近年来，水电发展的步伐稳中有进、开拓的韧性有增无减。水力发电不消耗矿物能源，开发水电有利于减少温室气体排放和生态环境保护，有利于提高资源利用和经济社会的综合利益，在碳中和背景下，水电行业发展前景长期依然向好。

水电是实现碳中和的最佳电源之一

水电作为清洁能源，不产生任何碳排放或污染；作为可再生能源，只要有水，水电就用之不竭。当前，我国面临碳达峰和碳中和的重要责任，水电不仅清洁无排放，对环境友好，而且还可以参与调峰。水电是实现碳中和的最佳电源之一，展望未来，我国水电必将在推进实现“双碳”目标中继续担纲重任。

1、抽水蓄能靠什么挣钱

我国抽水蓄能电站平均耗4度电抽水才发3度电，效率仅75%。

抽水蓄能电站在电网负荷低谷时抽水，将电能转化为水的势能储存起来，负荷高峰时再放水，用水发电，就像是一个用水做成的巨型充电宝。

一抽一发过程中，难免会有损失，抽水蓄能电站平均下来，每发3度电，要消耗4度电抽水，平均效率75%左右。

那么问题来了，建造这么一座巨型“充电宝”需要多少钱？

阳江抽水蓄能电站是国内目前建设的单机容量最大、净水头最高、埋深最大的抽水蓄能电站装备有我国自主研发制造的国内首台套700米水头段40万千瓦抽水蓄能机组，规划装机容量240万千瓦。

据了解，阳江抽水蓄能电站项目总投资76.27亿元，分两期建设。设计年发电量36亿千瓦时，年抽水耗电量48亿千瓦时。

阳蓄电站不但是解决广东电网季节性高峰负荷的经济途径，也是提高核电和西电的利用效率和安全水平、发展新能源、配合核电安全稳定运行的重要手段，对确保广东电网和联网系统的稳定安全经济运行，提高电网运行的安全可靠性有着重要和积极的意义。

由于能量损耗的问题，抽水蓄能电站用电是比发电要多得多，也就是说从能量的角度上讲抽水蓄能电站是一定亏本的。

但是抽水蓄能电站的经济效益并不是说靠其发电来得到收益，而是靠它的削峰填谷的作用。

用电高峰时发电，用电低谷时抽水蓄能，这可以避免许多火电厂的启停，从而避免了火电启停过程中的巨大的经济损耗。抽蓄能电站还有着调频、调相、黑启动等其他功能。

不同地区的抽蓄电站的收费方式不同。有些采用容量租赁费用制，也有些地区实行两部制电价，除去容量租赁费用，还可以通过峰谷电价差来实现盈利。

2、2022年新开的抽水蓄能项目

开年以来，抽水蓄能项目签约、开工消息不断：1月30日，投资逾86亿元、装机120万千瓦的乌海抽水蓄能电站项目获得内蒙古自治区能源局核准批复；2月10日，总投资70亿元、120万千瓦的晓峰河抽水蓄能电站项目在武汉签约，落户湖北夷陵；2月10日，国投电力公司与山西省河津市人民政府签订了抽水蓄能电站项目投资合作协议，计划开发120万千瓦抽水蓄能项目；2月14日，总装机140万千瓦的湖北平坦原抽水蓄能电站开工仪式在湖北罗田举行……

据不完全统计，2021年至今，超过1亿千瓦抽水蓄能项目取得了重要进展。其中国家电网、南方电网超过2470万千瓦，成为抽水蓄能项目建设的主力军。

当前，抽水蓄能成为两大电网公司“十四五”时期布局的重点领域之一。在我国已投运的抽水蓄能电站中，国家电网公司下属的国网新源和南方电网公司下属的南网调峰调频公司占据主要份额。

去年9月，国家电网董事长辛保安公开表示，未来5年国家电网计划投入高达3500亿美元（约2万亿元），推进电网转型升级，到2030年中国抽水蓄能装机规模将从目前的2341万千瓦提高到1亿千瓦。

去年10月，南方电网公司董事长、党组书记孟振平在南方五省区抽水蓄能建设动员会上宣布，将加快推进抽水蓄能电站建设，未来10年建成投产2100万千瓦抽水蓄能，同时开工建设1500万千瓦“十六五”期间计划投产的抽水蓄能，总投资约2000亿元，可满足2030年南方五省区约2.5亿千瓦新能源的接入与消纳。

积极描绘宏伟蓝图的同时，两大电网公司对旗下的抽水蓄能资产进行了重组。

去年11月，国家电网公司将持有的国网新源控股有限公司51.54%股权全部无偿划转至国网新源集团有限公司，并将旗下抽水蓄能资产做了整合，未来国网新源集团公司将成为国家电网抽水蓄能业务的平台公司。

2月15日，主营水力发电的云南文山电力发布公告称，拟以资产置换及发行股份的方式购买中国南方电网有限责任公司所持有的南方电网调峰调频发电有限公司100%股权。根据此前公告，文山电力将成为南方电网抽水蓄能业务的上市公司平台。

“抽水蓄能是目前全球公认最成熟、最可靠、最清洁、最经济的储能手段，同时还可为电力系统提供必要的转动惯量、保证系统稳定运行，是以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，与现有其他调峰、储能措施相比，具有较大的综合优势。”水电总院总工程师彭才德指出。

提高电网接纳新能源能力的最优方式，显然是建设抽水蓄能或者电化学储能。不过从技术层面看，目前电网中最经济、最有效的储能方式，还是抽水蓄能。这也是当前国际社会共识。

记者了解到，目前我国抽蓄机组的设计制造已基本实现国产化，技术成熟，未来投资成本有望维持在6500元/千瓦左右。煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本虽可低至500—1500元，但每千瓦煤电灵活性改造所获得的调峰能力只有约20%。这意味着煤电灵活性改造要获得1千瓦调峰能力，其实际投资约在2500-7500元。

“中长期看抽蓄是最经济的储能技术。抽水蓄能电站是当前符合新型电力系统需要的、经济性较优的灵活电源。”有业内人士向记者强调。

随着投入逐渐增加、技术不断突破，以及项目加快落地，抽水蓄能产业将迎来跨越式发展。

就在去年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》（下称《规划》），提出到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1.2亿千瓦左右。

作为新型电力系统建设必不可少的环节，预计抽水蓄能这一细分储能品种的建设进度可能会超预期。

“十四五”期间，抽水蓄能年均新增装机量将达到约600万千瓦，“十五五”将进一步提升至1200万千瓦。从过往数据来看，抽水蓄能年均新增装机规模也仅为200万千瓦左右。按平均每千瓦0.5万元投资规模计算，“十四五”和“十五五”年均新增投资规模将分别达到200亿元和500亿元左右。

《规划》中提及的“常规水电站的抽水蓄能改造”也非常重要。由常规水电站改造的混合式抽水蓄能，往往运行成本比较低，服务新能源消纳与新型电力系统建设优势明显，应该得到重视。

来源：中国能源报，中商产业研究院，知了电力