深度| 抽水蓄能迎来万亿“风口”！
2022/3/31 12:14:45 新闻来源：黑鹰光伏
双碳风潮下，抽水蓄能正迎来前所未有的发展机遇。
这一产业的发展空间与风光新能源的发展紧密关联。
新能源爆发式增长的背景下，抽水蓄能对于维护电网安全稳定运行、建设以新能源为主体的新型电力系统具有无可替代的支撑作用。
过去一年，抽水蓄能的政策“礼包”频频发出！
2021年4月，国家发改委出台抽水蓄能电价政策。紧接着，国家能源局在9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；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。
到了2022年两会，政府工作报告首次明确提出，要加强抽水蓄能电站建设；紧接着，3月22日，国家发改委、能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》明确，要加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制。
值得注意的是，上述相关规划文件中特别提到，要推进抽水蓄能电站投资主体多元化，要吸引更多的社会资本参与到未来产业建设。这意味着，从投资主体的市场定位而言，国家正加速放开，这无疑将有力调动和激发市场对抽水蓄能电站的投资热情和信心。
国家意志明确，地方发展意愿强烈，企业投资热情高涨，抽水蓄能的万亿市场空间已在加速打开。
行业权威专家撰文预测：未来二十年，抽水蓄能将大行于天下！
“3060”的必选题
抽水蓄能的大发展缘何成为“必选题”？
从产业功能及定位分析，抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用等多种功能，是目前最成熟、最可靠、最安全、最具大规模开发潜力的储能技术，其对于维护电网安全稳定运行、建设以新能源为主体的新型电力系统具有重要支撑作用。
“相较于其他储能方式，抽水蓄能仍是最便宜的一种手段。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强分析，“双碳”引领下，发展抽水蓄能极其必要，一是电网系统调峰的需要，二是开发可再生资源风光电的需要。
从新能源发展规划看，2030年我国风电、光伏等间歇性能源电力装机容量至少在12亿千瓦以上。到2035年，我国电力系统最大峰谷差预计将超过10亿千瓦，新能源占比的大幅提升迫切需要灵活调节电源来保持电网的安全稳定运行，加快抽水蓄能电站建设是构建以新能源为主体的新型电力系统的内在需要。
中国电建集团总工程师周建平分析，从储能技术原理、全生命期经济性、环保和安全等方面进行综合比较，“水储能”在未来相当时期内都是新能源配套和新型电力系统的最佳储能方式。
国家层面的重视已有充分体现。通常，抽水蓄能的相关规划都是和常规水电合并发布，但国家能源局在去年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》：
第一次将抽水蓄能作为一个独立、完整产业发布全国性的发展规划，从产业资源、产业能力、产业目标和产业管理等方面进行了系统分析和阐述。
第一次提出抽水蓄能项目储备库的概念，为抽水蓄能电站加快建设提供了保障。
第一次将中小微抽水蓄能和常规水电项目融合改造纳入国家级规划，为抽水蓄能产业的全面和创新发展创造了条件。
第一次重点明确，要推进抽水蓄能电站投资主体多元化，鼓励社会资本参与抽水蓄能产业的发展建设。
特别值得注意的是，这份备受行业注目的《规划》更加强调了抽水蓄能的多元化灵活性布局。
《规划》明确：抽水蓄能电站重点布局在新能源快速发展和电力系统调峰需求大的区域（新能源大基地）；在核电和新能源基地化发展的区域，重点布局一批大型抽水蓄能电站，形成互补共赢、打捆开发的新模式；在负荷中心和大规模受电区域，布局抽水蓄能电站以服务电力系统需要。
这样的统筹布局显然与国家层面此前九大新能源基地的规划紧密关联。
2021年年3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，十四五”期间我国将建设松辽、冀北、金沙江上游、金沙江下游、雅砻江等九大清洁能源基地，以及广东、福建、 浙江、江苏、山东等海上风电基地。
从规划的具体内容来看，可以确定，其一，大基地的开发规模都颇为庞大；其二，储能在这些基地中将扮演不可或缺的角色。而进一步具体来看，作为最为成熟的储能形式，抽水蓄能在大基地建设中必然大显身手。
结合上述《规划》，抽水蓄能电站与风电、光伏等新能源打捆开发的新模式将很大程度解决出力不稳、消纳困难等困扰新能源发展的难题，推动有条件的地区实施大规模清洁能源基地建设，带动当地绿色能源及GDP的发展。
根据国家能源局数据，截至2020年年底，我国抽水蓄能在运装机3179万千瓦、在建装机5063万千瓦，是全球抽水蓄能在运、在建规模最大的国家。
但从另一个对比维度，目前我国抽水蓄能占电源总装机比重仍然偏低。截至2020年年底，抽水蓄能装机仅占电源总装机的1.8%，研究机构预计2030年将至少达到3%左右。
简言之，抽水蓄能目前的发展，相对新能源快速发展趋势仍显滞后，与国外先进水平相比有较大差距，未来仍需要加快发展。
抽水蓄能到底有多重要？有行业权威专家撰文算了一笔账：按照能源消费总量60亿吨标煤算，若采用完全的电气化替代，大概需要20万亿度电。这20万亿度电如果不依靠煤电，全部采用非化石能源发电，将是什么样的组成呢？
一是由水电解决10%。二是由核电解决10%。三是由光伏风电解决剩下的80%。2021年，风、光装机都超过了3亿千瓦，发电量合计大数1万亿度电。为了实现16万亿度电的目标，风、光的装机还需要增加15倍。
考虑非电利用的部分，以及地热、生物质等其他的新能源，保守估计，未来风、光等新能源的发展规模在60亿千瓦——80亿千瓦之间。
“我们把发展风、光作为目的，所以我们把可以支持风、光发展的抽水蓄能、化学储能作为我们的手段”，抽水蓄能是目前可以看到的最成熟、最经济、最可靠的大规模储能设施，“为了支持风、光的大规模发展，抽水蓄能即使装机达到10亿千瓦也还嫌不够。制约抽水蓄能电站发展的不是意志、不是决心，而是抽水蓄能到底能有装多少的规模的条件。”
水电水利规划设计总院抽水蓄能分会判断，抽水蓄能将在未来的中国能源发展与变革中发挥三大作用：
一是在胡焕庸线以东，主要为电网服务，提升电力系统灵活性和对新能源的消纳能力。
二是在胡焕庸线以西，主要为大基地服务，作为基础电源，支持新能源大规模、高质量发展。支持新能源实现“找得到、干得了、送得出”的目标。
三是在配电网因地制宜加快建设中小抽水蓄能电站，和化学储能一道，支持分布式新能源的快速发展。
开启2万亿市场
强大的政策预期下，国家电网已有新的大动作。
2022年3月17日，国家电网对外宣布，浙江泰顺抽水蓄能电站和江西奉新抽水蓄能电站正式开工。
前者位于浙江省温州市泰顺县境内，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦的机组，将以2回500千伏出线接入浙江电网。
江西奉新抽水蓄能电站则位于江西省宜春市奉新县，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦的机组，将以2回500千伏出线接入江西电网。
据国网介绍，两座抽水蓄能电站建成后，有望对保障当地电力供应、推进能源转型起到重要的作用，同时拉动地方GDP超300亿元。
这仅仅是个新的开始！此前，国家电网公司董事长辛保安在《人民日报》撰文称，国家电网将大力加强技术成熟的抽水蓄能电站建设，积极支持新型储能规模化应用，力争到2030年公司经营区抽蓄电站装机由目前2630万千瓦提高到1亿千瓦，意味着未来数年国网带动的抽水蓄能投资和建设将呈翻倍式增长。
抽水蓄能到底有多大的发展空间？据水电水利规划设计总院的测算，截至2021年，中国抽水蓄能已建装机规模3639万千瓦。按照3——4亿千瓦的发展目标，大约还要建设3.5亿千瓦。目前来看，抽水蓄能电站的单位千瓦投资在6000元/千瓦左右，简单算一下：3.5亿千瓦乘以6000元/千瓦，就是2.1万亿。
综合而言，无论是对标国际还是立足国内，在风电光伏大发展的背景下，我国抽水蓄能发展都具有广阔的市场空间和强劲的发展动力。
对标国际，欧美等国建设了大量抽水蓄能电站和燃气电站，其中美国、德国、法国、日本、意大利等国家发展较快，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%。而我国抽水蓄能和燃气电站占比仅为6%左右，其中抽水蓄能占比仅1.8%。考虑到中国天然气资源相对匮乏，天然气消费对外依存度较高，燃气电站发展空间受限，与发达国家相比抽水蓄能仍有较大发展空间。下图为全球及中国抽水蓄能装机规模变化：
聚焦国内，《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》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）。丰富的站址资源、广泛的地域分布为产业发展奠定了基础。
值得注意的是，全球相关权威机构亦在积极跟进抽水蓄能发展逻辑与潜力研究。
笔者特别注意到，澳大利亚国立大学研究团队在一份名为《抽水蓄能助力实现100%可再生能源电力系统》的研究报告中指出：随着光伏、风电成本的快速降低，如今光伏和风电新增装机已占全球新增装机的3/4，未来这一占比还将继续扩大。而以风能、太阳能为核心，配合抽水蓄能、特高压、电网需求管理，就可以以适当的成本支撑起占比高达100%的可再生的电力系统。
自2010年起，在 Andrew Blakers 教授的带领下，澳大利亚国立大学的可再生能源研究团队聚焦可再生能源的发展和应用，并发表了 20 余篇研究成果。
根据该团队 2019 年研究模型假设，如果未来要实现100%可再生能源电力系统，光伏和风电的发电量占比将达到 90%，水电和生物质等将达到10% ，意味着风能和光伏装机量需要在2019年的基础上翻3倍，为平衡电网需要部署大量的储能设施，其中抽水蓄能成为首选。
到目前为止，抽水蓄能是一种现成的大容量储能解决方案，它代表了全球约 97%的储能功率（160GW ）和99%已储能容量 。不过，全球过往的经验及现实的一大挑战在于：大多数现有的抽水蓄能都与河流上的水电项目有关，往往新建时会遇到强烈的社会和环境反对。
由是，Andrew Blakers 教授的团队在《抽水蓄能助力实现100%可再生能源电力系统》的研究报告中指出：抽水蓄能系统可以是闭环，并且远离河流的。由于地球大部分陆表面不与河流相邻，基于河水的抽水蓄能项目相比，离河抽水蓄能的潜在站点数量要多得多。
离河抽水蓄能项目通常包括一对人工水库（每个面积为几平方公里），彼此靠近（相隔几公里），但海拔不同200 -1200 米的高度差），通过管道或隧相连接。在晴天（光伏 ）/刮风（风电 ）的日子里，下层水库中的通过涡轮机被抽到山上的上层水库来回收能量。
在考虑泵送、发电摩擦和其他损失后，往返效率通常为 80% 。水在两个库之间无限期地循环，偶尔通过雨水、人工 等方式来以弥补蒸发。同时，相比河基抽水蓄能 ，防洪设施几乎零成本 。
通过使用地理信息系统（ GIS ），Andrew Blakers 教授的团队在全球发现了约61.6万个潜在可行的离河抽水蓄能站点（含现有水库） ，储能容量约为2300万GWh。其中，东 亚拥有12.4万个潜在站点，储能容量约为400万GWh。
（全球发现了约61.6万个潜在离河抽水蓄能站点）
具体到中国，潜在离河抽水蓄能站点分布良好，大部分位于贵州、四川、广西、福建、甘肃、内蒙古和新疆的南部。这一分布特点其实与中国规划的十四五九大新能源基地区域分布高度吻合。
2021年8月，Andrew Blakers教授在麻省理工学院应用能源研讨会上发表的《100% 可再生能源比大多数人想象的更容易、更便宜》中提到，100 %可再生能可再生能源电力系统发电成本约$3 0/MWh，平衡成本约$20/MWh（含抽水蓄能成本 、高压 、高压直流输电成本、光伏、光伏/风电溢漏成本），总计约$50/MWh。若按1美元= 6.3元人民币汇率折算，总度电成本约为0.32元/KWh。
上述研究成果，对于全球及中国抽水蓄能产业本身的发展，以及全球风电光伏等新能源的大规模发展无疑都是巨大的利好消息。
而聚焦到国内，抽水蓄能也已完全具备加速发展的诸多条件。国家能源局相关负责人在去年9月的媒体吹风会上表示，从设计、施工，到相关装备制造，我国都有足够的产业能力能够支撑起庞大的新增装机需求。
投资主体多元化
中国已具备成熟的抽水蓄能产业链条。
未来万亿级别的投资规模，必将会延伸到设备制造厂商，勘测设计、建设施工，以及投资运营企业，抽水蓄能势必将会对地方经济起到巨大的拉动作用。
国家能源局新能源司副司长任育之指出：从价格方面，国家发改委2021年初发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）已经健全了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。从政策层面，抽水蓄能也将作为实现碳达峰、碳中和目标的重要方式，获得更多的金融和财政支持。从投资主体的市场定位而言，国家也已经逐步放开，不仅仅是电网企业，更多企业也开始参与到抽水蓄能项目的建设中。
任育之副司长特别提到的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》已明确，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；无现货市场的地方，电网企业提供抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑；抽水蓄能电站容量需要在多个省级电网分摊的，由国家发改委组织协商确定分摊比例；明确抽水蓄能电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确容量分摊比例，在特定电源和电力系统之间分摊，特定电源分摊的容量电费由相关受益主体承担。
《意见》还明确提出了电网与非电网主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同、按照公平公开公正原则对电站实施调度、严格执行发改委核定的容量电价及根据《意见》形成的电量电价、按月及时结算电费等具体措施。
除了633号文，国家发改委在2022年3月17日又印发了《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知》，组织开展在运项目定价成本监审。国家决心加强抽水蓄能建设，相应的配套政策就一定会出台。
《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》的发展目标不仅在于装机量的增长，更要形成技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
众所周知，过往国内抽水蓄能的投资主体主要是国家电网和南方电网，占据90%以上的市场，属于网建网用模式。随着去年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来盈利拐点；在鼓励社会资本参与电力市场交易的政策支持下，抽水蓄能正吸引更多企业加入，产业链上的参与者也越来越多。
抽水蓄能政策“礼包”频出，包括电网在内的各路企业已在加速布局。
在推进储能建设方面，国家电网2022年计划加大优质抽水蓄能站址资源储备力度，力争核准湖北紫云山、辽宁大雅河等抽蓄项目。除了前述江西奉新、浙江泰顺两座抽蓄电站，另有两座抽蓄电站也纳入了今年开工建设的范围。此外，国家电网还将推动安徽金寨、黑龙江荒沟等5座抽蓄电站建设。
国网抽水蓄能和新能源部主任刘永奇近期撰文指出，“十二五”以来，国网公司抽水蓄能发展进入快车道，共开工装机4313万千瓦，已投运电站在保障系统安全运行和电力可靠供应、促进新能源发展等方面作用显著。“十三五”期间，国网经营区域内新能源利用率从“十二五”末的84.6%提高到97.1%，抽水蓄能发挥了至关重要的作用。
面对抽水蓄能的“风口”，刘永奇在文中特别强调：要广泛合作、互利共赢，要积极吸引社会资本参与公司拟建抽水蓄能项目股权投资，合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控。对于有意愿、有能力的社会资本，可由社会资本控股并建设管理电站，与社会各方力量建立共建共享机制。
面对新能源开发前景以及构建新型电力系统的要求，除了电网企业，中国建筑、中国铁建、中国中冶等10多家央企也加码抽水蓄能业务。此外，据统计，目前全国已有超过55家投资主体正在积极推进抽水蓄能电站相关工作，超过2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期工作，而且这些项目基本都具备在“十四五”进行开工的条件。
随着发展抽水蓄能的迫切性，相关专家预计，2022年服务新能源接入电网的电网侧抽水蓄能电站和带动新能源基地化开发的抽水蓄能电站的项目审批、核准开工规模将大幅增加。
从新能源发展规划来看，2030年我国风电、光伏等间歇性可再生能源装机容量在12亿千瓦以上。据相关预测，2060年，电力总装机容量达80亿千瓦，风电光伏装机规模将达50亿千瓦，装机占比超过60%，新能源发电量超8万亿千瓦时，电量占比超过50%，成为电量供给的主体。
基于此规模，即使仅考虑15%至20%的调节电源配比，对储能调节能力的要求也在7.5亿千瓦~10亿千瓦。
与此同时，风光作为间歇性能源，急需储能配合使用，风光行业未来有望成为储能的最大增量市场！
这一产业的发展空间与风光新能源的发展紧密关联。
新能源爆发式增长的背景下，抽水蓄能对于维护电网安全稳定运行、建设以新能源为主体的新型电力系统具有无可替代的支撑作用。
过去一年，抽水蓄能的政策“礼包”频频发出！
2021年4月，国家发改委出台抽水蓄能电价政策。紧接着，国家能源局在9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；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。
到了2022年两会，政府工作报告首次明确提出，要加强抽水蓄能电站建设；紧接着，3月22日，国家发改委、能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》明确，要加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制。
值得注意的是，上述相关规划文件中特别提到，要推进抽水蓄能电站投资主体多元化，要吸引更多的社会资本参与到未来产业建设。这意味着，从投资主体的市场定位而言，国家正加速放开，这无疑将有力调动和激发市场对抽水蓄能电站的投资热情和信心。
国家意志明确，地方发展意愿强烈，企业投资热情高涨，抽水蓄能的万亿市场空间已在加速打开。
行业权威专家撰文预测：未来二十年，抽水蓄能将大行于天下！
“3060”的必选题
抽水蓄能的大发展缘何成为“必选题”？
从产业功能及定位分析，抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用等多种功能，是目前最成熟、最可靠、最安全、最具大规模开发潜力的储能技术，其对于维护电网安全稳定运行、建设以新能源为主体的新型电力系统具有重要支撑作用。
“相较于其他储能方式，抽水蓄能仍是最便宜的一种手段。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强分析，“双碳”引领下，发展抽水蓄能极其必要，一是电网系统调峰的需要，二是开发可再生资源风光电的需要。
从新能源发展规划看，2030年我国风电、光伏等间歇性能源电力装机容量至少在12亿千瓦以上。到2035年，我国电力系统最大峰谷差预计将超过10亿千瓦，新能源占比的大幅提升迫切需要灵活调节电源来保持电网的安全稳定运行，加快抽水蓄能电站建设是构建以新能源为主体的新型电力系统的内在需要。
中国电建集团总工程师周建平分析，从储能技术原理、全生命期经济性、环保和安全等方面进行综合比较，“水储能”在未来相当时期内都是新能源配套和新型电力系统的最佳储能方式。
国家层面的重视已有充分体现。通常，抽水蓄能的相关规划都是和常规水电合并发布，但国家能源局在去年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》：
第一次将抽水蓄能作为一个独立、完整产业发布全国性的发展规划，从产业资源、产业能力、产业目标和产业管理等方面进行了系统分析和阐述。
第一次提出抽水蓄能项目储备库的概念，为抽水蓄能电站加快建设提供了保障。
第一次将中小微抽水蓄能和常规水电项目融合改造纳入国家级规划，为抽水蓄能产业的全面和创新发展创造了条件。
第一次重点明确，要推进抽水蓄能电站投资主体多元化，鼓励社会资本参与抽水蓄能产业的发展建设。
特别值得注意的是，这份备受行业注目的《规划》更加强调了抽水蓄能的多元化灵活性布局。
《规划》明确：抽水蓄能电站重点布局在新能源快速发展和电力系统调峰需求大的区域（新能源大基地）；在核电和新能源基地化发展的区域，重点布局一批大型抽水蓄能电站，形成互补共赢、打捆开发的新模式；在负荷中心和大规模受电区域，布局抽水蓄能电站以服务电力系统需要。
这样的统筹布局显然与国家层面此前九大新能源基地的规划紧密关联。
2021年年3月12日，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》提出，十四五”期间我国将建设松辽、冀北、金沙江上游、金沙江下游、雅砻江等九大清洁能源基地，以及广东、福建、 浙江、江苏、山东等海上风电基地。
从规划的具体内容来看，可以确定，其一，大基地的开发规模都颇为庞大；其二，储能在这些基地中将扮演不可或缺的角色。而进一步具体来看，作为最为成熟的储能形式，抽水蓄能在大基地建设中必然大显身手。
结合上述《规划》，抽水蓄能电站与风电、光伏等新能源打捆开发的新模式将很大程度解决出力不稳、消纳困难等困扰新能源发展的难题，推动有条件的地区实施大规模清洁能源基地建设，带动当地绿色能源及GDP的发展。
根据国家能源局数据，截至2020年年底，我国抽水蓄能在运装机3179万千瓦、在建装机5063万千瓦，是全球抽水蓄能在运、在建规模最大的国家。
但从另一个对比维度，目前我国抽水蓄能占电源总装机比重仍然偏低。截至2020年年底，抽水蓄能装机仅占电源总装机的1.8%，研究机构预计2030年将至少达到3%左右。
简言之，抽水蓄能目前的发展，相对新能源快速发展趋势仍显滞后，与国外先进水平相比有较大差距，未来仍需要加快发展。
抽水蓄能到底有多重要？有行业权威专家撰文算了一笔账：按照能源消费总量60亿吨标煤算，若采用完全的电气化替代，大概需要20万亿度电。这20万亿度电如果不依靠煤电，全部采用非化石能源发电，将是什么样的组成呢？
一是由水电解决10%。二是由核电解决10%。三是由光伏风电解决剩下的80%。2021年，风、光装机都超过了3亿千瓦，发电量合计大数1万亿度电。为了实现16万亿度电的目标，风、光的装机还需要增加15倍。
考虑非电利用的部分，以及地热、生物质等其他的新能源，保守估计，未来风、光等新能源的发展规模在60亿千瓦——80亿千瓦之间。
“我们把发展风、光作为目的，所以我们把可以支持风、光发展的抽水蓄能、化学储能作为我们的手段”，抽水蓄能是目前可以看到的最成熟、最经济、最可靠的大规模储能设施，“为了支持风、光的大规模发展，抽水蓄能即使装机达到10亿千瓦也还嫌不够。制约抽水蓄能电站发展的不是意志、不是决心，而是抽水蓄能到底能有装多少的规模的条件。”
水电水利规划设计总院抽水蓄能分会判断，抽水蓄能将在未来的中国能源发展与变革中发挥三大作用：
一是在胡焕庸线以东，主要为电网服务，提升电力系统灵活性和对新能源的消纳能力。
二是在胡焕庸线以西，主要为大基地服务，作为基础电源，支持新能源大规模、高质量发展。支持新能源实现“找得到、干得了、送得出”的目标。
三是在配电网因地制宜加快建设中小抽水蓄能电站，和化学储能一道，支持分布式新能源的快速发展。
开启2万亿市场
强大的政策预期下，国家电网已有新的大动作。
2022年3月17日，国家电网对外宣布，浙江泰顺抽水蓄能电站和江西奉新抽水蓄能电站正式开工。
前者位于浙江省温州市泰顺县境内，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦的机组，将以2回500千伏出线接入浙江电网。
江西奉新抽水蓄能电站则位于江西省宜春市奉新县，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦的机组，将以2回500千伏出线接入江西电网。
据国网介绍，两座抽水蓄能电站建成后，有望对保障当地电力供应、推进能源转型起到重要的作用，同时拉动地方GDP超300亿元。
这仅仅是个新的开始！此前，国家电网公司董事长辛保安在《人民日报》撰文称，国家电网将大力加强技术成熟的抽水蓄能电站建设，积极支持新型储能规模化应用，力争到2030年公司经营区抽蓄电站装机由目前2630万千瓦提高到1亿千瓦，意味着未来数年国网带动的抽水蓄能投资和建设将呈翻倍式增长。
抽水蓄能到底有多大的发展空间？据水电水利规划设计总院的测算，截至2021年，中国抽水蓄能已建装机规模3639万千瓦。按照3——4亿千瓦的发展目标，大约还要建设3.5亿千瓦。目前来看，抽水蓄能电站的单位千瓦投资在6000元/千瓦左右，简单算一下：3.5亿千瓦乘以6000元/千瓦，就是2.1万亿。
综合而言，无论是对标国际还是立足国内，在风电光伏大发展的背景下，我国抽水蓄能发展都具有广阔的市场空间和强劲的发展动力。
对标国际，欧美等国建设了大量抽水蓄能电站和燃气电站，其中美国、德国、法国、日本、意大利等国家发展较快，抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例均超过10%。而我国抽水蓄能和燃气电站占比仅为6%左右，其中抽水蓄能占比仅1.8%。考虑到中国天然气资源相对匮乏，天然气消费对外依存度较高，燃气电站发展空间受限，与发达国家相比抽水蓄能仍有较大发展空间。下图为全球及中国抽水蓄能装机规模变化：
聚焦国内，《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》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）。丰富的站址资源、广泛的地域分布为产业发展奠定了基础。
值得注意的是，全球相关权威机构亦在积极跟进抽水蓄能发展逻辑与潜力研究。
笔者特别注意到，澳大利亚国立大学研究团队在一份名为《抽水蓄能助力实现100%可再生能源电力系统》的研究报告中指出：随着光伏、风电成本的快速降低，如今光伏和风电新增装机已占全球新增装机的3/4，未来这一占比还将继续扩大。而以风能、太阳能为核心，配合抽水蓄能、特高压、电网需求管理，就可以以适当的成本支撑起占比高达100%的可再生的电力系统。
自2010年起，在 Andrew Blakers 教授的带领下，澳大利亚国立大学的可再生能源研究团队聚焦可再生能源的发展和应用，并发表了 20 余篇研究成果。
根据该团队 2019 年研究模型假设，如果未来要实现100%可再生能源电力系统，光伏和风电的发电量占比将达到 90%，水电和生物质等将达到10% ，意味着风能和光伏装机量需要在2019年的基础上翻3倍，为平衡电网需要部署大量的储能设施，其中抽水蓄能成为首选。
到目前为止，抽水蓄能是一种现成的大容量储能解决方案，它代表了全球约 97%的储能功率（160GW ）和99%已储能容量 。不过，全球过往的经验及现实的一大挑战在于：大多数现有的抽水蓄能都与河流上的水电项目有关，往往新建时会遇到强烈的社会和环境反对。
由是，Andrew Blakers 教授的团队在《抽水蓄能助力实现100%可再生能源电力系统》的研究报告中指出：抽水蓄能系统可以是闭环，并且远离河流的。由于地球大部分陆表面不与河流相邻，基于河水的抽水蓄能项目相比，离河抽水蓄能的潜在站点数量要多得多。
离河抽水蓄能项目通常包括一对人工水库（每个面积为几平方公里），彼此靠近（相隔几公里），但海拔不同200 -1200 米的高度差），通过管道或隧相连接。在晴天（光伏 ）/刮风（风电 ）的日子里，下层水库中的通过涡轮机被抽到山上的上层水库来回收能量。
在考虑泵送、发电摩擦和其他损失后，往返效率通常为 80% 。水在两个库之间无限期地循环，偶尔通过雨水、人工 等方式来以弥补蒸发。同时，相比河基抽水蓄能 ，防洪设施几乎零成本 。
通过使用地理信息系统（ GIS ），Andrew Blakers 教授的团队在全球发现了约61.6万个潜在可行的离河抽水蓄能站点（含现有水库） ，储能容量约为2300万GWh。其中，东 亚拥有12.4万个潜在站点，储能容量约为400万GWh。
（全球发现了约61.6万个潜在离河抽水蓄能站点）
具体到中国，潜在离河抽水蓄能站点分布良好，大部分位于贵州、四川、广西、福建、甘肃、内蒙古和新疆的南部。这一分布特点其实与中国规划的十四五九大新能源基地区域分布高度吻合。
2021年8月，Andrew Blakers教授在麻省理工学院应用能源研讨会上发表的《100% 可再生能源比大多数人想象的更容易、更便宜》中提到，100 %可再生能可再生能源电力系统发电成本约$3 0/MWh，平衡成本约$20/MWh（含抽水蓄能成本 、高压 、高压直流输电成本、光伏、光伏/风电溢漏成本），总计约$50/MWh。若按1美元= 6.3元人民币汇率折算，总度电成本约为0.32元/KWh。
上述研究成果，对于全球及中国抽水蓄能产业本身的发展，以及全球风电光伏等新能源的大规模发展无疑都是巨大的利好消息。
而聚焦到国内，抽水蓄能也已完全具备加速发展的诸多条件。国家能源局相关负责人在去年9月的媒体吹风会上表示，从设计、施工，到相关装备制造，我国都有足够的产业能力能够支撑起庞大的新增装机需求。
投资主体多元化
中国已具备成熟的抽水蓄能产业链条。
未来万亿级别的投资规模，必将会延伸到设备制造厂商，勘测设计、建设施工，以及投资运营企业，抽水蓄能势必将会对地方经济起到巨大的拉动作用。
国家能源局新能源司副司长任育之指出：从价格方面，国家发改委2021年初发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）已经健全了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。从政策层面，抽水蓄能也将作为实现碳达峰、碳中和目标的重要方式，获得更多的金融和财政支持。从投资主体的市场定位而言，国家也已经逐步放开，不仅仅是电网企业，更多企业也开始参与到抽水蓄能项目的建设中。
任育之副司长特别提到的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》已明确，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；无现货市场的地方，电网企业提供抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑；抽水蓄能电站容量需要在多个省级电网分摊的，由国家发改委组织协商确定分摊比例；明确抽水蓄能电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确容量分摊比例，在特定电源和电力系统之间分摊，特定电源分摊的容量电费由相关受益主体承担。
《意见》还明确提出了电网与非电网主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同、按照公平公开公正原则对电站实施调度、严格执行发改委核定的容量电价及根据《意见》形成的电量电价、按月及时结算电费等具体措施。
除了633号文，国家发改委在2022年3月17日又印发了《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知》，组织开展在运项目定价成本监审。国家决心加强抽水蓄能建设，相应的配套政策就一定会出台。
综合业内专家的观点来看，其一，以往的抽水蓄能可以说是一个不赚钱的买卖，但两部制电价的实施，有望使投资建设抽水蓄能的企业实现盈利。其二，未来的抽水蓄能依然没有超额利润，没有暴利，但从长期来看，抽水蓄能一定可以带来稳定的投资回报。
《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》的发展目标不仅在于装机量的增长，更要形成技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
众所周知，过往国内抽水蓄能的投资主体主要是国家电网和南方电网，占据90%以上的市场，属于网建网用模式。随着去年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来盈利拐点；在鼓励社会资本参与电力市场交易的政策支持下，抽水蓄能正吸引更多企业加入，产业链上的参与者也越来越多。
抽水蓄能政策“礼包”频出，包括电网在内的各路企业已在加速布局。
在推进储能建设方面，国家电网2022年计划加大优质抽水蓄能站址资源储备力度，力争核准湖北紫云山、辽宁大雅河等抽蓄项目。除了前述江西奉新、浙江泰顺两座抽蓄电站，另有两座抽蓄电站也纳入了今年开工建设的范围。此外，国家电网还将推动安徽金寨、黑龙江荒沟等5座抽蓄电站建设。
国网抽水蓄能和新能源部主任刘永奇近期撰文指出，“十二五”以来，国网公司抽水蓄能发展进入快车道，共开工装机4313万千瓦，已投运电站在保障系统安全运行和电力可靠供应、促进新能源发展等方面作用显著。“十三五”期间，国网经营区域内新能源利用率从“十二五”末的84.6%提高到97.1%，抽水蓄能发挥了至关重要的作用。
面对抽水蓄能的“风口”，刘永奇在文中特别强调：要广泛合作、互利共赢，要积极吸引社会资本参与公司拟建抽水蓄能项目股权投资，合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控。对于有意愿、有能力的社会资本，可由社会资本控股并建设管理电站，与社会各方力量建立共建共享机制。
面对新能源开发前景以及构建新型电力系统的要求，除了电网企业，中国建筑、中国铁建、中国中冶等10多家央企也加码抽水蓄能业务。此外，据统计，目前全国已有超过55家投资主体正在积极推进抽水蓄能电站相关工作，超过2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期工作，而且这些项目基本都具备在“十四五”进行开工的条件。
随着发展抽水蓄能的迫切性，相关专家预计，2022年服务新能源接入电网的电网侧抽水蓄能电站和带动新能源基地化开发的抽水蓄能电站的项目审批、核准开工规模将大幅增加。
从新能源发展规划来看，2030年我国风电、光伏等间歇性可再生能源装机容量在12亿千瓦以上。据相关预测，2060年，电力总装机容量达80亿千瓦，风电光伏装机规模将达50亿千瓦，装机占比超过60%，新能源发电量超8万亿千瓦时，电量占比超过50%，成为电量供给的主体。
基于此规模，即使仅考虑15%至20%的调节电源配比，对储能调节能力的要求也在7.5亿千瓦~10亿千瓦。
与此同时，风光作为间歇性能源，急需储能配合使用，风光行业未来有望成为储能的最大增量市场！
