预计2025年抽水蓄能装机容量分析

预计2025年抽水蓄能装机容量分析

今年以来，中国抽水蓄能行业获得一批项目核准，已有8个电站获批，装机规模总计达到949.5万千瓦，投资金额约685亿元。预计到2025年，抽水蓄能装机容量将超过6200万千瓦。目前，我国已纳入规划的抽水蓄能站点总资源为8.14亿千瓦，其中重点实施项目为4.21亿千瓦，规划储备项目为3.05亿千瓦。在“十四五”期间，全国各地拟建110个抽水蓄能项目，规划装机容量将达到136，475兆瓦，总投资额为6474.31亿元。

5月15日，国家发改委核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，通知要求，一、按照有关规定，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价。二、电网企业要统筹保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳等，合理安排抽水蓄能电站运行;要与电站签订年度调度运行协议并对外公示，公平公开公正实施调度;要严格执行本通知核定的抽水蓄能电站容量电价，按月及时结算电费，结算情况单独归集、单独反映，并于每年5月底前将上年度电价执行情况、可用率情况等报我委(价格司)和相关省级价格主管部门。三、各地发展改革委要加强对抽水蓄能电站容量电价执行情况的监管，发现问题及时报告我委(价格司)。本通知自2023年6月1日起执行。

抽水蓄能电站具有容量大、速度快、稳定性强等特点，有助于扩大可再生能源发电规模，助力实现“双碳”目标。自“十四五”规划以来，国家和各地方政府积极推动抽水蓄能电站建设。

抽水蓄能属于水电站的一种,具有调峰、填谷、储能等功能,是经过实践检验的电力系统中最成熟、经济、低碳、安全的大型调节电源,对于实现电力绿色发展、兑现我国作出的“双碳”承诺、建成低碳高效的全国统一能源市场,具有战略意义。

据中研普华产业研究院出版的《2023-2028年中国抽水蓄能电站行业深度剖析研究与投资分析预测报告》统计分析显示：

抽水蓄能行业分会近期公布数据显示，截至2022年10月21日，“十四五”期间已核准抽水蓄能电站共计35个项目，装机规模合计为4509.8万千瓦，项目投资金额合计约为3451亿元。

今年8月底前，抽水蓄能核准装机规模为1670万千瓦，投资金额超1100亿元。也就是说，近两个月核准装机规模已接近前8个月之和，投资总金额也增长超一倍。

数据显示，截至2021年底，已建成的抽水蓄能装机容量为3639万千瓦。今年新核准规模已经接近目前抽水蓄能电站装机总规模。

根据《抽水蓄能产业发展报告(2021年度)》，至2022年底，抽水蓄能电站总核准规模将超过5000万千瓦。按此规划，在今年最后两个月，抽水蓄能新核准装机规模将近1900万千瓦，核准量也将超过9月和10月这两个月。

抽水蓄能是当前累计装机规模最大的电力储能方案。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。

抽水蓄能具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。在碳达峰碳中和目标下，相关部门已明确要求加快抽水蓄能电站核准建设，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”将翻一番，达到6200万千瓦以上，2030年投产总规模预计达1.2亿千瓦左右。

为充分借助资本市场力量，大力开拓抽水蓄能业务。今年9月28日，南方电网旗下上市公司文山电力与南网调峰调频公司完成置换重组，并更名为南网储能，成为国内首个主营抽水蓄能业务的上市公司。

目前，南网储能已建成投产7座抽水蓄能电站，装机容量1028万千瓦，约占全国抽水蓄能总装机容量1/4。另外，正建设4座抽水蓄能电站，并同步推进10余座抽水蓄能站点的前期开发工作。

受初始投资高、建设周期长、成本疏导难等因素影响，此前抽水蓄能建设一直较为缓慢。过去10年，我国抽水蓄能规划装机目标曾数次下调，仍未能完成任务。直至去年5月，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电价疏导，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。新政健全了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式，极大地提振了行业信心。

参与电力市场是储能实现商品化、市场化，增加盈利能力的重要路径。南网储能总会计师唐忠良坦言，根据现行的市场规则，抽水蓄能尚不具备参与电力现货市场的主体资格。国家层面已明确同为电网调节资源的新型储能具有独立市场主体地位，推动新型储能参与各类电力市场。

国家相关政策调整带来更大的发展机遇。“十四五”以来，我国密集出台一系列政策鼓励抽水蓄能电站发展，涉及新能源体系建设、电力体制改革、电力市场建设、电价机制优化，以及抽水蓄能电站建设目标等。

《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》明确，抽水蓄能投产总规模到2025年较“十三五”翻一番，达到6200万kW以上，到2030年总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿kW左右。同时，有关文件致力于解决长久以来抽水蓄能电站成本回收问题，以及电力辅助服务补偿和分摊问题。如国家发展改革委在《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益。

我国抽水蓄能在运和在建规模虽然居世界首位，但占电力总装机的比例只有1.5%。原因有我国抽水蓄能规模发展起步较晚，加之抽水蓄能建设投资大周期长，相关技术体系和设备要求高等。“十三五”以来，国家出台优化发展和区域布局的政策文件，抽水蓄能发展加快，有关方面预计2030年将达到占比3%左右。

规模布局“东重西轻”。目前在建抽水蓄能总装机规模有6153万kW，主要分别在华东和华北。东部和中部仍是用电负荷重心。“东重西轻”格局主因是由经济发展总量与电力负荷正相关决定，而抽水蓄能对水头、地质等要求较高，地理位置、自然条件优良的站址有限。东中部在站址选择上优于西部，东中部经济实力和“双碳”压力更利于抽水蓄能规模发展。

蓄能行业并不如愿。“厂网分开”实施后，电网侧缺乏大规模建设抽水蓄能的热情。主要是电改初期没有考虑到抽水蓄能电站初期建设成本的传导机制问题，导致电网企业负担较大，建设成本回收迟缓。而利用抽水蓄能调峰就需要电网企业承担相应的成本费用，因此电网更倾向于使用煤电调峰，将成本转移给发电厂。设想的抽水蓄能行业功能发挥并不如愿，根源在于忽视了市场的逐利因素。

抽水蓄能是当前累计装机规模最大的电力储能方案。截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为0.46亿千瓦，其中抽水蓄能占比86.3%，占主导地位，新型储能占比12.5%。

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