抽水蓄能：新能源的第二生命線？

海星

為實現碳達峰碳中和戰略目標，可再生能源發電的規模快速提升，同時推動儲能行業的發展。3月21日，國家發改委、國家能源局印發了《“十四五”新型儲能發展實施方案》，為儲能賽道再添了一把“火”。本次實施方案提出的新型儲能，主要針對的是以鋰電池為代表的電化學儲能。

鋰電池儲能的風口處自然熱鬧非凡，國內動力電池企業大多都在開辟儲能業務，作為各自極為重要的第二增長曲線。

事實上，儲能技術多種多樣，常見的是電化學儲能和機械儲能2大類。電化學儲能作為增長最快的細分領域吸粉最多，而默默擔當大任的機械儲能卻已悄然迎來發展拐點，值得投資者及各界人士深入追蹤。

本文將嘗試分析大家并不熟悉卻前景同樣廣闊的抽水蓄能，探索為什么說它既是儲能產業的基石，又是風電、光伏及核電等整個新型電力系統的壓艙石？

1. 何謂抽水蓄能？

雖然抽水蓄能對大多數人來說還很陌生，但它并不是什么新鮮技術。抽水蓄能作為最早的大容量儲能技術，從20世紀中葉開始就被大量運用，逐漸成為全世界應用最為廣泛的儲能技術。

據國際水電協會（IHA）發布的2021全球水電報告顯示，截至2020年底，全球抽水蓄能裝機規模為1.59億千瓦，占儲能總規模的94%。在我國，抽水蓄能在儲能領域同樣是主導者，其中抽水儲能占比達89.3%，電化學儲能占比為9.2%，其他為1.5%（2020年底數據）。

抽水蓄能，按字面意思理解，即利用水作為儲能介質，通過電能與水的勢能相互轉化，實現電能的儲存和釋放。通常1座抽水蓄能電站由2座海拔高度不同的水庫、水輪機、水泵以及配套的輸水系統等組成。

2. 工作原理

我們都熟悉，水力發電的原理是把水的勢能轉化為電能。抽水蓄能技術和水力發電技術是一脈相承的，底層技術都是勢能和電能的相互轉換。

在抽水蓄能電站運行過程中，當用電處在低谷時，先用電網中富余的電將水抽到上水庫儲存，這個過程是把電能轉化為水的勢能；等到用電高峰來的時候，再將上水庫的水放出來，水流順勢而下推動水輪機發電，電就“送回去”了。

抽水蓄能有2種方式：一種是純抽水蓄能，國內建的大部分都是這類，比如廣州抽水蓄能電站、河北豐寧抽水蓄能電站等；另一種是混合式抽水蓄能，是在純抽水蓄能的基礎上安裝了普通水輪發電機組，利用上河道的水流發電。后者既有儲能的作用，又擁有常規水電站的功能。

3. 建設抽水蓄能的必要性

鑒于風電、光伏資源的特殊性，風電、光伏裝機容量在負荷高峰時存在不能充分利用的可能性，故而建設抽水蓄能電站的必要性格外凸顯：它可以同等程度替代煤電裝機容量，并發揮調峰、填谷等特殊功能，能夠顯著減輕電網調峰壓力。

具體來說，建設抽水蓄能電站，可以有效改善電網系統運行條件，降低系統煤耗量，提高水電、風電資源的利用程度，保證核電機組安全平穩運行，提高核電運行效益，從而促進能源結構的優化調整和清潔能源、可再生能源的發展。

4. 抽水蓄能的優點

（1）技術成熟

在我國，抽水蓄能早在20世紀60年代就實現了商業化應用。經過半個世紀的發展，我國的抽水儲能技術已經處于世界一流水平。

（2）運行成本低

相信很多人會疑問，抽水蓄能電站是個大工程，成本能低到哪里去？實際上，抽水蓄能電站度電成本（即儲能電站總投資/儲能電站總處理電量）遠低于其他儲能方案。

具體來說，根據國家能源局披露的抽水蓄能在建項目數據，抽蓄電站平均單位裝機投資金額為6 136元/千瓦，初始投資確實較大，但抽水蓄能電站建成之后穩定運營期超過50年，甚至長達100年，長期保值攤薄了各項費用。這就跟水力發電一樣，雖然建造成本高昂，但綜合下來反倒是最經濟的電力來源。

根據澳洲國立大學研究團隊的成本模型數據：使用100%可再生能源電力系統發電成本約30美元/mWh，平衡成本約20美元/mWh（含抽水蓄能、高壓直流輸電和光伏/風電溢漏成本），總度電成本約為50美元/mWh（約0.32元/kWh）。

反觀電化學儲能，雖然裝機成本低，但其壽命跟抽水蓄能相比實在太短。當前成本較低的磷酸鐵鋰電池，循環壽命往往只有5 000次左右，導致其度電成本高達0.62～0.82元/kWh。顯然，抽水蓄能是現成的較為經濟的儲能技術，有抽水儲能在，我們不必過于依賴鋰電池或其他儲能方式，而且在未來還能夠大幅降本。

（3）儲電能力大

抽水蓄能電站額定功率一般在100～2 000MW之間，是目前唯一達到GW級且能大規模使用的儲能技術。

那么抽水蓄能具體有多大能耐呢？

舉個例子：3月17日，國家電網浙江泰順、江西奉新2座抽水蓄能電站工程同時開工建設，這2座電站裝機容量都達到了120萬千瓦，預計到2030年竣工投產后，年發電量可達24億千瓦時。這相當于一個可以儲存24億度電的“巨型充電寶”。

還有更大的巨無霸，世界上最大的抽水蓄能電站—河北豐寧抽水蓄能電站，總裝機容量達360萬千瓦。電站全部投產后每年可消納過剩電能87億千瓦時，年發電量62.88億千瓦時，可以滿足260萬戶家庭1年的用電量。豐寧抽水蓄能電站也因此成為京津冀能源電力轉型的關鍵項目。

（4）響應快

有人會問，抽水蓄能體型大，是典型的機械儲能，真到緊急調節的時候，反應速度跟得上嗎？與煤電、氣電等相比，抽水蓄能電站的優勢就是“更靈活”，后者啟停速度更快，從停機狀態到滿負荷運行僅需幾十秒至數分鐘。而且，抽水蓄能也一樣具備黑啟動能力。

往遠一點看，抽水儲能憑借快速響應和大容量存儲能力可以填補煤炭和天然氣發電站退役后的空白。

（5）待開發資源豐富

由于當前大部分抽水儲能電站都與水電項目有關或者沿河而建，大家會以為建一個少一個。實際上，在遠離河流的廣闊地區，潛在的抽水蓄能站點極其豐富，也被業內稱為離河抽水儲能。

所謂離河抽水儲能，通常只需滿足一對人工水庫（每個面積為幾平方公里），彼此靠近（相隔幾公里），海拔不同（200～1 200米的高度差）即可。水在2個水庫之間通過管道無限循環，偶爾通過雨水、人工補水等方式來彌補水分蒸發。而且離河抽水儲能還有1個優勢就是，建設防洪設施的成本更低。

那么抽水儲能的整體規模究竟有多大呢？此前澳大利亞的研究團隊曾做過相應研究，其在全球發現了約61.6萬個潛在可行的站點（含現有水庫），儲能容量約2 300萬GWh。其中，東亞地區有12.4萬個，儲能容量約為400萬GWh，相當于每百萬人口有2 400GWh的潛在抽水儲能容量（按照16.7億人口計算）。

根據上述團隊的估算，支撐100%可再生能源電力系統（90%為風電和光伏，10%為水電和生物質能等）所需儲能約為每百萬人20GWh，那么抽水儲能的潛在儲能容量將達到所需儲能的120倍。即使將來全社會用電量大幅提升，也足夠滿足。

換言之，未來以風電、光伏為主要電力來源，配合抽水蓄能、特高壓、智能電網，就能用較為經濟的成本支撐起以可再生能源為主的新型電力系統。

到這里想必有人會疑問，依靠人工水庫的抽水儲能得多耗費水資源？基于澳大利亞電力系統的建模表明，假設抽水蓄能電站在20年的過渡期內分階段進行填充水庫，平均下來就是每人每天多花3升水，這相當于2020年廣東省人均日均用水量的1.27%。

（6）安全性高

抽水蓄能利用水作為儲能介質，安全性毋庸置疑。反觀電化學儲能，卻因安全事件時常引發行業內外高度關注。去年4月16日，北京市就發生了一起儲能電站起火爆炸事故。而韓國自2017年以來已發生30余起儲能火災事故。

需要引起重視的是，鋰離子電池起火后難以被快速撲滅，極易造成重大事故，因此電化學儲能系統安全相關技術問題也警醒著正在高速發展的儲能產業，亟待終極解決方案。

在很多人的觀念中，磷酸鐵鋰電池是非常安全的電池，但是儲能電池是非常復雜的系統，一個儲能模塊，往往是集裝箱一樣的大小，相當于把數百輛電動汽車的電池放在同一個空間管理，這個難度可想而知。而且未來電化學儲能的回收也是一大難點，如何避免重金屬污染，這些都是電化學儲能需要克服的問題。

最后，抽水儲能有助于更好地利用現有輸電線路。舉例來說，假如光伏電站位于難以建造更多輸電線路的地區，通過確保抽水蓄能電站大部分時間（包括夜間）都在負載條件下運行，可以使輸電線路的工作強度進一步提高。

當然，除了上述優勢，抽蓄儲能電站還具備儲能周期長、安全運營周期長、穩定性好等優勢，限于篇幅這里不作贅述。

最后總結一下，如果把儲能比作電力系統的“充電寶”，那么抽水蓄能相當于便宜、環保又安全的巨型“充電寶”。

目前，我國抽水蓄能裝機容量位居世界第一，但裝機容量占電源總裝機容量比例僅為1.4%，與歐洲、日本等發達國家4%～8%的水平有著一定差距。而且抽水蓄能電站建設周期跨度較長，一般在6～8年，所以抽水蓄能的建設已迫在眉睫。

頂層規劃發布標志著政策拐點的到來。

2021年9月，國家能源局印發的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》中指出：到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6 200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。簡單估算下，未來15年時間，中國抽水蓄能裝機將迎來約10倍的增長。

同時《規劃》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?。▍^、市）。另外還強調按照能核盡核、能開盡開的原則，在規劃重點實施項目庫內核準建設抽水蓄能電站。

總之，這是國家首次將抽水蓄能從水電中分離出來單獨進行規劃，是中國迄今為止涵蓋區域最全、產業發展體系最完整、規劃體量最大的抽水蓄能發展規劃，意味著行業發展將按下加速鍵。

值得一提的是，在2022年政府工作報告的正式版中，新增了“加強抽水蓄能電站建設”的內容，足以證明國家對抽水儲能的重視程度。

行業層面，隨著電價政策迎來拐點，抽水蓄能的投資回報率有望節節攀升。

過去幾年，國家一直在調整和完善電價機制，促進抽水儲能行業的高質量發展，已取得了一定的成效。但是抽水儲能的盈利能力跟其他相關行業比起來還是偏弱。

直到2021年5月7日，國家發改委發布了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，提出堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。簡單來說，就是優化峰谷電價機制，拉大峰谷電價價差，這無疑是給抽水蓄能打開了更廣闊的盈利空間。

未來，隨著電價政策的深入實施和改革，抽水蓄能電站不僅將迎來盈利拐點，還能吸引更多企業和資本加入。

1. “風”“光”無限好，儲能需趕超

在全球減排的背景下，我國提出了2030年前實現碳排放達峰，2060年前實現碳中和的宏偉目標。而要實現碳中和的終極目標，用光伏、風電等可再生能源替代化石能源是必經之路。

自“十三五”以來，我國火電裝機量占比逐年下降，風電、光伏裝機量占比快速增長。到2021年，火電累計裝機量占比已降至約55%，可再生能源發電占比逐步提高，未來這一占比還將繼續擴大。但同時電網矛盾也日益突出，風電、光伏作為間歇性能源，急缺大容量儲能配合使用。

究其原因，光伏和風電這類可再生能源是典型的間歇性能源。什么意思？以風電作為例子，一般在凌晨是風力發電的高峰，但卻是用戶用電的低峰，發那么多電，用不完；等到早上用電高峰來了，結果風停了，用戶又用不上風電。這也是為什么風電、光伏的發電量與裝機量占比存在較大差異的原因。

本來配套的儲能就比較短缺，近幾年隨著新能源發電跨越式發展，儲能的跛腿情況更加嚴重。據CNESA（中關村儲能產業技術聯盟）數據顯示，截至2020年末，我國已投運儲能項目累計裝機規模為35.6GW，占可再生能源發電裝機比重僅為3.73%，顯然儲能的裝機滯后于可再生能源裝機。

未來，光伏和風能占比還有待繼續提升，直到成為主要的電力來源。因為我們無法改變光伏和風能的發電時間，所以需要儲存的電量就越來越多。據國家能源局數據顯示，到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量預計將達到12億千瓦以上；到2035年，我國電力系統最大峰谷差將超過10億千瓦，將來新型電力系統的靈活調節電源需求無疑是巨大的，抽水儲能毫無疑問是首選對象。

總而言之，抽水蓄能不僅是當下，也是未來滿足100%可再生能源電力系統調節需求的關鍵方式，對保障電力系統安全、促進新能源大規模發展具有壓艙石作用。

2. 抽水蓄能的空間被打開

眾所周知，我國水能資源豐富，水電裝機早已是全世界第一，很多梯級開發的水電站都可以通過加泵和擴機變成抽水蓄能電站。

另外，國內很多小型水電可以改造成小型混合抽水蓄能，夏季水量大時充當水電站發電，枯水期發揮抽水蓄能作用。更關鍵的是，抽水蓄能改造周期比較快，并且改造成本比新建要低很多。

此外，以往國內建設的都是大型抽水蓄能，較少有小型項目。一是因為大的設計院更傾向于做大型抽水蓄能項目，也對抽水蓄能改造項目不感興趣，畢竟大項目能賺取更高的設計費；二是小型抽水蓄能賺錢更難。

值得重申的是，《規劃》已經提出在浙江、湖北、江西、廣東等資源較好的地區，結合當地電力發展和新能源發展需求，因地制宜規劃建設中小型抽水蓄能電站。

總之，隨著可再生能源的發展和頂層規劃的發布，這部分的空間也將會逐步釋放。

那這個市場空間具體有多大？按照申萬宏源證券測算，到2030年我國抽水蓄能裝機規模將達到1.2億千瓦，2021-2030年抽水蓄能電站投資總金額將達到驚人的4 973億元。

3. 供需矛盾最大的江浙地區先行

落到投資的視角，大家自然會關心哪些地區的空間更大。

前面提到，我國已投運的儲能項目累計裝機規模為36GWh。根據國家能源局數據顯示，目前我國在建抽水蓄能電站總規模為55GWh左右，新規劃的力度開始增強，但加起來也就約90GWh。

考慮到我國幅員遼闊，這些新規劃分到每一個省份就顯得更少了，地區之間對抽水蓄能的供需矛盾差異更大。

以國內工業重鎮江浙地區為例，2021年僅工業用電就達到了960GWh，而浙江、江蘇在建的抽水蓄能加起來不到10GWh，適配產能缺口之大可想而知。

根據浙江省電源發展規劃，未來將優先發展核電和可再生能源，積極消納區外來電，優化發展火電，合理配置抽水蓄能電站。預計到2030年，浙江省接受區外電力將達到40 450MW（兆瓦），這些大量外部輸入的電力，將進一步加劇電網調峰壓力。

建設抽水蓄能電站，是解決電力系統調峰問題及確保區域電網安全的有效手段和經濟現實手段。投入建設一定規模的抽水蓄能電站，不僅能解決電力缺口問題，而且能較大程度緩解調峰壓力，進而減輕區域電網調度運行對省網的依賴性，增強區域電網調峰的靈活性和安全性。

根據地區能源資源狀況、電力發展規劃，結合系統擴展電源經濟比較，考慮到煤電調峰幅度（35%左右）、煤電年利用小時數、系統總耗煤量等指標，中國電建集團華東勘測設計研究院經綜合分析認為：浙江電網2030年抽水蓄能合理規模約為13GW?？紤]浙江省內已建、在建可用規模為7.53GW，浙江省內還需新增約5.5GW抽水蓄能電站。

雙拐點帶來行業東風，吹暖了早已暗自涌動的春江水。此前一直在幕后的抽水蓄能也將走到臺前，成為新能源的第二生命線。