国家能源局9月9日消息，国家能源局近日发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（简称《规划》），要求加快抽水蓄能电站核准建设，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。
业内人士指出，新能源大规模并网对电网的稳定安全运行提出了挑战，相比化学储能，抽水蓄能电站技术更成熟、造价更低、调节能力更强、安全性更高。需加快体制机制变革，充分吸引社会资本加大抽水蓄能电站建设力度。
明确装机规模
抽水蓄能电站是通过把低处的水抽到高处蓄积能量，待电力系统需要时再发电的水电站。
目前，抽水蓄能在我国储能市场处于主导地位。据中关村储能产业技术联盟统计，截至2020年底，抽水蓄能的累计装机占比达到89.3%，电化学储能装机规模占比为9.2%。
业内人士介绍，储能行业处于多种技术路线并存阶段，而抽水蓄能属于当前最成熟、装机规模最大的主流储能技术，其综合效率在70%到85%，度电成本仅0.21-0.25元，在各种储能技术中度电成本最低。
国家发改委、国家能源局于2021年8月发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励多渠道增加调峰资源（包括抽水蓄能电站）。多地的“十四五”规划等文件均提出，重点发展抽水蓄能产业，完善抽水蓄能电站价格形成机制，加快抽水蓄能建设。
《规划》指出，当前我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，对调节电源的需求更加迫切，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展提出更高要求。
《规划》要求，加快抽水蓄能电站核准建设，各省（区、市）能源主管部门根据中长期规划，结合本地区实际情况，统筹电力系统需求、新能源发展等，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”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；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的、技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
鼓励社会资本参与
《规划》提出，促进市场化发展。研究简化储能新技术示范项目审批程序，稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。
8月6日，国家能源局综合司印发了关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿）的函，提出2035年抽水蓄能装机将增长约10倍，增加至3亿千瓦；未来15年相关投资将达到1.8万亿元。
新能源的随机性、波动性，决定了新能源并网规模越大，协调平衡调节需求越大。
挖掘投资机会
业内人士指出，提高可再生能源并网规模的重要性和紧迫性日益凸显，储能规模的提升是重中之重。作为当前最成熟、经济性最优的储能方式，抽水蓄能电站的建设在“十四五”期间将迎来新的发展窗口期。
中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司董事长郝荣国表示，抽水蓄能电站启停时间短、调节速度快、工况转换灵活，具有双倍调节能力，是技术成熟、运行可靠且较为经济的调节电源和储能的电源。
从产业链的角度看，中金公司指出，抽水蓄能产业链包括设备商、投资运营商以及施工建设方。设备方面，主要是生产和销售水轮机及发电机的设备厂商，而投资运营方一般为电网企业，主要在输电端进行抽蓄电站建设。国家电网通常委托第三方专业的建设机构设计建设，由于工程难度较大，有一定技术壁垒，一般为中国电建、中国能建下属设计院及部分省级电力设计院进行勘察设计及建设工作。
国信证券指出，抽水蓄能电站主要通过峰谷电价差套利进行盈利。其收入主要来源于容量电费和发电电费；成本主要是购电费用和折旧费用等。考虑抽水蓄能电站建设投资在6元/W，设备寿命20年，土建寿命50年，电量损耗20%，抽水蓄能成本在0.07至0.15元/kWh，低于当前化学储能成本。预计总投资将达到1.8万亿元。该机构建议关注水轮机设备和水利水电工程建设板块。
