抽水蓄能，是目前火熱的儲能賽道中技術最成熟、經(jīng)濟性最優(yōu)、最具大規(guī)模開發(fā)條件的儲能方式。

可再生能源發(fā)電具有波動性，提高了電力系統(tǒng)對儲能技術應用的需求，儲能可緩解或解決電能供需在時間和強度上不匹配的問題。

各種儲能方式中，抽水蓄能，是目前火熱的儲能賽道中技術最成熟、經(jīng)濟性最優(yōu)、最具大規(guī)模開發(fā)條件的儲能方式。

" 抽水蓄能電站是太陽能和風力發(fā)電的最佳補充。" 近日，德國知名跨國企業(yè)——福伊特水電亞太區(qū)總裁兼 CEO 龍杰文（Stephen Lewis）在 2022 世界清潔能源裝備大會上如此表示。

抽水儲能 PK 化學儲能

為緩解風光發(fā)電與用電負荷的不匹配問題，降低棄風棄光率、提高風光發(fā)電利用效率，近年來多省份在風電、光伏發(fā)電項目開發(fā)建設申報方案中要求 " 配套建設一定比例的儲能設施或提供響應的調(diào)峰能力 "。

根據(jù)中國能源研究會儲能專委會的全球儲能項目庫不完全統(tǒng)計，截至 2021 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模占比達 86.3%，占據(jù)主導地位；新型儲能累計裝機規(guī)模占比 12.5%，包括電池（鋰離子、鉛蓄、液流等）、壓縮空氣、超級電容、飛輪等。根據(jù)電化學儲能和其他儲能占比增速測算，預計 2030 年抽水蓄能占比為 64%。

另外，《每日財報》注意到，在儲能的細分賽道中，電化學儲能也是市場上關注度比較高的儲能技術。當前，以電化學儲能為代表的新型儲能正在上演新一輪投資熱潮，而動力電池企業(yè)是其中的主要玩家之一。而在抽水蓄能與新型儲能的比拼中，成本將是關鍵變量之一。

從現(xiàn)有的方案來看，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。

根據(jù)國家能源局披露抽水蓄能在建項目數(shù)據(jù)，抽蓄電站平均單位裝機投資金額為 6136 元 / 千瓦，初始投資確實較大，但抽水蓄能電站建成之后穩(wěn)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(fā)電一樣，雖然建造成本高昂，但綜合下來反倒是最經(jīng)濟的電力來源。

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(huán)壽命往往只有 5000 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(xiàn)成的較為經(jīng)濟的儲能技術。

更重要的是，抽水蓄能電站額定功率一般在 100-2000MW 之間，是目前唯一達到 GW 級且能大規(guī)模使用的儲能技術。

還有最關鍵的一點是安全性高。抽水蓄能利用水作為儲能介質(zhì)，安全性是毋庸置疑的。反觀電化學儲能卻因安全事件時常引發(fā)行業(yè)內(nèi)外高度關注。

抽水蓄能空間大增

公開數(shù)據(jù)顯示，國內(nèi)風光發(fā)電裝機量與抽水蓄能裝機量均逐年上升，2015-2021 年，純抽水蓄能累計裝機量復合增速為 7.9%、 風電累計裝機量復合增速為 16.6%、太陽能發(fā)電累計裝機量復合增速為 39.2%，純抽水蓄能發(fā)展速度遠低于風光發(fā)電發(fā)展速度；純抽水蓄能裝機量與風光發(fā)電裝機量之比從 2015 年 13.3% 下降至 2021 年 5.7%，現(xiàn)有純抽水蓄能裝機量無法滿足風光發(fā)電快速發(fā)展的需求。

根據(jù)各省市發(fā)布的風光開發(fā)建設方案，集中式風光發(fā)電配置儲能比例大多在 10%-20% 之間，配儲要求推動儲能規(guī)模擴張。假設未來風光發(fā)電配儲比例有 10%、15%、20% 三種情景，《2030 年前碳達峰行動方案》規(guī)劃 2030 年風光發(fā)電總裝機量 12 億千瓦，屆時風光配儲需求將達到 120GW、180GW、 240GW，按抽蓄占比 64% 計，預計屆時抽蓄規(guī)模將分別達到 77GW、115GW、154GW。

另一方面，電力現(xiàn)貨市場峰谷價差擴大，為抽蓄電量電價打開盈利空間。

在電力現(xiàn)貨市場中，抽蓄電站根據(jù)市場價結算抽水電價與上網(wǎng)電價，在電價低谷時抽水蓄能，在電價高峰時放水發(fā)電，利用電力市場價差實現(xiàn)抽放盈利。假設一座抽水蓄能電站裝機量為 1200MW，發(fā)電效率為 75%，測算在不同抽水電價和發(fā)電上網(wǎng)電價的情境下，該抽蓄電站電量電價的發(fā)電度電價差收益。當現(xiàn)貨市場峰谷價差超過 25% 時，抽蓄電站可實現(xiàn)正向價差套利。

抽蓄電站分享從抽水電價和上網(wǎng)電價形成收益的 20%。電力市場峰谷差價越大，抽蓄電站可利用的上網(wǎng)電價和抽水電價差值越大，度電價差收益越高，抽蓄電站可分享收益越大。

《每日財報》注意到，《規(guī)劃》已經(jīng)提出在浙江、湖北、江西、廣東等資源較好的地區(qū)，結合當?shù)仉娏Πl(fā)展和新能源發(fā)展需求，因地制宜規(guī)劃建設中小型抽水蓄能電站。

總之，隨著可再生能源的發(fā)展和頂層規(guī)劃的發(fā)布，這部分的空間也將會逐步釋放。

那這個空間具體有多大？按照申萬宏源證券測算，到 2030 年我國抽水蓄能裝機規(guī)模達到 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 4973 億元。

所以，不管從客觀現(xiàn)實需求角度出發(fā)，還是從內(nèi)生動力層面考慮，抽水儲能都是未來。

掘金產(chǎn)業(yè)鏈

抽水蓄能電站項目單體投資規(guī)模大，根據(jù)水利水電規(guī)劃設計研究總院、中國水力發(fā)電工程學會發(fā)布的《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報告 2021》，2021 年機電設備及安裝工程費用占比 26.1%，居首位，建筑工程投資占比 25.4%，兩者合計過半，其他投資內(nèi)容主要為征地費用、建設期利息等。

抽蓄電站投資主體多為電網(wǎng)企業(yè)，截至 2022 年 7 月，國網(wǎng)（含國網(wǎng)新源及國網(wǎng)地方子公司）、南網(wǎng)（南網(wǎng)雙調(diào)，資產(chǎn)重組后將整體注入文山電力）、蒙西電網(wǎng)擁有的在運抽蓄電站裝機量占我國在運抽蓄電站裝機量的 63.3%、22.9%、2.7%，電網(wǎng)企業(yè)市占率近九成；發(fā)電企業(yè)三峽集團、華電集團裝機量占比為 4.7%、2.7%；另有其他企業(yè)江蘇國信、寧波能源裝機量占比 3.6%、0.2%?！冻樗钅苤虚L期發(fā)展規(guī)劃（2021 — 2035 年）》 提出鼓勵社會資本投資建設抽水蓄能。由于抽蓄電站單體投資大、建設周期長，預計未來仍將保持電網(wǎng)主導、發(fā)電企業(yè)和其他企業(yè)參與的市場格局。

中國電建是中國及全球水利水電行業(yè)的領先者，承擔國內(nèi)大中型水電站 80% 以上的規(guī)劃設計任務、65% 以上的建設任務，占有全球 50% 以上的大中型水利水電建 設市場，是中國水利水電、風電、光伏（熱）建設技術標準與規(guī)程規(guī)范的主要編制修訂單位。

東方電氣深耕大型水輪發(fā)電機技術，水電產(chǎn)品總體水平位居國內(nèi)前列，貫流式、混流式等水電技術達到國際領先水平，2021 年公司水輪發(fā)電機銷售量為 8.1GW， 市場占有率約為 40%。

哈爾濱電氣是我國生產(chǎn)水電設備的主要廠商之一，已為國內(nèi)近 200 多座電站提供了 300 多臺機組，并為國外（美國、加拿大、日本、委內(nèi)瑞拉、泰國、菲律賓、尼泊爾、土耳其、剛果、伊朗等國家）的 26 座電站提供了近 80 臺水電機組。2021 年公司水輪發(fā)電機產(chǎn)量為 9.6GW，市場占有率約為 47%。

國電南瑞是行業(yè)內(nèi)抽水蓄能電站專業(yè)最全、技術水平國際領先的電力系統(tǒng)二次設備供應商，擁有全部自主知識產(chǎn)權的抽蓄電站工程安全監(jiān)測、計算機監(jiān)控、繼電保護、水輪機調(diào)速、電機勵磁和 SFC、機組狀態(tài)監(jiān)測等產(chǎn)品，參與了 30 多個抽蓄電站的建設。

金盤科技于 2009 年進入抽水蓄能領域，供貨了近 500 余臺套勵磁變壓器、廠用變壓器、SFC 輸入輸出變等類型產(chǎn)品，先后用于安徽績溪、福建周寧、廣州、河北 豐寧、吉林敦化、浙江仙居、呼和浩特、陽江、梅州等抽水蓄能電站。公司的抽水蓄能 SFC 特種干式變壓器，用于大型同步電機的變頻啟動，解決了合閘沖擊次 數(shù)、換流及渦流較大等問題，受到下游客戶認可。

隨著抽水蓄能迎來了越來越多的行業(yè)暖風，此前一直躲在幕后的抽水蓄能，也有望走到臺前，成為市場關注的焦點。