4月2日，國家發改委、能源局再發通知，部署加快“十四五”時期抽水蓄能項目開發建設。

　　通知指出，加快發展抽水蓄能，對于加快構建新型電力系統、促進可再生能源大規模高比例發展等具有重要作用。請各省(區、市)發展改革委、能源局按照“能核盡核、能開盡開”的原則，加快推進2022年抽水蓄能項目核準工作，確保2022年底前核準一批項目，并做好與“十四五”后續年度核準工作的銜接，促進抽水蓄能又好又快大規模高質量發展。

　　在此之前10天，國家發改委、能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》提出，“十四五”末，抽水蓄能裝機容量達6200萬千瓦以上，將實現近乎翻倍增長;而到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦。

　　政府主管部門出臺的支持政策，為抽水蓄能大發展提供了原動力。在市場層面，投資熱潮已在興起，各大央企積極投入，一個萬億級的大產業正在悄然成型。

　　作為“新型電力系統”的重要組成部分，抽水蓄能是技術最為成熟的儲能方式，也是光伏、風電最重要的調峰手段。目前，抽水蓄能正迎來蓬勃發展的重大歷史機遇期，而產業諸多“短板”問題也很明顯，這需要政策持續保持力度，將抽蓄產業“扶上馬，送一程”。

　　打通新型電力系統的“關鍵鑰匙”

　　落地“碳達峰、碳中和”目標，中央提出加緊構建新型電力系統。何為新型電力系統?

　　“十四五”規劃明確了這一概念和目標：新型電力系統首先須以新能源為主體，到2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右;風電、光伏總裝機將達12億千瓦以上，較2020年底躍升126%。

　　截至2020年底，全國發電總裝機容量為22億千瓦，若以這一數字為靜態基數，到2030年風電光伏裝機量會占到全國總裝機量的一半多。

　　而放眼2060年碳中和，我國擬以“裝機總量60億至80億千瓦，風力發電、光伏發電共占比70%，穩定電源占比30%”為目標來規劃新型電力系統。即使是按照低數值的60億千瓦計算，風光裝機亦將突破40億千瓦。

　　風光前景無限，但與生俱來的的周期性和不穩定性卻是“軟肋”，風電在晚上達到峰值而光電是白天達到峰值，同時風電光伏還對氣候季節敏感，出力不穩定，負荷曲線跳躍對電網系統安全帶來沖擊。

　　一方面需要大力發展新能源，一方面風電光伏又面臨諸多問題，這倒逼儲能環節要盡快取得突破。伴隨著風電光伏滲透率的提升，電網調峰、調頻壓力也會不斷增大，儲能日益成為新型電力系統的核心支點，這其中的重中之重便是抽水蓄能。

　　抽水蓄能的原理非常簡單，在山上、山下建兩個水庫，安裝一臺既能當抽水機又能當發電機的水輪機，電多的時候就把山下面的水抽到山上，電少的時候就把山上的水放下來發電。抽水蓄能之于新型電力系統的本質，就是抽水耗電，然后再放水發電，以此來平衡電力過剩和電力緊缺的時間段。

　　相比電化學等新型儲能，抽水蓄能有容易上規模的巨大優勢。一座抽水蓄能電站，隨便幾臺機組即可實現幾百兆瓦儲能規模，上千兆瓦的也不少見(大規模的儲能非常難得)。難能可貴的是，抽水蓄能的單位成本也不高，大概在500元-1000元/千瓦時(大概只有鋰電池的四分之一到一半)，使用壽命卻可以達到40-60年(鋰電池大概只有10年不到)。

　　此外，相比新興的電化學儲能以及氫能儲能，抽水蓄能在技術路線上非常成熟，世界上第一個抽水蓄能電站1882年(清光緒八年)在瑞士就已建成，而我國也早在1968年就建成了第一座抽蓄電站。

　　目前，抽水蓄能在中國的儲能市場上擔當了“壓艙石”的角色�！秲δ墚a業研究白皮書2021》統計，2020年中國已投運儲能項目累計裝機規模35.6GW。其中，抽水蓄能占比89%，累計裝機31.79GW;新興的電化學儲能占比僅為9.2%，累計裝機為3.27GW。兩相對比，抽水蓄能的地位和價值非常明顯。

　　2020年12月啟動的新一輪抽水蓄能中長期規劃資源站點普查結果表明，地理位置、地形地質、水源條件、水庫淹沒、環境影響、工程技術條件等方面均適合的資源站點有1500余個，總裝機規�？蛇_1600GW。

　　政策暖風頻吹萬億產業啟航

　　抽水蓄能曾一度徘徊于政策尷尬之中。

　　此前，江蘇鎮江分布著八座電網側儲能電站構成的電網儲能電站群，電網企業希望通過將成本納入電網輸配電價的方式進行攤銷，但后來這一模式卻被叫停。原因是這一模式與國家降低電網輸配電價的大方向相悖，也不屬于電網企業的管制性業務。

　　2019年6月國家發改委出臺《輸配電定價成本監審辦法》，明確將抽水蓄能電站列為與輸配電業務無關的資產，排除在輸配電價成本之外，這導致增量的抽水蓄能電站成本回收、疏導困難。

　　這一局面，直到2021年5月迎來轉機。

　　2021年5月7日，國家發改委下發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確政府核定的抽水蓄能容量電費由電網企業向抽水蓄能主體支付，購買抽水蓄能服務，然后再納入省級電網輸配電價回收。同理，如果電網企業自己做抽水蓄能電站，其成本也將攤銷進電價中。新的電價機制的實施，很好地解決了抽水蓄能成本疏導問題，使得抽水蓄能迎來盈利拐點。

　　此后，2021年9月9日，國家能源局發布《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》，要求加快抽水蓄能電站核準建設。

　　具體來說，到2025年，抽水蓄能投產總規模要較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右;到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企業。

　　據不完全統計，為加快儲能產業快速發展，2022年以來，全國就已有超過20個省市出臺了63項儲能政策，其中就包括鼓勵發展抽水蓄能及新型儲能。政策利好之下，國家電網等各路央企大玩家開始行動，產業大格局開始顯現。

　　國家電網計劃投資1000億元，在“十四五”期間新增開工2000萬千瓦抽水蓄能電站，南方電網計劃投資2000億元，在“十四五”“十五五”期間上馬2000萬千瓦抽水蓄能電站。中國電建成立了10余家公司來發展抽水蓄能項目，中國建筑亦在推動抽水蓄能項目發展。

　　數據顯示，截至2020年底，抽水蓄能累計裝機3179萬千瓦。以1萬千瓦一個億的投資成本來計算，“十四五”期間市場規模從3179萬千瓦增至6200萬千瓦，所需總投資3000億元左右;“十五五”期間再翻一番達到1.2億千瓦，總投資6000億元左右。也就是說，未來十年間抽水蓄能總投資規模有望逼近萬億元。

　　另據光大證券預測，到2025年，我國儲能投資市場空間將達到0.45萬億元，2030年增長到1.30萬億元左右。

　　諸多難點仍在行業呼吁“補短板”

　　3月17日，國家電網位于浙江泰順、江西奉新的兩座抽水蓄能電站開工建設，工程建設總投資147.73億元。其中，浙江泰順抽水蓄能電站，位于浙江省溫州市泰順縣，總裝機容量120萬千瓦;江西奉新抽水蓄能電站，位于江西省宜春市奉新縣，總裝機容量120萬千瓦。

　　國家電網的這兩大項目，在抽水蓄能發展新時期具有典型代表意義。不過，細究這兩大項目的歷史，也可見產業發展面臨的難題之大。

　　浙江泰順抽水蓄能電站早在1997年就開始謀劃，歷時24年才“修成正果”。江西奉新縣抽水蓄能電站在2013年就確定為江西省推薦站點，建設規劃及前期勘測設計等工作已開展多年，直到如今才開建。兩座電站竣工投產，還需要再耗時8年到2030年后開始發電。

　　“這樣長的建設周期，審批流程如此之長，也只有國家電網這樣的大型央國企能夠做得來。上百億的投資不是小數目，投資回報算是穩定但總算賬下來并不高，一般的企業更愿意選建設周期更短的電化學儲能項目。”業內人士坦言道。

　　投資規模大，建設周期長，生態環境及地質條件要求嚴格，審批困難等等難題的存在，注定了抽水蓄能產業的發展不會“一帆風順”。對于這樣一個萬億規模的新興市場，需要政策持續護航，多舉措并舉確保其穩步駛上快車道。

　　針對抽水蓄能亟需補齊的諸多“短板”，業界大咖大聲呼吁并積極建言獻策，這代表了行業心聲：

　　全國政協委員、哈電集團黨委書記、董事長曹志安呼吁：要立項開展關鍵技術開發與標準制定，國家層面充分利用抽水蓄能發展的良好時機，建立重大科技項目與標準化工作聯動機制，增強國際標準話語權，加快主導制定或完善水電行業國際標準以及國內標準國際化，大力推進中外標準互認。

　　全國政協委員、國家電網有限公司副總經濟師兼華中分部主任陳修言認為，要加快健全完善能源電力價格形成機制和輔助服務成本疏導機制，進一步理順輸配電價，由全社會共擔能源清潔低碳轉型和綠色發展的責任挑戰。加大抽水蓄能建設力度，在區域電網層面統一配置抽蓄資源，提升抽蓄投資效益。

　　全國人大代表、國網新源控股有限公司董事長、黨委書記侯清國則表示，在抽水蓄能加快開發建設過程中，加強電力系統需求論證，完善抽水蓄能電站核準機制，規范開發建設基本程序，確保抽水蓄能科學有序高質量發展。