今年4月初，国家发改委、能源局发布通知，要求加快部署“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设。

通知指出，加快发展抽水蓄能，对于加快构建新型电力系统、促进可再生能源大规模高比例发展等具有重要作用。请各省（区、市）发展改革委、能源局按照“能核尽核、能开尽开”的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。

而在此十天之前，国家发改委、能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》提出，到“十四五”末，抽水蓄能装机容量要达到6200万千瓦以上，实现翻倍增长；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”要再翻一番，达到1.2亿千瓦。

政府主管部门出台的支持政策，为抽水蓄能大发展提供了原动力。在市场层面，投资热潮已在兴起，各大央企积极投入，一个万亿级的大产业正在悄然成型。

作为“新型电力系统”的重要组成部分，抽水蓄能是技术最为成熟的储能方式，也是光伏、风电最重要的调峰手段。目前，抽水蓄能正迎来蓬勃发展的重大历史机遇期，而产业诸多“短板”问题也很明显，这需要政策持续保持力度，将抽蓄产业“扶上马，送一程”。

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打通新型电力系统的“关键钥匙”

落地“碳达峰、碳中和”目标，中央提出加紧构建新型电力系统。何为新型电力系统？

“十四五”规划明确了这一概念和目标：新型电力系统首先须以新能源为主体，到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右；风电、光伏总装机将达12亿千瓦以上，较2020年底跃升126%。

截至2020年底，全国发电总装机容量为22亿千瓦，若以这一数字为静态基数，到2030年风电光伏装机量会占到全国总装机量的一半多。

而放眼2060年碳中和，我国拟以“装机总量60亿至80亿千瓦，风力发电、光伏发电共占比70%，稳定电源占比30%”为目标来规划新型电力系统。即使是按照低数值的60亿千瓦计算，风光装机亦将突破40亿千瓦。

风光前景无限，但与生俱来的的周期性和不稳定性却是“软肋”，风电在晚上达到峰值而光电是白天达到峰值，同时风电光伏还对气候季节敏感，出力不稳定，负荷曲线跳跃对电网系统安全带来冲击。

一方面需要大力发展新能源，一方面风电光伏又面临诸多问题，这倒逼储能环节要尽快取得突破。伴随着风电光伏渗透率的提升，电网调峰、调频压力也会不断增大，储能日益成为新型电力系统的核心支点，这其中的重中之重便是抽水蓄能。

抽水蓄能的原理非常简单，在山上、山下建两个水库，安装一台既能当抽水机又能当发电机的水轮机，电多的时候就把山下面的水抽到山上，电少的时候就把山上的水放下来发电。抽水蓄能之于新型电力系统的本质，就是抽水耗电，然后再放水发电，以此来平衡电力过剩和电力紧缺的时间段。

相比电化学等新型储能，抽水蓄能有容易上规模的巨大优势。一座抽水蓄能电站，随便几台机组即可实现几百兆瓦储能规模，上千兆瓦的也不少见（大规模的储能非常难得）。难能可贵的是，抽水蓄能的单位成本也不高，大概在500元-1000元/千瓦时（大概只有锂电池的四分之一到一半），使用寿命却可以达到40-60年（锂电池大概只有10年不到）。

此外，相比新兴的电化学储能以及氢能储能，抽水蓄能在技术路线上非常成熟，世界上第一个抽水蓄能电站1882年（清光绪八年）在瑞士就已建成，而我国也早在1968年就建成了第一座抽蓄电站。

目前，抽水蓄能在中国的储能市场上担当了“压舱石”的角色。《储能产业研究白皮书2021》统计，2020年中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW。其中，抽水蓄能占比89%，累计装机31.79GW；新兴的电化学储能占比仅为9.2%，累计装机为3.27GW。两相对比，抽水蓄能的地位和价值非常明显。

2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查结果表明，地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术条件等方面均适合的资源站点有1500余个，总装机规模可达1600GW。

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政策暖风频吹万亿产业启航

抽水蓄能曾一度徘徊于政策尴尬之中。

此前，江苏镇江分布着八座电网侧储能电站构成的电网储能电站群，电网企业希望通过将成本纳入电网输配电价的方式进行摊销，但后来这一模式却被叫停。原因是这一模式与国家降低电网输配电价的大方向相悖，也不属于电网企业的管制性业务。

2019年6月国家发改委出台《输配电定价成本监审办法》，明确将抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的资产，排除在输配电价成本之外，这导致增量的抽水蓄能电站成本回收、疏导困难。

这一局面，直到2021年5月迎来转机。

2021年5月7日，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确政府核定的抽水蓄能容量电费由电网企业向抽水蓄能主体支付，购买抽水蓄能服务，然后再纳入省级电网输配电价回收。同理，如果电网企业自己做抽水蓄能电站，其成本也将摊销进电价中。新的电价机制的实施，很好地解决了抽水蓄能成本疏导问题，使得抽水蓄能迎来盈利拐点。

此后，2021年9月9日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，要求加快抽水蓄能电站核准建设。

具体来说，到2025年，抽水蓄能投产总规模要较“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。

据不完全统计，为加快储能产业快速发展，2022年以来，全国就已有超过20个省市出台了63项储能政策，其中就包括鼓励发展抽水蓄能及新型储能。政策利好之下，国家电网等各路央企大玩家开始行动，产业大格局开始显现。

国家电网计划投资1000亿元，在“十四五”期间新增开工2000万千瓦抽水蓄能电站，南方电网计划投资2000亿元，在“十四五”“十五五”期间上马2000万千瓦抽水蓄能电站。中国电建成立了10余家公司来发展抽水蓄能项目，中国建筑亦在推动抽水蓄能项目发展。

数据显示，截至2020年底，抽水蓄能累计装机3179万千瓦。以1万千瓦一个亿的投资成本来计算，“十四五”期间市场规模从3179万千瓦增至6200万千瓦，所需总投资3000亿元左右；“十五五”期间再翻一番达到1.2亿千瓦，总投资6000亿元左右。也就是说，未来十年间抽水蓄能总投资规模有望逼近万亿元。

另据光大证券预测，到2025年，我国储能投资市场空间将达到0.45万亿元，2030年增长到1.30万亿元左右。

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诸多难点仍在行业呼吁“补短板”

3月17日，国家电网位于浙江泰顺、江西奉新的两座抽水蓄能电站开工建设，工程建设总投资147.73亿元。其中，浙江泰顺抽水蓄能电站，位于浙江省温州市泰顺县，总装机容量120万千瓦；江西奉新抽水蓄能电站，位于江西省宜春市奉新县，总装机容量120万千瓦。

国家电网的这两大项目，在抽水蓄能发展新时期具有典型代表意义。不过，细究这两大项目的历史，也可见产业发展面临的难题之大。

浙江泰顺抽水蓄能电站早在1997年就开始谋划，历时24年才“修成正果”。江西奉新县抽水蓄能电站在2013年就确定为江西省推荐站点，建设规划及前期勘测设计等工作已开展多年，直到如今才开建。两座电站竣工投产，还需要再耗时8年到2030年后开始发电。

“这样长的建设周期，审批流程如此之长，也只有国家电网这样的大型央国企能够做得来。上百亿的投资不是小数目，投资回报算是稳定但总算账下来并不高，一般的企业更愿意选建设周期更短的电化学储能项目。”业内人士坦言道。

投资规模大，建设周期长，生态环境及地质条件要求严格，审批困难等等难题的存在，注定了抽水蓄能产业的发展不会“一帆风顺”。对于这样一个万亿规模的新兴市场，需要政策持续护航，多举措并举确保其稳步驶上快车道。

针对抽水蓄能亟需补齐的诸多“短板”，业界大咖大声呼吁并积极建言献策，这代表了行业心声：

全国政协委员、哈电集团党委书记、董事长曹志安呼吁：要立项开展关键技术开发与标准制定，国家层面充分利用抽水蓄能发展的良好时机，建立重大科技项目与标准化工作联动机制，增强国际标准话语权，加快主导制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化，大力推进中外标准互认。

全国政协委员、国家电网有限公司副总经济师兼华中分部主任陈修言认为，要加快健全完善能源电力价格形成机制和辅助服务成本疏导机制，进一步理顺输配电价，由全社会共担能源清洁低碳转型和绿色发展的责任挑战。加大抽水蓄能建设力度，在区域电网层面统一配置抽蓄资源，提升抽蓄投资效益。

全国人大代表、国网新源控股有限公司董事长、党委书记侯清国则表示，在抽水蓄能加快开发建设过程中，加强电力系统需求论证，完善抽水蓄能电站核准机制，规范开发建设基本程序，确保抽水蓄能科学有序高质量发展。