双碳战略显著提升电力在我国能源结构中的地位，新能源将成为主力电源。储能能够实现用电负荷的削峰填谷，提高发电的稳定性。

抽水蓄能是储能主力军，具备寿命、规模、效率高、技术成熟等多维度优势，尤其是度电成本优势显著。

一、抽水蓄能：最广泛的储能技术

抽水蓄能从20世纪中期开始被大量运用，是最早被使用的大容量储能技术，现已成为世界范围内应用最广泛的储能技术。从全球来看，抽水蓄能占储能总规模的94%；从国内来看，抽水储能占储能总规模的89.3%。

抽水蓄能的工作原理是利用水作为储能介质，实现电能的储存和释放，其底层技术是通过电能与水的势能相互转化。具体来看，在抽水蓄能电站运行过程中，当用电量少时，通过电网中多余的电将水抽到水库中储存，把电能转化成水的势能；当用电量大时，再将储存的水放出，水流推动水轮机发电，把水的势能转化成电能。

目前来看，抽水蓄能有两种类型，一是纯抽水蓄能，二是混合型抽水蓄能。前者仅用于储能，在国内使用也最多；后者既可以储能，又能当作常规的水电站使用。

抽水蓄能应用最广泛有多种原因，首先是技术成熟，上世纪六十年代就已经实现商业化；其次是成本较低，虽然初始建造费用高，但抽水蓄能电站使用寿命较长，至少在50年以上，成本摊薄后费用仍然较低，平均单位装机投资金额为6136元/千瓦；再次是开发资源丰富，抽水蓄能电站不仅能沿河而建，也能离河抽水蓄能，增加可开发资源和降低成本；最后是安全性高，不像电化学储能容易发生事故，抽水蓄能利用水作为储能介质，安全性极高。

此外，抽水蓄能还具有储能周期长、安全运营周期长，以及稳定性好等诸多优势。这让抽水蓄能成为目前使用率最高的储能方式，根据公开数据，算上现有水库，目前全球约有61.6万个站点。

基于抽水蓄能的优势和现实储能市场需求，抽水储能迎来行业发展机遇。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）》，文件指出，到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”要翻一番，达到1.2亿千瓦左右。粗略计算，未来10年时间有望迎来近3倍的增长。

二、抽水蓄能目前成本最低

抽水蓄能将多余的电能以势能的方式存储，为目前成本最低的储能方式：

抽水储能是物理储能的一种；抽水蓄能电站主要包括上水库、下水库和输水发电系统；在用电负荷较低时，电站利用过剩的电力驱动水泵，将水从位置较低的下水库抽蓄到上水库，将电能转化为势能；在负荷高峰时，利用反向水流发电。

抽水蓄能综合利用效率在70%到85%之间，占我国当前储能总量的90%左右。

储能电站全生命周期成本可以分为安装成本和运行成本：

安装成本：主要包括储能系统成本、功率转换成本和土建成本。土建成本包括储能电站的设计、施工和改建成本，其金额与储能系统成本比值约为3%-10%。抽水蓄能土建成本包含在系统成本中，在整个系统成本中占比约为50%。

运行成本：主要包括运维成本、回收残值和其他附加成本，如检测费、入网费等。抽水蓄能涉及不同级别的维修保养，平均每年运维费用为7-8万元/MW。

三、毛利在行业属于偏高水平

抽水蓄能具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。在碳达峰碳中和目标下，相关部门已明确要求加快抽水蓄能电站核准建设，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。到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”将翻一番，达到6200万千瓦以上，2030年投产总规模预计达1.2亿千瓦左右。

为充分借助资本市场力量，大力开拓抽水蓄能业务。今年9月28日，南方电网旗下上市公司文山电力与南网调峰调频公司完成置换重组，并更名为南网储能，成为国内首个主营抽水蓄能业务的上市公司。

目前，南网储能已建成投产7座抽水蓄能电站，装机容量1028万千瓦，约占全国抽水蓄能总装机容量1/4。另外，正建设4座抽水蓄能电站，并同步推进10余座抽水蓄能站点的前期开发工作。

“南网储能的毛利率在行业属于偏高水平。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示，南网储能刚进行资产置换及会计准则调整，目前的经营业绩还不能真正反映抽水储能实际经营情况。

“水电属于高毛利的发电业务，其建设成本高，运营成本相对较低。水资源本身没有成本，日常只有人员工资、设备维修、贷款利息等支出。而南网储能投产的抽水蓄能电站建设时间较早，地质条件好，工程造价低，系统效率高。”抽水蓄能从业者杨耀廷指出，随着抽水蓄能建设提速，良好的财务状况更容易获得投融资。

四、尚不具备电力现货市场主体资格

受初始投资高、建设周期长、成本疏导难等因素影响，此前抽水蓄能建设一直较为缓慢。过去10年，我国抽水蓄能规划装机目标曾数次下调，仍未能完成任务。直至去年5月，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电价疏导，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。新政健全了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，极大地提振了行业信心。

参与电力市场是储能实现商品化、市场化，增加盈利能力的重要路径。南网储能总会计师唐忠良坦言，根据现行的市场规则，抽水蓄能尚不具备参与电力现货市场的主体资格。国家层面已明确同为电网调节资源的新型储能具有独立市场主体地位，推动新型储能参与各类电力市场。而技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的抽水蓄能为何落了后？

“我国电力现货市场还处于试运行状态，加上全国抽水蓄能运维监察及核价工作没有结束，全面对接市场化的时机还不成熟。未来要进入电力现货市场，还需要进一步腾挪政策空间。”刘勇称。

事实上，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》早已明确，强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。今年8月，青海省发改委公开征求《青海省抽水蓄能项目管理办法（试行）》的意见，明确推动抽水蓄能电站作为独立主体参与电力市场交易，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。同时，应积极采用市场化方式合理疏导抽水蓄能成本，避免公用系统成本上升。

杨耀廷认为，当新能源发电装机容量达到15亿千瓦规模以上的时候，抽水蓄能装机规模也必然将增加到4亿千瓦以上。届时，抽水蓄能一定能全面参与电力现货市场。

文章来源： ​出新研究，中国能源报，中国国际石油化工大会