技術最成熟、經濟性最優、最具大規模開發條件，在《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》中，抽水蓄能開篇便被評為“三最”的儲能方式，其在儲能領域的重要地位可見一斑。儲能加大建設，能彌補光伏、風電等新能源的“先天缺陷”，即解決新能源發電不穩定等難題。目前來看，抽水蓄能是最優的儲能方式，發展潛力巨大。國家能源局數據顯示，截至2021年10月，全國抽水蓄能電站累計裝機規模已高達3479萬千瓦。
加速抽水蓄能建設是大勢所趨
“雙碳”的目標愿景讓大力發展可再生能源的重要性愈發凸顯，構建以新能源為主體的新型電力系統，更是上升為國家戰略層面的重大決策部署。目前來看，正處于能源綠色低碳轉型發展的關鍵時期，風、光等新能源蓬勃發展。
據國務院印發的《2030年前碳達峰行動方案》，2030年，風電、太陽能發電總裝機容量12億千瓦以上。據國家發展改革委、國家能源局3月22日印發《“十四五”現代能源體系規劃》，展望2035年，非化石能源消費比重在2030年達到 25%的基礎上進一步大幅提高，可再生能源發電成為主體電源。
然隨著風光等新能源大規模高比例發展，電力負荷持續增長、電力系統峰谷差逐步加大等問題日益突出，儲能產業則能大力解決上述“電力系統峰谷差逐步加大”等問題。據了解，儲能技術通過裝置或物理介質將能量儲存起來以便以后需要時利用，可以實現“削峰填谷”作用，解決新能源發電不穩定問題，減少“棄風棄光”情況發生，維持電網穩定運行。
基于此，在政策層面，支持儲能產業發展的文件陸續出臺。2021年7月23日，國家發改委、國家能源局發布關于《加快推動新型儲能發展的指導意見》明確，到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，并預計2025年裝機規模達3000萬千瓦以上。同時，《“十四五”現代能源體系規劃》中也提出，加快推進抽水蓄能電站建設，實施全國新一輪抽水蓄能中長期發展規劃，推動已納入規劃、條件成熟的大型抽水蓄能電站開工建設。
抽水蓄能得到政策面的高度重視，在于其自身綜合優勢。對比電化學儲能，抽水蓄能具備成熟技術、最經濟、最具大規模開發條件等優勢。根據澳大利亞國立大學研究顯示，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。
抽水蓄能是利用山上山下兩個水庫的高度差，在用電低谷時，用富余的電把山下的水抽到山上儲存起來，在用電高峰時，放水發電，被譽為電網安全的穩定器、電力調度的調節器和新能源電力的存儲器。
對比國際市場，我國抽水蓄能占比較低，與發達國家仍有較大差距。《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》數據顯示，美國、德國、法國、日本、意大利等國家抽水蓄能和燃氣電站在電力系統中的比例均超過10%；而我國抽水蓄能占比僅1.4%。因此，我國發展抽水蓄能勢在必行。
當前最經濟的新能源產業“護航員”
對比電化學儲能所需的磷礦等資源，我國建設抽水蓄能電站的站點資源比較豐富，具備大規模建設的條件。據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035年）》，在2020年12月啟動的新一輪抽水蓄能中長期規劃資源站點普查中，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），且不存在電化學儲能難以避免的重金屬污染等問題。
從蓄能循環使用時間來看，據中國科學院電工研究所何穎源等聯合刊發的《儲能的度電成本何里程成本分析》數據，抽水蓄能電站土建壽命長達50年，而電化學儲能的代表磷酸鐵鋰電池其集成后循環使用壽命在4000次左右；在蓄能容量上，抽水蓄能電站額定功率一般在100-2000MW之間，是目前儲能技術上唯一達到GW級的儲能技術。而電化學儲能額定功率一般在0.001-50MW之間，難以規模化應用。
成本端來看，抽水儲能也是最低的儲能方式。《儲能的度電成本何里程成本分析》數據顯示，抽水蓄能電站使用壽命約50年，每天抽放一次，系統能量成本在120-170萬元/MW·h，電站運維成本約120萬元/MW·h，其他成本20萬元/MW·h，系統能量效率76%，年運行比例約90%。由此測算可得，抽水蓄能產生的度電成本為0.21-0.25元/kW·h，遠低于電化學儲能代表磷酸鐵鋰電池當前的度電成本0.62-0.82元/kW·h
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強在比較多種儲能方式時表示，相較于其他儲能方式，抽水蓄能是目前最便宜的一種儲能手段。現在發展抽水蓄能是極其必要的，一是因為電網系統調峰的需要，二是開發可再生資源風光電的需要。
中國電建總工程師周建平也認為，抽水蓄能在目前的儲能方式中具有儲能容量大、系統效率高、運行壽命長、環境友好等優點，是當前大規模儲能的主流技術。“‘水儲能’在未來很長一段時期內都將是新能源配套和新型電力系統的最佳儲能方式。”
效果層面來看，抽水蓄能與風電、太陽能發電等配合效果較好。據華北電力郭偉釗刊發的《抽水蓄能、風力何光伏電站群聯合運行研究》表明，抽水蓄能同風電、光伏發電的聯合運行是開發利用風能資源、太陽能資源的有效途徑,不但提高了風電場、光伏電站的效益,同時實現了平滑風電場、光伏電站的功率輸出,具有可觀的經濟效益。此外，我國抽水蓄能技術經過60多年的積累沉淀，對應技術已非常成熟，經驗也十分豐富。近年來，隨著一大批標志性工程相繼建設投產，我國抽水蓄能電站工程先進技術優勢也日趨顯現。
資料顯示，河北豐寧電站裝機容量360萬千瓦，是世界在建裝機容量最大的抽水蓄能電站。單機40萬千瓦的廣東陽江電站是目前國內在建的單機容量最大、凈水頭最高、埋深最大的抽水蓄能電站。浙江長龍山電站實現了自主研發單機容量 35 萬千瓦、750 米水頭段抽水蓄能轉輪技術。抽水蓄能電站機組制造自主化水平明顯提高，國內廠家在 600 米水頭段及以下大容量、高轉速抽水蓄能機組自主研制上已達到了國際先進水平。
目前我國抽水蓄能全產業鏈體系基本完備。通過一批大型抽水蓄能電站建設實踐，基本形成涵蓋標準制定、規劃設計、工程建設、裝備制造、運營維護的全產業鏈發展體系和專業化發展模式。
未來市場空間十分廣闊
隨著一系列的政策規劃落地，抽水蓄能的未來發展市場空間也日漸顯現。據國家能源局去年9月份正式印發的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到62GW以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到120GW左右。《規劃》明確提及的擴容目標將為抽水蓄能行業未來增長提供確定性。據《“十四五”現代能源體系規劃》，力爭到2025年，抽水蓄能裝機容量達到6200萬千瓦以上、在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。
而在廣東、廣西、貴州三省區的2022年政府工作報告中均部署了抽水蓄能及相關產業的發展。其中，廣東提出，開工建設梅州二期、肇慶浪江、汕尾陸河等抽水蓄能項目。廣西提出，增加光伏等新能源項目和抽水蓄能項目。貴州提出，加快抽水蓄能開發建設，大力發展新能源電池及材料產業，以動力電池和汽車零部件為支撐的產業集群。云南提出，加快“風光水火儲”多能互補基地建設，構建以新能源為主體的新型電力系統。顯然，各地均在圍繞抽水蓄能大力展開布局。
事實上，目前行業龍頭企業簽約不斷，電力央企及諸多地方電力集團擴張裝機及產能勢頭強勁。在去年9月份召開的抽水蓄能產業發展座談會議上，據國網新源控股有限公司副總經理路振剛介紹，目前，國網新源公司運行抽水蓄能電站21座、容量2122萬千瓦，在建抽水蓄能電站30座、容量4218萬千瓦，儲備資源超過8000萬千瓦。預計“十四五”期間，國網新源公司新投產規模將超過2000萬千瓦，“十五五”期間新投產規模可達4000萬千瓦以上。
據中國長江三峽集團有限公司副總工程師李斌介紹，未來，三峽集團將在三北及沿海地區，圍繞陸上新能源及海上風電大基地協同開發一批抽水蓄能項目，作為新能源規模化發展重要支撐；在長江沿線，利用已建巨型水電站的高壩大庫資源，協同開發一批混合式抽水蓄能，打造世界最大的沿江清潔能源走廊。此外，南方電網等也將抽水蓄能電站建設作為重大工作事項展開布局。
近日，國家電網浙江泰順、江西奉新兩座抽水蓄能電站工程更是同時開工建設。兩座電站的裝機容量都達到120萬千瓦，安裝4臺單機容量30萬千瓦機組，以2回500千伏線路接入浙江/江西電網，總投資147.73億元，預計2030年竣工投產后，年發電量可達24億度，年抽水電量32億度，每年可減少原煤消耗22萬噸，減少二氧化碳排放45萬噸。
國際視野來看，抽水蓄能市場規模增勢強勁。根據IRENA預測，2030年全球抽水蓄能裝機增長幅度將達到40%-50%。國際水電協會（IHA）發布的全球水電報告指出2020年全球抽水蓄能裝機規模為1.59億千瓦，占儲能總規模的94%。IEA發布《水電市場特別報告》預計抽水蓄能項目將占2021-2030年全球新增水電裝機的近30%（65GW），這將是抽水蓄能發展歷史上增長最大的十年，幾乎是1971-1980年34GW記錄的兩倍。
華盛證券研究部分析認為，全國電力總裝機的比重仍長期不足2%，西方國家抽蓄電站裝 機容量通常占電力系統總裝機的5%-10%，其中，美國抽蓄電站占比達7%-8%，日本達14%。要達到上述比率，考慮到總電力需求自然增長的迭加效應，15年10倍的裝機容量規劃也合乎邏輯。從目前總裝機量不足2%來看，中國抽水蓄能產業發展仍然具有很大的發展空間。
