文|华夏能源网

2021年以来，各个主体、各路资本争相跑步进场，抽水蓄能开始密集上马。

就在9月，总装机容量240万千瓦，华东地区在建最大抽水蓄能电站——浙江建德抽水蓄能电站开工。3个月前，距此170公里外的湖州市安吉县，总装机容量210万千瓦的长龙山抽水蓄能电站全部6台机组刚投产发电。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，浙江省已投入运营抽水蓄能电站共5座，在建项目7个，还有20多个项目处于规划、选址和待建阶段。浙江的抽水蓄能建设热潮，也仅仅是我国抽水蓄能如火如荼建设的一个缩影。

实际上，过去三十年间，抽水蓄能的发展并不顺遂，一直在坐“冷板凳”。

早在上世纪90年代，我国就提出了到2020年建成抽水蓄能1亿千瓦的规划目标。但结果是，进入新世纪以来，无论是“十二五”规划的3000万千瓦装机目标，还是“十三五”规划的4000万千瓦装机目标，最终都没有实现。

如今，乘着“双碳目标”和“新型电力系统建设”的东风，抽水蓄能热的不得了。但“热风须防冷雨”，抽水蓄能需要解决好几大制约性难题，避免一窝蜂上马后留下“一地鸡毛”。

万亿抽蓄“黄金赛道”

抽水蓄能在步入“十四五”后大爆发，与新能源的放量增长息息相关。

按照2030年碳达峰的目标，我国风光新能源装机将达到12亿千瓦，而要实现碳中和，风光新能源装机规模需要达到50亿千瓦。据此测算，2030年以前，风光装机年均增长约1.2亿千瓦；2030年到2040年，年均新增装机1.3亿千瓦；2040年到2060年，大概每年新增装机0.9亿千瓦。

但是新能源有其与生俱来的尴尬——极热无风、晚峰无光，尖峰负荷时难出力。新能源上网越多，给电网带来的峰谷波动冲击就越大，供电安全风险就越大。

国家电投集团此前测算，预计2030年我国新能源装机将超过10亿千瓦，每年将有超过30天新能源出力低于容量的10%，可靠性容量仅有1亿千瓦。在这30天里，如何保障电力系统安全将是大问题。

另一方面，在用电侧，随着全社会用电量飞涨，用电呈现出“日内双峰、冬夏双峰”的特征，即在每天10时、18时前后，以及一年中最冷、最热的时段，都会出现尖峰负荷。

2018年至2021年的四年间，中国夏季晚高峰最大负荷分别为9.93亿千瓦、10.53亿千瓦、10.77亿千瓦、11.91亿千瓦。2022年，全国超20个省级电网用电负荷创新高，高峰时段全国最高负荷同比增长6.4%，其中四川、浙江等地部分地区用电量同比增长甚至超过40%。如何确保这高涨的、持续期较长的尖峰负荷需求？解决不好，就会出现电荒！

解决上述两大问题，就需要配备“大型充电宝”——容量够大，供电时间够长，且成本够低。在现有的技术水平下，电化学储能是难以满足要求的，抽水蓄能是唯一的选择。

随着风电光伏等新能源开始放量发展，抽水蓄能加快配套建设变得非常紧迫了。

截至2021年，我国抽水蓄能电站建成投产规模仅3639万千瓦。华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，当年8月，国家能源局印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》（下称《规划》）提出，“十四五”期间，要在此基础上，核准开工1.6亿千瓦，到2025年，投产总规模6200万千瓦以上，较“十三五”末期翻一番。

《规划》还提出，“十五五”期间，新增核准开工8000万千瓦，到2030年，投产总规模达1.2亿千瓦，再翻一番。

这也就意味着，未来10年，抽水蓄能市场新增投资将超万亿元。毫无疑问，抽水蓄能产业将成为各电网电源企业、电建类企业、勘测设计企业、装备制造企业乃至地方政府竞相追逐的一条新热门赛道。

投资开闸民资起跑

在抽水蓄能成为风口后，产业投资热情被瞬间引爆。

率先抢跑的两大电网企业，成为了抽水蓄能电站建设的投资主体。目前，国内已建成的3639万千瓦抽水蓄能电站，超过90%是由国网公司和南网公司独资、控股或参股建设。

不仅如此，国家电网还计划投资1000亿元，力争在“十四五”期间新增开工2000万千瓦抽水蓄能电站。南方电网在抽水蓄能建设方面的气魄更大，还专门为此进行资产重组组建上市公司。

华夏能源网（公众号hxny3060）注意到，9月28日，南网储能（SH：600995）正式登陆上交所，这是全市场首个主营抽水蓄能业务的上市公司。南网储能计划“十四五”“十五五”“十六五”分别新增投产抽水蓄能600万千瓦、1500万千瓦、1500万千瓦，新增投产电网侧独立储能200万千瓦、300万千瓦、500万千瓦，以满足3亿千瓦新能源的接入与消纳，预计到2030年总投资约2000亿元。

在政策鼓励多元化投资、市场化开发下，地方政府也空前热情高涨。由于抽水蓄能项目大多建设在山区，其所在区县大多经济欠发达，几十亿甚至上百亿的抽水蓄能项目对当地的经济建设推动意义重大。

此外，或许正是看到了抽水蓄能的广阔前景，一向对抽水蓄能项目不大感冒的民营企业，也正在加紧跑步进场。

9月15日，协鑫浙江建德抽水蓄能电站筹备工程开工仪式在建德市梅城镇举行。该项目由协鑫能源科技股份有限公司投建，占地面积约161.44公顷，规划建设6台40万千瓦抽水蓄能机组，总装机容量240万千瓦，建设周期长达七年、总投资140亿元。

协鑫浙江建德抽水蓄能电站项目，是迄今为止民营企业独资投建的第一个抽水蓄能项目。在协鑫之后，未来或将有更多的民营企业加入抽水蓄能投资建设大潮。

央企、地方国企、民营企业，各路资本争先恐后跑步入场，无疑将加剧市场竞争热度。更多投资方进入，有利于新形势下抽水蓄能工程大规模快速开发建设，也有利于促进技术进步，提升产业现代化水平。但是，随之而来的无序竞争、恶性竞争问题也应该及早引起关注。

堵点尚存

随着各路资本跑步入场，抽水蓄能绽放出来火热行情，然而，目前的开发建设规模与需求相比仍相差甚远。当前国内抽水蓄能、电化学储能等灵活调节电源的装机占比不足6%，远低于发达国家的15%。

数据显示，我国2010年风能和太阳能发电装机仅有2984万千瓦，到2022年8月，两项新能源装机总量达到6.9亿千瓦，增长23倍之多。要跟上新能源发展的步伐，抽水蓄能需要解决哪些问题，才能尽快走上快速、健康发展的轨道？

首先，抽蓄电站投资大、建设周期长，一座100万千瓦的抽蓄电站建设周期至少需要7-8年，协鑫开建的浙江建德抽蓄电站从规划到落地甚至用了30年。这无形中推高了抽水蓄能项目的投资成本和批建成功的不确定性。

抽水蓄能项目开发的最大风险是容易半途而废。例如，论证不充分、开发目标不明，导致系统风险。前期需求论证不充分，布局不尽合理，就可能造成电站建成不需要或无法使用。同样，前期论证不充分，后面可能成为烂尾工程，造成投资浪费。

对此，中国电力企业联合会副主任委员王志轩坦言，移民、环保、生态等一系列障碍，也可能阻碍抽水蓄能电站的开发。

国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿）中，22个省份的155处“十四五”抽蓄站点重点实施项目，有近四成选址或涉“三线一单”（生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单）中的“优先保护单元”区域，与规划中的“生态优先”原则不符。

其次，抽水蓄能电价机制有待进一步理顺。

2021年5月7日，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。电量电价部分，按用电量收取电费，发多少度电收取多少电费，不发电不收取电费；容量电价部分，按用电容量计算的电费，按照资本金内部收益率6.5%的收益核价，即使不发电也可获得为系统做备用、调频等的费用。

按理来说，6.5%的收益率已经是相当不错了。可问题在于，和新能源项目“全电量并网收购”相比，抽水蓄能却没有这样的保障。

这意味着，如果是电网企业运营的抽水蓄能电站，电网一定会优先调度，确保能发则发。但如果是非电网投资运营的抽水蓄能电站，可能没有保障了，能否发电上网就存在很大的不确定性。

第三，抽水蓄能市场化运行的成本分摊机制还未建立。

以一般500千伏并网的抽水蓄能电站为例，最佳传输距离在500公里范围内，华东地区如江苏、上海的抽水蓄能资源不足，因而浙江和安徽建设的抽水蓄能电站，还将承担起华东电网江苏、上海两地的调峰、填谷和储能等重任。

但目前这一市场化的成本分摊机制并没有完全建立，接下去需要长三角省市间研究和制定，采用“谁受益、谁分摊”，细化、明确并落定抽水蓄能容量省市间的分摊比例，特别是对在建和规划电站提早制定容量分配方案和成本分摊方案。

抽水蓄能大发展，除了要破除上述“堵点”之外，同样也离不开良好的产业链配套。

比如，国内抽水蓄能机组生产，目前主要生产商是哈尔滨电气（HK：01133）和东方电气（SH：600875），两家公司目前的产能上限约为40台/年，也即一年1000万千瓦左右。以这样的产能配套，想要在2030年支撑1.2亿千瓦的装机，无疑是很困难的。

当然，产能限制并不仅是设备一项。前期可研、项目设计、工程施工等都需要加快发展，跟上节奏。

当前，抽水蓄能正站在新的战略起点上，未来，在其新的征途中，需要打破各种桎枯，避免穿新鞋、走老路。唯其如此，抽水蓄能才能站到有序、快速、健康发展的轨道上来。