2021年以來，各個主體、各路資本爭相跑步進場，抽水蓄能開始密集上馬。
就在9月，總裝機容量240萬千瓦，華東地區(qū)在建最大抽水蓄能電站——浙江建德抽水蓄能電站開工。3個月前，距此170公里外的湖州市安吉縣，總裝機容量210萬千瓦的長龍山抽水蓄能電站全部6臺機組剛投產(chǎn)發(fā)電。
華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）注意到，浙江省已投入運營抽水蓄能電站共5座，在建項目7個，還有20多個項目處于規(guī)劃、選址和待建階段。浙江的抽水蓄能建設熱潮，也僅僅是我國抽水蓄能如火如荼建設的一個縮影。
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實際上，過去三十年間，抽水蓄能的發(fā)展并不順遂，一直在坐“冷板凳”。
早在上世紀90年代，我國就提出了到2020年建成抽水蓄能1億千瓦的規(guī)劃目標。但結(jié)果是，進入新世紀以來，無論是“十二五”規(guī)劃的3000萬千瓦裝機目標，還是“十三五”規(guī)劃的4000萬千瓦裝機目標，最終都沒有實現(xiàn)。
如今，乘著“雙碳目標”和“新型電力系統(tǒng)建設”的東風，抽水蓄能熱的不得了。但“熱風須防冷雨”，抽水蓄能需要解決好幾大制約性難題，避免一窩蜂上馬后留下“一地雞毛”。
抽水蓄能在步入“十四五”后大爆發(fā)，與新能源的放量增長息息相關。
按照2030年碳達峰的目標，我國風光新能源裝機將達到12億千瓦，而要實現(xiàn)碳中和，風光新能源裝機規(guī)模需要達到50億千瓦。據(jù)此測算，2030年以前，風光裝機年均增長約1.2億千瓦；2030年到2040年，年均新增裝機1.3億千瓦；2040年到2060年，大概每年新增裝機0.9億千瓦。
但是新能源有其與生俱來的尷尬——極熱無風、晚峰無光，尖峰負荷時難出力。新能源上網(wǎng)越多，給電網(wǎng)帶來的峰谷波動沖擊就越大，供電安全風險就越大。
國家電投集團此前測算，預計2030年我國新能源裝機將超過10億千瓦，每年將有超過30天新能源出力低于容量的10%，可靠性容量僅有1億千瓦。在這30天里，如何保障電力系統(tǒng)安全將是大問題。
另一方面，在用電側(cè)，隨著全社會用電量飛漲，用電呈現(xiàn)出“日內(nèi)雙峰、冬夏雙峰”的特征，即在每天10時、18時前后，以及一年中最冷、最熱的時段，都會出現(xiàn)尖峰負荷。
2018年至2021年的四年間，中國夏季晚高峰最大負荷分別為9.93億千瓦、10.53億千瓦、10.77億千瓦、11.91億千瓦。2022年，全國超20個省級電網(wǎng)用電負荷創(chuàng)新高，高峰時段全國最高負荷同比增長6.4%，其中四川、浙江等地部分地區(qū)用電量同比增長甚至超過40%。如何確保這高漲的、持續(xù)期較長的尖峰負荷需求？解決不好，就會出現(xiàn)電荒！
解決上述兩大問題，就需要配備“大型充電寶”——容量夠大，供電時間夠長，且成本夠低。在現(xiàn)有的技術水平下，電化學儲能是難以滿足要求的，抽水蓄能是唯一的選擇。
隨著風電光伏等新能源開始放量發(fā)展，抽水蓄能加快配套建設變得非常緊迫了。
截至2021年，我國抽水蓄能電站建成投產(chǎn)規(guī)模僅3639萬千瓦。華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）注意到，當年8月，國家能源局印發(fā)《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021—2035年）》（下稱《規(guī)劃》）提出，“十四五”期間，要在此基礎上，核準開工1.6億千瓦，到2025年，投產(chǎn)總規(guī)模6200萬千瓦以上，較“十三五”末期翻一番。
《規(guī)劃》還提出，“十五五”期間，新增核準開工8000萬千瓦，到2030年，投產(chǎn)總規(guī)模達1.2億千瓦，再翻一番。
這也就意味著，未來10年，抽水蓄能市場新增投資將超萬億元。毫無疑問，抽水蓄能產(chǎn)業(yè)將成為各電網(wǎng)電源企業(yè)、電建類企業(yè)、勘測設計企業(yè)、裝備制造企業(yè)乃至地方政府競相追逐的一條新熱門賽道。
在抽水蓄能成為風口后，產(chǎn)業(yè)投資熱情被瞬間引爆。
率先搶跑的兩大電網(wǎng)企業(yè)，成為了抽水蓄能電站建設的投資主體。目前，國內(nèi)已建成的3639萬千瓦抽水蓄能電站，超過90%是由國網(wǎng)公司和南網(wǎng)公司獨資、控股或參股建設。
不僅如此，國家電網(wǎng)還計劃投資1000億元，力爭在“十四五”期間新增開工2000萬千瓦抽水蓄能電站。南方電網(wǎng)在抽水蓄能建設方面的氣魄更大，還專門為此進行資產(chǎn)重組組建上市公司。
華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）注意到，9月28日，南網(wǎng)儲能（SH：600995）正式登陸上交所，這是全市場首個主營抽水蓄能業(yè)務的上市公司。南網(wǎng)儲能計劃“十四五”“十五五”“十六五”分別新增投產(chǎn)抽水蓄能600萬千瓦、1500萬千瓦、1500萬千瓦，新增投產(chǎn)電網(wǎng)側(cè)獨立儲能200萬千瓦、300萬千瓦、500萬千瓦，以滿足3億千瓦新能源的接入與消納，預計到2030年總投資約2000億元。
在政策鼓勵多元化投資、市場化開發(fā)下，地方政府也空前熱情高漲。由于抽水蓄能項目大多建設在山區(qū)，其所在區(qū)縣大多經(jīng)濟欠發(fā)達，幾十億甚至上百億的抽水蓄能項目對當?shù)氐慕?jīng)濟建設推動意義重大。
此外，或許正是看到了抽水蓄能的廣闊前景，一向?qū)Τ樗钅茼椖坎淮蟾忻暗拿駹I企業(yè)，也正在加緊跑步進場。
9月15日，協(xié)鑫浙江建德抽水蓄能電站籌備工程開工儀式在建德市梅城鎮(zhèn)舉行。該項目由協(xié)鑫能源科技股份有限公司投建，占地面積約161.44公頃，規(guī)劃建設6臺40萬千瓦抽水蓄能機組，總裝機容量240萬千瓦，建設周期長達七年、總投資140億元。
協(xié)鑫浙江建德抽水蓄能電站項目，是迄今為止民營企業(yè)獨資投建的第一個抽水蓄能項目。在協(xié)鑫之后，未來或?qū)⒂懈嗟拿駹I企業(yè)加入抽水蓄能投資建設大潮。
央企、地方國企、民營企業(yè)，各路資本爭先恐后跑步入場，無疑將加劇市場競爭熱度。更多投資方進入，有利于新形勢下抽水蓄能工程大規(guī)?？焖匍_發(fā)建設，也有利于促進技術進步，提升產(chǎn)業(yè)現(xiàn)代化水平。但是，隨之而來的無序競爭、惡性競爭問題也應該及早引起關注。
隨著各路資本跑步入場，抽水蓄能綻放出來火熱行情，然而，目前的開發(fā)建設規(guī)模與需求相比仍相差甚遠。當前國內(nèi)抽水蓄能、電化學儲能等靈活調(diào)節(jié)電源的裝機占比不足6%，遠低于發(fā)達國家的15%。
數(shù)據(jù)顯示，我國2010年風能和太陽能發(fā)電裝機僅有2984萬千瓦，到2022年8月，兩項新能源裝機總量達到6.9億千瓦，增長23倍之多。要跟上新能源發(fā)展的步伐，抽水蓄能需要解決哪些問題，才能盡快走上快速、健康發(fā)展的軌道？
首先，抽蓄電站投資大、建設周期長，一座100萬千瓦的抽蓄電站建設周期至少需要7-8年，協(xié)鑫開建的浙江建德抽蓄電站從規(guī)劃到落地甚至用了30年。這無形中推高了抽水蓄能項目的投資成本和批建成功的不確定性。
抽水蓄能項目開發(fā)的最大風險是容易半途而廢。例如，論證不充分、開發(fā)目標不明，導致系統(tǒng)風險。前期需求論證不充分，布局不盡合理，就可能造成電站建成不需要或無法使用。同樣，前期論證不充分，后面可能成為爛尾工程，造成投資浪費。
對此，中國電力企業(yè)聯(lián)合會副主任委員王志軒坦言，移民、環(huán)保、生態(tài)等一系列障礙，也可能阻礙抽水蓄能電站的開發(fā)。
國家能源局《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》（征求意見稿）中，22個省份的155處“十四五”抽蓄站點重點實施項目，有近四成選址或涉“三線一單”（生態(tài)保護紅線、環(huán)境質(zhì)量底線、資源利用上線和生態(tài)環(huán)境準入清單）中的“優(yōu)先保護單元”區(qū)域，與規(guī)劃中的“生態(tài)優(yōu)先”原則不符。
其次，抽水蓄能電價機制有待進一步理順。
2021年5月7日，國家發(fā)改委下發(fā)《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策。電量電價部分，按用電量收取電費，發(fā)多少度電收取多少電費，不發(fā)電不收取電費；容量電價部分，按用電容量計算的電費，按照資本金內(nèi)部收益率6.5%的收益核價，即使不發(fā)電也可獲得為系統(tǒng)做備用、調(diào)頻等的費用。
按理來說，6.5%的收益率已經(jīng)是相當不錯了?？蓡栴}在于，和新能源項目“全電量并網(wǎng)收購”相比，抽水蓄能卻沒有這樣的保障。
這意味著，如果是電網(wǎng)企業(yè)運營的抽水蓄能電站，電網(wǎng)一定會優(yōu)先調(diào)度，確保能發(fā)則發(fā)。但如果是非電網(wǎng)投資運營的抽水蓄能電站，可能沒有保障了，能否發(fā)電上網(wǎng)就存在很大的不確定性。
第三，抽水蓄能市場化運行的成本分攤機制還未建立。
以一般500千伏并網(wǎng)的抽水蓄能電站為例，最佳傳輸距離在500公里范圍內(nèi)，華東地區(qū)如江蘇、上海的抽水蓄能資源不足，因而浙江和安徽建設的抽水蓄能電站，還將承擔起華東電網(wǎng)江蘇、上海兩地的調(diào)峰、填谷和儲能等重任。
但目前這一市場化的成本分攤機制并沒有完全建立，接下去需要長三角省市間研究和制定，采用“誰受益、誰分攤”，細化、明確并落定抽水蓄能容量省市間的分攤比例，特別是對在建和規(guī)劃電站提早制定容量分配方案和成本分攤方案。
抽水蓄能大發(fā)展，除了要破除上述“堵點”之外，同樣也離不開良好的產(chǎn)業(yè)鏈配套。
比如，國內(nèi)抽水蓄能機組生產(chǎn)，目前主要生產(chǎn)商是哈爾濱電氣（HK：01133）和東方電氣（SH：600875），兩家公司目前的產(chǎn)能上限約為40臺/年，也即一年1000萬千瓦左右。以這樣的產(chǎn)能配套，想要在2030年支撐1.2億千瓦的裝機，無疑是很困難的。
當然，產(chǎn)能限制并不僅是設備一項。前期可研、項目設計、工程施工等都需要加快發(fā)展，跟上節(jié)奏。
當前，抽水蓄能正站在新的戰(zhàn)略起點上，未來，在其新的征途中，需要打破各種桎枯，避免穿新鞋、走老路。唯其如此，抽水蓄能才能站到有序、快速、健康發(fā)展的軌道上來。
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