抽水蓄能：新能源的第二生命线？

海星

为实现碳达峰碳中和战略目标，可再生能源发电的规模快速提升，同时推动储能行业的发展。3月21日，国家发改委、国家能源局印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，为储能赛道再添了一把“火”。本次实施方案提出的新型储能，主要针对的是以锂电池为代表的电化学储能。

锂电池储能的风口处自然热闹非凡，国内动力电池企业大多都在开辟储能业务，作为各自极为重要的第二增长曲线。

事实上，储能技术多种多样，常见的是电化学储能和机械储能2大类。电化学储能作为增长最快的细分领域吸粉最多，而默默担当大任的机械储能却已悄然迎来发展拐点，值得投资者及各界人士深入追踪。

本文将尝试分析大家并不熟悉却前景同样广阔的抽水蓄能，探索为什么说它既是储能产业的基石，又是风电、光伏及核电等整个新型电力系统的压舱石？

1. 何谓抽水蓄能？

虽然抽水蓄能对大多数人来说还很陌生，但它并不是什么新鲜技术。抽水蓄能作为最早的大容量储能技术，从20世纪中叶开始就被大量运用，逐渐成为全世界应用最为广泛的储能技术。

据国际水电协会（IHA）发布的2021全球水电报告显示，截至2020年底，全球抽水蓄能装机规模为1.59亿千瓦，占储能总规模的94%。在我国，抽水蓄能在储能领域同样是主导者，其中抽水储能占比达89.3%，电化学储能占比为9.2%，其他为1.5%（2020年底数据）。

抽水蓄能，按字面意思理解，即利用水作为储能介质，通过电能与水的势能相互转化，实现电能的储存和释放。通常1座抽水蓄能电站由2座海拔高度不同的水库、水轮机、水泵以及配套的输水系统等组成。

2. 工作原理

我们都熟悉，水力发电的原理是把水的势能转化为电能。抽水蓄能技术和水力发电技术是一脉相承的，底层技术都是势能和电能的相互转换。

在抽水蓄能电站运行过程中，当用电处在低谷时，先用电网中富余的电将水抽到上水库储存，这个过程是把电能转化为水的势能；等到用电高峰来的时候，再将上水库的水放出来，水流顺势而下推动水轮机发电，电就“送回去”了。

抽水蓄能有2种方式：一种是纯抽水蓄能，国内建的大部分都是这类，比如广州抽水蓄能电站、河北丰宁抽水蓄能电站等；另一种是混合式抽水蓄能，是在纯抽水蓄能的基础上安装了普通水轮发电机组，利用上河道的水流发电。后者既有储能的作用，又拥有常规水电站的功能。

3. 建设抽水蓄能的必要性

鉴于风电、光伏资源的特殊性，风电、光伏装机容量在负荷高峰时存在不能充分利用的可能性，故而建设抽水蓄能电站的必要性格外凸显：它可以同等程度替代煤电装机容量，并发挥调峰、填谷等特殊功能，能够显著减轻电网调峰压力。

具体来说，建设抽水蓄能电站，可以有效改善电网系统运行条件，降低系统煤耗量，提高水电、风电资源的利用程度，保证核电机组安全平稳运行，提高核电运行效益，从而促进能源结构的优化调整和清洁能源、可再生能源的发展。

4. 抽水蓄能的优点

（1）技术成熟

在我国，抽水蓄能早在20世紀60年代就实现了商业化应用。经过半个世纪的发展，我国的抽水储能技术已经处于世界一流水平。

（2）运行成本低

相信很多人会疑问，抽水蓄能电站是个大工程，成本能低到哪里去？实际上，抽水蓄能电站度电成本（即储能电站总投资/储能电站总处理电量）远低于其他储能方案。

具体来说，根据国家能源局披露的抽水蓄能在建项目数据，抽蓄电站平均单位装机投资金额为6 136元/千瓦，初始投资确实较大，但抽水蓄能电站建成之后稳定运营期超过50年，甚至长达100年，长期保值摊薄了各项费用。这就跟水力发电一样，虽然建造成本高昂，但综合下来反倒是最经济的电力来源。

根据澳洲国立大学研究团队的成本模型数据：使用100%可再生能源电力系统发电成本约30美元/mWh，平衡成本约20美元/mWh（含抽水蓄能、高压直流输电和光伏/风电溢漏成本），总度电成本约为50美元/mWh（约0.32元/kWh）。

反观电化学储能，虽然装机成本低，但其寿命跟抽水蓄能相比实在太短。当前成本较低的磷酸铁锂电池，循环寿命往往只有5 000次左右，导致其度电成本高达0.62～0.82元/kWh。显然，抽水蓄能是现成的较为经济的储能技术，有抽水储能在，我们不必过于依赖锂电池或其他储能方式，而且在未来还能够大幅降本。

（3）储电能力大

抽水蓄能电站额定功率一般在100～2 000MW之间，是目前唯一达到GW级且能大规模使用的储能技术。

那么抽水蓄能具体有多大能耐呢？

举个例子：3月17日，国家电网浙江泰顺、江西奉新2座抽水蓄能电站工程同时开工建设，这2座电站装机容量都达到了120万千瓦，预计到2030年竣工投产后，年发电量可达24亿千瓦时。这相当于一个可以储存24亿度电的“巨型充电宝”。

还有更大的巨无霸，世界上最大的抽水蓄能电站—河北丰宁抽水蓄能电站，总装机容量达360万千瓦。电站全部投产后每年可消纳过剩电能87亿千瓦时，年发电量62.88亿千瓦时，可以满足260万户家庭1年的用电量。丰宁抽水蓄能电站也因此成为京津冀能源电力转型的关键项目。

（4）响应快

有人会问，抽水蓄能体型大，是典型的机械储能，真到紧急调节的时候，反应速度跟得上吗？与煤电、气电等相比，抽水蓄能电站的优势就是“更灵活”，后者启停速度更快，从停机状态到满负荷运行仅需几十秒至数分钟。而且，抽水蓄能也一样具备黑启动能力。

往远一点看，抽水储能凭借快速响应和大容量存储能力可以填补煤炭和天然气发电站退役后的空白。

（5）待开发资源丰富

由于当前大部分抽水储能电站都与水电项目有关或者沿河而建，大家会以为建一个少一个。实际上，在远离河流的广阔地区，潜在的抽水蓄能站点极其丰富，也被业内称为离河抽水储能。

所谓离河抽水储能，通常只需满足一对人工水库（每个面积为几平方公里），彼此靠近（相隔几公里），海拔不同（200～1 200米的高度差）即可。水在2个水库之间通过管道无限循环，偶尔通过雨水、人工补水等方式来弥补水分蒸发。而且离河抽水储能还有1个优势就是，建设防洪设施的成本更低。

那么抽水储能的整体规模究竟有多大呢？此前澳大利亚的研究团队曾做过相应研究，其在全球发现了约61.6万个潜在可行的站点（含现有水库），储能容量约2 300万GWh。其中，东亚地区有12.4万个，储能容量约为400万GWh，相当于每百万人口有2 400GWh的潜在抽水储能容量（按照16.7亿人口计算）。

根据上述团队的估算，支撑100%可再生能源电力系统（90%为风电和光伏，10%为水电和生物质能等）所需储能约为每百万人20GWh，那么抽水储能的潜在储能容量将达到所需储能的120倍。即使将来全社会用电量大幅提升，也足够满足。

换言之，未来以风电、光伏为主要电力来源，配合抽水蓄能、特高压、智能电网，就能用较为经济的成本支撑起以可再生能源为主的新型电力系统。

到这里想必有人会疑问，依靠人工水库的抽水储能得多耗费水资源？基于澳大利亚电力系统的建模表明，假设抽水蓄能电站在20年的过渡期内分阶段进行填充水库，平均下来就是每人每天多花3升水，这相当于2020年广东省人均日均用水量的1.27%。

（6）安全性高

抽水蓄能利用水作为储能介质，安全性毋庸置疑。反观电化学储能，却因安全事件时常引发行业内外高度关注。去年4月16日，北京市就发生了一起储能电站起火爆炸事故。而韩国自2017年以来已发生30余起储能火灾事故。

需要引起重视的是，锂离子电池起火后难以被快速扑灭，极易造成重大事故，因此电化学储能系统安全相关技术问题也警醒着正在高速发展的储能产业，亟待终极解决方案。

在很多人的观念中，磷酸铁锂电池是非常安全的电池，但是储能电池是非常复杂的系统，一个储能模块，往往是集装箱一样的大小，相当于把数百辆电动汽车的电池放在同一个空间管理，这个难度可想而知。而且未来电化学储能的回收也是一大难点，如何避免重金属污染，这些都是电化学储能需要克服的问题。

最后，抽水储能有助于更好地利用现有输电线路。举例来说，假如光伏电站位于难以建造更多输电线路的地区，通过确保抽水蓄能电站大部分时间（包括夜间）都在负载条件下运行，可以使输电线路的工作强度进一步提高。

当然，除了上述优势，抽蓄储能电站还具备储能周期长、安全运营周期长、穩定性好等优势，限于篇幅这里不作赘述。

最后总结一下，如果把储能比作电力系统的“充电宝”，那么抽水蓄能相当于便宜、环保又安全的巨型“充电宝”。

目前，我国抽水蓄能装机容量位居世界第一，但装机容量占电源总装机容量比例仅为1.4%，与欧洲、日本等发达国家4%～8%的水平有着一定差距。而且抽水蓄能电站建设周期跨度较长，一般在6～8年，所以抽水蓄能的建设已迫在眉睫。

顶层规划发布标志着政策拐点的到来。

2021年9月，国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中指出：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6 200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。简单估算下，未来15年时间，中国抽水蓄能装机将迎来约10倍的增长。

同时《规划》指出，我国开展了全国性的抽水蓄能站点资源普查。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）。另外还强调按照能核尽核、能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。

总之，这是国家首次将抽水蓄能从水电中分离出来单独进行规划，是中国迄今为止涵盖区域最全、产业发展体系最完整、规划体量最大的抽水蓄能发展规划，意味着行业发展将按下加速键。

值得一提的是，在2022年政府工作报告的正式版中，新增了“加强抽水蓄能电站建设”的内容，足以证明国家对抽水储能的重视程度。

行业层面，随着电价政策迎来拐点，抽水蓄能的投资回报率有望节节攀升。

过去几年，国家一直在调整和完善电价机制，促进抽水储能行业的高质量发展，已取得了一定的成效。但是抽水储能的盈利能力跟其他相关行业比起来还是偏弱。

直到2021年5月7日，国家发改委发布了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，提出坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。简单来说，就是优化峰谷电价机制，拉大峰谷电价价差，这无疑是给抽水蓄能打开了更广阔的盈利空间。

未来，随着电价政策的深入实施和改革，抽水蓄能电站不仅将迎来盈利拐点，还能吸引更多企业和资本加入。

1. “风”“光”无限好，储能需赶超

在全球减排的背景下，我国提出了2030年前实现碳排放达峰，2060年前实现碳中和的宏伟目标。而要实现碳中和的终极目标，用光伏、风电等可再生能源替代化石能源是必经之路。

自“十三五”以来，我国火电装机量占比逐年下降，风电、光伏装机量占比快速增长。到2021年，火电累计装机量占比已降至约55%，可再生能源发电占比逐步提高，未来这一占比还将继续扩大。但同时电网矛盾也日益突出，风电、光伏作为间歇性能源，急缺大容量储能配合使用。

究其原因，光伏和风电这类可再生能源是典型的间歇性能源。什么意思？以风电作为例子，一般在凌晨是风力发电的高峰，但却是用户用电的低峰，发那么多电，用不完；等到早上用电高峰来了，结果风停了，用户又用不上风电。这也是为什么风电、光伏的发电量与装机量占比存在较大差异的原因。

本来配套的储能就比较短缺，近几年随着新能源发电跨越式发展，储能的跛腿情况更加严重。据CNESA（中关村储能产业技术联盟）数据显示，截至2020年末，我国已投运储能项目累计装机规模为35.6GW，占可再生能源发电装机比重仅为3.73%，显然储能的装机滞后于可再生能源装机。

未来，光伏和风能占比还有待继续提升，直到成为主要的电力来源。因为我们无法改变光伏和风能的发电时间，所以需要储存的电量就越来越多。据国家能源局数据显示，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量预计将达到12亿千瓦以上；到2035年，我国电力系统最大峰谷差将超过10亿千瓦，将来新型电力系统的灵活调节电源需求无疑是巨大的，抽水储能毫无疑问是首选对象。

总而言之，抽水蓄能不仅是当下，也是未来满足100%可再生能源电力系统调节需求的關键方式，对保障电力系统安全、促进新能源大规模发展具有压舱石作用。

2. 抽水蓄能的空间被打开

众所周知，我国水能资源丰富，水电装机早已是全世界第一，很多梯级开发的水电站都可以通过加泵和扩机变成抽水蓄能电站。

另外，国内很多小型水电可以改造成小型混合抽水蓄能，夏季水量大时充当水电站发电，枯水期发挥抽水蓄能作用。更关键的是，抽水蓄能改造周期比较快，并且改造成本比新建要低很多。

此外，以往国内建设的都是大型抽水蓄能，较少有小型项目。一是因为大的设计院更倾向于做大型抽水蓄能项目，也对抽水蓄能改造项目不感兴趣，毕竟大项目能赚取更高的设计费；二是小型抽水蓄能赚钱更难。

值得重申的是，《规划》已经提出在浙江、湖北、江西、广东等资源较好的地区，结合当地电力发展和新能源发展需求，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站。

总之，随着可再生能源的发展和顶层规划的发布，这部分的空间也将会逐步释放。

那这个市场空间具体有多大？按照申万宏源证券测算，到2030年我国抽水蓄能装机规模将达到1.2亿千瓦，2021-2030年抽水蓄能电站投资总金额将达到惊人的4 973亿元。

3. 供需矛盾最大的江浙地区先行

落到投资的视角，大家自然会关心哪些地区的空间更大。

前面提到，我国已投运的储能项目累计装机规模为36GWh。根据国家能源局数据显示，目前我国在建抽水蓄能电站总规模为55GWh左右，新规划的力度开始增强，但加起来也就约90GWh。

考虑到我国幅员辽阔，这些新规划分到每一个省份就显得更少了，地区之间对抽水蓄能的供需矛盾差异更大。

以国内工业重镇江浙地区为例，2021年仅工业用电就达到了960GWh，而浙江、江苏在建的抽水蓄能加起来不到10GWh，适配产能缺口之大可想而知。

根据浙江省电源发展规划，未来将优先发展核电和可再生能源，积极消纳区外来电，优化发展火电，合理配置抽水蓄能电站。预计到2030年，浙江省接受区外电力将达到40 450MW（兆瓦），这些大量外部输入的电力，将进一步加剧电网调峰压力。

建设抽水蓄能电站，是解决电力系统调峰问题及确保区域电网安全的有效手段和经济现实手段。投入建设一定规模的抽水蓄能电站，不仅能解决电力缺口问题，而且能较大程度缓解调峰压力，进而减轻区域电网调度运行对省网的依赖性，增强区域电网调峰的灵活性和安全性。

根据地区能源资源状况、电力发展规划，结合系统扩展电源经济比较，考虑到煤电调峰幅度（35%左右）、煤电年利用小时数、系统总耗煤量等指标，中国电建集团华东勘测设计研究院经综合分析认为：浙江电网2030年抽水蓄能合理规模约为13GW。考虑浙江省内已建、在建可用规模为7.53GW，浙江省内还需新增约5.5GW抽水蓄能电站。

双拐点带来行业东风，吹暖了早已暗自涌动的春江水。此前一直在幕后的抽水蓄能也将走到台前，成为新能源的第二生命线。