展創造了條件。

第一次重點明確，要推進抽水蓄能電站投資主體多元化，鼓勵社會資本參與抽水蓄能產業的發展建設。

特別值得注意的是，這份備受行業注目的《規劃》更加強調了抽水蓄能的多元化靈活性布局。

《規劃》明確：抽水蓄能電站重點布局在新能源快速發展和電力系統調峰需求大的區域（新能源大基地）；在核電和新能源基地化發展的區域，重點布局一批大型抽水蓄能電站，形成互補共贏、打捆開發的新模式；在負荷中心和大規模受電區域，布局抽水蓄能電站以服務電力系統需要。

這樣的統籌布局顯然與國家層面此前九大新能源基地的規劃緊密關聯。

2021年年3月12日，《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》提出，十四五”期間我國將建設松遼、冀北、金沙江上游、金沙江下游、雅礱江等九大清潔能源基地，以及廣東、福建、 浙江、江蘇、山東等海上風電基地。

從規劃的具體內容來看，可以確定，其一，大基地的開發規模都頗為龐大；其二，儲能在這些基地中將扮演不可或缺的角色。而進一步具體來看，作為最為成熟的儲能形式，抽水蓄能在大基地建設中必然大顯身手。


結合上述《規劃》，抽水蓄能電站與風電、光伏等新能源打捆開發的新模式將很大程度解決出力不穩、消納困難等困擾新能源發展的難題，推動有條件的地區實施大規模清潔能源基地建設，帶動當地綠色能源及GDP的發展。

根據國家能源局數據，截至2020年年底，我國抽水蓄能在運裝機3179萬千瓦、在建裝機5063萬千瓦，是全球抽水蓄能在運、在建規模最大的國家。

但從另一個對比維度，目前我國抽水蓄能占電源總裝機比重仍然偏低。截至2020年年底，抽水蓄能裝機僅占電源總裝機的1.8%，研究機構預計2030年將至少達到3%左右。

簡言之，抽水蓄能目前的發展，相對新能源快速發展趨勢仍顯滯后，與國外先進水平相比有較大差距，未來仍需要加快發展。

抽水蓄能到底有多重要？有行業權威專家撰文算了一筆賬：按照能源消費總量60億噸標煤算，若采用完全的電氣化替代，大概需要20萬億度電。這20萬億度電如果不依靠煤電，全部采用非化石能源發電，將是什么樣的組成呢？

一是由水電解決10%。二是由核電解決10%。三是由光伏風電解決剩下的80%。2021年，風、光裝機都超過了3億千瓦，發電量合計大數1萬億度電。為了實現16萬億度電的目標，風、光的裝機還需要增加15倍。

考慮非電利用的部分，以及地熱、生物質等其他的新能源，保守估計，未來風、光等新能源的發展規模在60億千瓦——80億千瓦之間。

“我們把發展風、光作為目的，所以我們把可以支持風、光發展的抽水蓄能、化學儲能作為我們的手段”，抽水蓄能是目前可以看到的最成熟、最經濟、最可靠的大規模儲能設施，“為了支持風、光的大規模發展，抽水蓄能即使裝機達到10億千瓦也還嫌不夠。制約抽水蓄能電站發展的不是意志、不是決心，而是抽水蓄能到底能有裝多少的規模的條件。”

水電水利規劃設計總院抽水蓄能分會判斷，抽水蓄能將在未來的中國能源發展與變革中發揮三大作用：

一是在胡煥庸線以東，主要為電網服務，提升電力系統靈活性和對新能源的消納能力。

二是在胡煥庸線以西，主要為大基地服務，作為基礎電源，支持新能源大規模、高質量發展。支持新能源實現“找得到、干得了、送得出”的目標。

三是在配電網因地制宜加快建設中小抽水蓄能電站，和化學儲能一道，支持分布式新能源的快速發展。

開啟2萬億市場

強大的政策預期下，國家電網已有新的大動作。

2022年3月17日，國家電網對外宣布，浙江泰順抽水蓄能電站和江西奉新抽水蓄能電站正式開工。

前者位于浙江省溫州市泰順縣境內，總裝機容量120萬千瓦，安裝4臺單機容量30萬千瓦的機組，將以2回500千伏出線接入浙江電網。

江西奉新抽水蓄能電站則位于江西省宜春市奉新縣，總裝機容量120萬千瓦，安裝4臺單機容量30萬千瓦的機組，將以2回500千伏出線接入江西電網。

據國網介紹，兩座抽水蓄能電站建成后，有望對保障當地電力供應、推進能源轉型起到重要的作用，同時拉動地方GDP超300億元。

這僅僅是個新的開始！此前，國家電網公司董事長辛保安在《人民日報》撰文稱，國家電網將大力加強技術成熟的抽水蓄能電站建設，積極支持新型儲能規模化應用，力爭到2030年公司經營區抽蓄電站裝機由目前2630萬千瓦提高到1億千瓦，意味著未來數年國網帶動的抽水蓄能投資和建設將呈翻倍式增長。

抽水蓄能到底有多大的發展空間？據水電水利規劃設計總院的測算，截至2021年，中國抽水蓄能已建裝機規模3639萬千瓦。按照3——4億千瓦的發展目標，大約還要建設3.5億千瓦。目前來看，抽水蓄能電站的單位千瓦投資在6000元/千瓦左右，簡單算一下：3.5億千瓦乘以6000元/千瓦，就是2.1萬億。

綜合而言，無論是對標國際還是立足國內，在風電光伏大發展的背景下，我國抽水蓄能發展都具有廣闊的市場空間和強勁的發展動力。

對標國際，歐美等國建設了大量抽水蓄能電站和燃氣電站，其中美國、德國、法國、日本、意大利等國家發展較快，抽水蓄能和燃氣電站在電力系統中的比例均超過10%。而我國抽水蓄能和燃氣電站占比僅為6%左右，其中抽水蓄能占比僅1.8%。考慮到中國天然氣資源相對匱乏，天然氣消費對外依存度較高，燃氣電站發展空間受限，與發達國家相比抽水蓄能仍有較大發展空間。下圖為全球及中國抽水蓄能裝機規模變化：


聚焦國內，《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》指出，我國開展了全國性的抽水蓄能站點資源普查。綜合考慮地理位置、地形地質、水源條件、水庫淹沒、環境影響、工程技術及初步經濟性等因素，在全國范圍內普查篩選資源站點，分布在除北京、上海以外的29個省（區、市）。豐富的站址資源、廣泛的地域分布為產業發展奠定了基礎。

值得注意的是，全球相關權威機構亦在積極跟進抽水蓄能發展邏輯與潛力研究。

筆者特別注意到，澳大利亞國立大學研究團隊在一份名為《抽水蓄能助力實現100%可再生能源電力系統》的研究報告中指出：隨著光伏、風電成本的快速降低，如今光伏和風電新增裝機已占全球新增裝機的3/4，未來這一占比還將繼續擴大。而以風能、太陽能為核心，配合抽水蓄能、特高壓、電網需求管理，就可以以適當的成本支撐起占比高達100%的可再生的電力系統。

自2010年起，在 Andrew Blakers 教授的帶領下，澳大利亞國立大學的可再生能源研究團隊聚焦可再生能源的發展和應用，并發表了 20 余篇研究成果。

根據該團隊 2019 年研究模型假設，如果未來要實現100%可再生能源電力系統，光伏和風電的發電量占比將達到 90%，水電和生物質等將達到10% ，意味著風能和光伏裝機量需要在2019年的基礎上翻3倍，為平衡電網需要部署大量的儲能設施，其中抽水蓄能成為首選。

到目前為止，抽水蓄能是一種現成的大容量儲能解決方案，它代表了全球約 97%的儲能功率（160GW ）和99%已儲能容量 。不過，全球過往的經驗及現實的一大挑戰在于：大多數現有的抽水蓄能都與河流上的水電項目有關，往往新建時會遇到強烈的社會和環境反對。


由是，Andrew Blakers 教授的團隊在《抽水蓄能助力實現100%可再生能源電力系統》的研究報告中指出：抽水蓄能系統可以是閉環，并且遠離河流的。由于地球大部分陸表面不與河流相鄰，基于河水的抽水蓄能項目相比，離河抽水蓄能的潛在站點數量要多得多。

離河抽水蓄能項目通常包括一對人工水庫（每個面積為幾平方公里），彼此靠近（相隔幾公里），但海拔不同200 -1200 米的高度差），通過管道或隧相連接。在晴天（光伏 ）/刮風（風電 ）的日子里，下層水庫中的通過渦輪機被抽到山上的上層水庫來回收能量。

在考慮泵送、發電摩擦和其他損失后，往返效率通常為 80% 。水在兩個庫之間無限期地循環，偶爾通過雨水、人工 等方式來以彌補蒸發。同時，相比河基抽水蓄能 ，防洪設施幾乎零成本 。

通過使用地理信息系統（ GIS ），Andrew Blakers 教授的團隊在全球發現了約61.6萬個潛在可行的離河抽水蓄能站點（含現有水庫） ，儲能容量約為2300萬GWh。其中，東 亞擁有12.4萬個潛在站點，儲能容量約為400萬GWh。


具體到中國，潛在離河抽水蓄能站點分布良好，大部分位于貴州、四川、廣西、福建、甘肅、內蒙古和新疆的南部。這一分布特點其實與中國規劃的十四五九大新能源基地區域分布高度吻合。

2021年8月，Andrew Blakers教授在麻省理工學院應用能源研討會上發表的《100% 可再生能源比大多數人想象的更容易、更便宜》中提到，100 %可再生能可再生能源電力系統發電成本約$3 0/MWh，平衡成本約$20/MWh（含抽水蓄能成本 、高壓 、高壓直流輸電成本、光伏、光伏/風電溢漏成本），總計約$50/MWh。若按1美元= 6.3元人民幣匯率折算，總度電成本約為0.32元/KWh。

上述研究成果，對于全球及中國抽水蓄能產業本身的發展，以及全球風電光伏等新能源的大規模發展無疑都是巨大的利好消息。

而聚焦到國內，抽水蓄能也已完全具備加速發展的諸多條件。國家能源局相關負責人在去年9月的媒體吹風會上表示，從設計、施工，到相關裝備制造，我國都有足夠的產業能力能夠支撐起龐大的新增裝機需求。

投資主體多元化

中國已具備成熟的抽水蓄能產業鏈條。

未來萬億級別的投資規模，必將會延伸到設備制造廠商，勘測設計、建設施工，以及投資運營企業，抽水蓄能勢必將會對地方經濟起到巨大的拉動作用。

國家能源局新能源司副司長任育之指出：從價格方面，國家發改委2021年初發布的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（633號文）已經健全了抽水蓄能電站費用分攤疏導方式。從政策層面，抽水蓄能也將作為實現碳達峰、碳中和目標的重要方式，獲得更多的金融和財政支持。從投資主體的市場定位而言，國家也已經逐步放開，不僅僅是電網企業，更多企業也開始參與到抽水蓄能項目的建設中。

任育之副司長特別提到的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》已明確，政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收；無現貨市場的地方，電網企業提供抽水電量產生的損耗在核定省級電網輸配電價時統籌考慮；抽水蓄能電站容量需要在多個省級電網分攤的，由國家發改委組織協商確定分攤比例；明確抽水蓄能電站同時服務于特定電源和電力系統的，應明確容量分攤比例，在特定電源和電力系統之間分攤，特定電源分攤的容量電費由相關受益主體承擔。

《意見》還明確提出了電網與非電網主體投資建設的抽水蓄能電站簽訂規范的中長期購售電合同、按照公平公開公正原則對電站實施調度、嚴格執行發改委核定的容量電價及根據《意見》形成的電量電價、按月及時結算電費等具體措施。

除了633號文，國家發改委在2022年3月17日又印發了《關于開展抽水蓄能定價成本監審工作的通知》，組織開展在運項目定價成本監審。國家決心加強抽水蓄能建設，相應的配套政策就一定會出臺。


《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》的發展目標不僅在于裝機量的增長，更要形成技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業。

眾所周知，過往國內抽水蓄能的投資主體主要是國家電網和南方電網，占據90%以上的市場，屬于網建網用模式。隨著去年兩部制電價的實施，抽水蓄能開發迎來盈利拐點；在鼓勵社會資本參與電力市場交易的政策支持下，抽水蓄能正吸引更多企業加入，產業鏈上的參與者也越來越多。

抽水蓄能政策“禮包”頻出，包括電網在內的各路企業已在加速布局。

在推進儲能建設方面，國家電網2022年計劃加大優質抽水蓄能站址資源儲備力度，力爭核準湖北紫云山、遼寧大雅河等抽蓄項目。除了前述江西奉新、浙江泰順兩座抽蓄電站，另有兩座抽蓄電站也納入了今年開工建設的范圍。此外，國家電網還將推動安徽金寨、黑龍江荒溝等5座抽蓄電站建設。

國網抽水蓄能和新能源部主任劉永奇近期撰文指出，“十二五”以來，國網公司抽水蓄能發展進入快車道，共開工裝機4313萬千瓦，已投運電站在保障系統安全運行和電力可靠供應、促進新能源發展等方面作用顯著。“十三五”期間，國網經營區域內新能源利用率從“十二五”末的84.6%提高到97.1%，抽水蓄能發揮了至關重要的作用。

面對抽水蓄能的“風口”，劉永奇在文中特別強調：要廣泛合作、互利共贏，要積極吸引社會資本參與公司擬建抽水蓄能項目股權投資，合作模式一廠一議、靈活選擇，社會資本可參可控。對于有意愿、有能力的社會資本，可由社會資本控股并建設管理電站，與社會各方力量建立共建共享機制。

面對新能源開發前景以及構建新型電力系統的要求，除了電網企業，中國建筑、中國鐵建、中國中冶等10多家央企也加碼抽水蓄能業務。此外，據統計，目前全國已有超過55家投資主體正在積極推進抽水蓄能電站相關工作，超過2億千瓦的抽水蓄能電站正在開展前期工作，而且這些項目基本都具備在“十四五”進行開工的條件。

隨著發展抽水蓄能的迫切性，相關專家預計，2022年服務新能源接入電網的電網側抽水蓄能電站和帶動新能源基地化開發的抽水蓄能電站的項目審批、核準開工規模將大幅增加。

從新能源發展規劃來看，2030年我國風電、光伏等間歇性可再生能源裝機容量在12億千瓦以上。據相關預測，2060年，電力總裝機容量達80億千瓦，風電光伏裝機規模將達50億千瓦，裝機占比超過60%，新能源發電量超8萬億千瓦時，電量占比超過50%，成為電量供給的主體。

基于此規模，即使僅考慮15%至20%的調節電源配比，對儲能調節能力的要求也在7.5億千瓦~10億千瓦。

與此同時，風光作為間歇性能源，急需儲能配合使用，風光行業未來有望成為儲能的最大增量市場！