抽水蓄能，是目前火热的储能赛道中技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式。
可再生能源发电具有波动性，提高了电力系统对储能技术应用的需求，储能可缓解或解决电能供需在时间和强度上不匹配的问题。
各种储能方式中，抽水蓄能，是目前火热的储能赛道中技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能方式。
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“抽水蓄能电站是太阳能和风力发电的最佳补充。”近日，德国知名跨国企业——福伊特水电亚太区总裁兼CEO龙杰文（Stephen Lewis）在2022世界清洁能源装备大会上如此表示。
抽水储能PK化学储能
为缓解风光发电与用电负荷的不匹配问题，降低弃风弃光率、提高风光发电利用效率，近年来多省份在风电、光伏发电项目开发建设申报方案中要求“配套建设一定比例的储能设施或提供响应的调峰能力”。
根据中国能源研究会储能专委会的全球储能项目库不完全统计，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模中，抽水蓄能的累计装机规模占比达86.3%，占据主导地位；新型储能累计装机规模占比12.5%，包括电池（锂离子、铅蓄、液流等）、压缩空气、超级电容、飞轮等。根据电化学储能和其他储能占比增速测算，预计2030年抽水蓄能占比为64%。
另外，《每日财报》注意到，在储能的细分赛道中，电化学储能也是市场上关注度比较高的储能技术。当前，以电化学储能为代表的新型储能正在上演新一轮投资热潮，而动力电池企业是其中的主要玩家之一。而在抽水蓄能与新型储能的比拼中，成本将是关键变量之一。
从现有的方案来看，抽水蓄能电站度电成本（即储能电站总投资/储能电站总处理电量）远低于其他储能方案。
根据国家能源局披露抽水蓄能在建项目数据，抽蓄电站平均单位装机投资金额为6136元/千瓦，初始投资确实较大，但抽水蓄能电站建成之后稳定运营期超过50年，甚至长达100年，长期保值摊薄了各项费用。这就跟水力发电一样，虽然建造成本高昂，但综合下来反倒是最经济的电力来源。
反观电化学储能虽然装机成本低，但其寿命跟抽水蓄能相比实在太短。当前成本较低的磷酸铁锂电池，循环寿命往往只有5000次左右，导致其度电成本高达0.62-0.82元/kWh。显然，抽水蓄能是现成的较为经济的储能技术。
更重要的是，抽水蓄能电站额定功率一般在100-2000MW之间，是目前唯一达到GW级且能大规模使用的储能技术。
还有最关键的一点是安全性高。抽水蓄能利用水作为储能介质，安全性是毋庸置疑的。反观电化学储能却因安全事件时常引发行业内外高度关注。
抽水蓄能空间大增
公开数据显示，国内风光发电装机量与抽水蓄能装机量均逐年上升，2015-2021 年，纯抽水蓄能累计装机量复合增速为 7.9%、 风电累计装机量复合增速为16.6%、太阳能发电累计装机量复合增速为 39.2%，纯抽水蓄能发展速度远低于风光发电发展速度；纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比从 2015年13.3%下降至2021年 5.7%，现有纯抽水蓄能装机量无法满足风光发电快速发展的需求。
根据各省市发布的风光开发建设方案，集中式风光发电配置储能比例大多在 10%-20%之间，配储要求推动储能规模扩张。假设未来风光发电配储比例有 10%、15%、20%三种情景，《2030 年前碳达峰行动方案》规划2030年风光发电总装机量 12亿千瓦，届时风光配储需求将达到120GW、180GW、 240GW，按抽蓄占比 64%计，预计届时抽蓄规模将分别达到 77GW、115GW、154GW。
另一方面，电力现货市场峰谷价差扩大，为抽蓄电量电价打开盈利空间。
在电力现货市场中，抽蓄电站根据市场价结算抽水电价与上网电价，在电价低谷时抽水蓄能，在电价高峰时放水发电，利用电力市场价差实现抽放盈利。假设一座抽水蓄能电站装机量为 1200MW，发电效率为75%，测算在不同抽水电价和发电上网电价的情境下，该抽蓄电站电量电价的发电度电价差收益。当现货市场峰谷价差超过 25%时，抽蓄电站可实现正向价差套利。
抽蓄电站分享从抽水电价和上网电价形成收益的 20%。电力市场峰谷差价越大，抽蓄电站可利用的上网电价和抽水电价差值越大，度电价差收益越高，抽蓄电站可分享收益越大。
《每日财报》注意到，《规划》已经提出在浙江、湖北、江西、广东等资源较好的地区，结合当地电力发展和新能源发展需求，因地制宜规划建设中小型抽水蓄能电站。
总之，随着可再生能源的发展和顶层规划的发布，这部分的空间也将会逐步释放。
那这个空间具体有多大？按照申万宏源证券测算，到2030年我国抽水蓄能装机规模达到1.2亿千瓦，2021-2030年抽水蓄能电站投资总金额将达到惊人的4973亿元。
所以，不管从客观现实需求角度出发，还是从内生动力层面考虑，抽水储能都是未来。
掘金产业链
抽水蓄能电站项目单体投资规模大，根据水利水电规划设计研究总院、中国水力发电工程学会发布的《抽水蓄能产业发展报告 2021》，2021 年机电设备及安装工程费用占比 26.1%，居首位，建筑工程投资占比 25.4%，两者合计过半，其他投资内容主要为征地费用、建设期利息等。
抽蓄电站投资主体多为电网企业， 截至 2022 年 7 月，国网（含国网新源及国网地方子公司）、南网（南网双调，资产重组后将整体注入文山电力）、蒙西电网拥有的在运抽蓄电站装机量占我国在运抽蓄电站装机量的 63.3%、22.9%、2.7%，电网企业市占率近九成；发电企业三峡集团、华电集团装机量占比为 4.7%、2.7%；另有其他企业江苏国信、宁波能源装机量占比 3.6%、0.2%。《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》 提出鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。由于抽蓄电站单体投资大、建设周期长，预计未来仍将保持电网主导、发电企业和其他企业参与的市场格局。
中国电建是中国及全球水利水电行业的领先者，承担国内大中型水电站80%以上的规划设计任务、65%以上的建设任务，占有全球50%以上的大中型水利水电建 设市场，是中国水利水电、风电、光伏（热）建设技术标准与规程规范的主要编制修订单位。
东方电气深耕大型水轮发电机技术，水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，2021年公司水轮发电机销售量为8.1GW， 市场占有率约为40%。
哈尔滨电气是我国生产水电设备的主要厂商之一，已为国内近200多座电站提供了300多台机组，并为国外（美国、加拿大、日本、委内瑞拉、泰国、菲律宾、 尼泊尔、土耳其、刚果、伊朗等国家）的26座电站提供了近80台水电机组。2021年公司水轮发电机产量为9.6GW，市场占有率约为47%。
国电南瑞是行业内抽水蓄能电站专业最全、技术水平国际领先的电力系统二次设备供应商，拥有全部自主知识产权的抽蓄电站工程安全监测、计算机监控、继电 保护、水轮机调速、电机励磁和SFC、机组状态监测等产品，参与了30多个抽蓄电站的建设。
金盘科技于2009年进入抽水蓄能领域，供货了近500余台套励磁变压器、厂用变压器、SFC输入输出变等类型产品，先后用于安徽绩溪、福建周宁、广州、河北 丰宁、吉林敦化、浙江仙居、呼和浩特、阳江、梅州等抽水蓄能电站。公司的抽水蓄能SFC特种干式变压器，用于大型同步电机的变频启动，解决了合闸冲击次 数、换流及涡流较大等问题，受到下游客户认可。
随着抽水蓄能迎来了越来越多的行业暖风，此前一直躲在幕后的抽水蓄能，也有望走到台前，成为市场关注的焦点。
