近日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出大力发展新型储能。

事实上，为加快储能产业发展，近年来我国出台了一系列激励政策，据统计，2022年以来，已有超20个省市出台了63项储能政策，其中包括鼓励发展抽水蓄能及新型储能。

据了解，除国家电网、南方电网外，今年以来多家能源电力央企加码抽水蓄能。“抽水蓄能具有储能容量大、系统效率高、运行寿命长、环境友好等优点，是当前大规模储能的主流技术。”业内人士表示，“‘水储能’在未来很长一段时期内都是新能源配套和新型电力系统的最佳储能方式。”

“相较于其他储能方式，抽水蓄能仍是最便宜的一种手段。”专家表示，目前发展抽水蓄能是极其必要的，一是电网系统调峰的需要，二是开发可再生资源风光电的需要。

抽水蓄能迎盈利拐点多家央企入场

日前，国家电网两座抽水蓄能电站工程同时开工建设，装机容量均为120万千瓦，总投资规模147.73亿元，预计2030年前全部竣工投产，年发电量可达24亿度。这也意味着我国抽水蓄能发展再进一步。

有业内人士者透露，此前抽水蓄能的投资主体主要是国家电网和南方电网，占据90%以上的市场，属于网建网用模式。随着去年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来盈利拐点。在鼓励社会资本参与电力市场交易的政策支持下，抽水蓄能正吸引更多企业加入。中国电建作为可再生能源电力规划设计、施工承包服务企业，在抽水蓄能产业规划设计方面占有超80%的市场份额，在工程总承包、施工承包方面，占有超70%的市场份额。

据了解，《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，到2025年，我国抽水蓄能投产总规模达6200万千瓦；到2030年，投产总规模达1.2亿千瓦。不过按目前的发展情况来看，这个规划目标完全有望提前实现，换而言之，基于储能需求的急迫性要求提前实现。

业内人士表示，“目前在建和已建成的抽水蓄能项目基本都是由建筑类央企承建，而面对新能源开发前景以及构建新型电力系统的要求，很多央企开始蓄力抽水蓄能业务。”

“以往的抽水蓄能可以说是一个不赚钱的买卖。”专家表示，两部制电价的实施，有望使投资建设抽水蓄能的企业实现盈利。

“抽水蓄能的确是个很有前景的储能赛道。”某从事抽蓄开发的企业相关负责人表示，但抽水蓄能水电站从前期规划、勘察到建成投产至少需要6年至7年，投资回报周期长，对投资主体的要求很高。

“这个领域没有超额利润，没有暴利，但从长期来看，抽水蓄能一定可以带来稳定的投资回报。”专家表示，电力作为公用事业有相当的公益性，所有介入这个行业的企业，都需要根据国家政策和电力市场发展形势做出预判，进行项目经济评价和投入产出分析，加强项目过程管控，降低成本，防范风险。

储能市场空间广阔抽水蓄能发展提速

作为目前技术最成熟、容量最大、环境友好的储能方式，抽水蓄能是我国当前及未来一段时间内满足电力系统调节需求的关键支撑，对保障电力系统安全、促进新能源规模化发展和消纳利用具有重要作用。

专家表示，抽水蓄能的市场规模很大，可带动万亿元级相关产业发展，拉动经济增长。

数据显示，截至2020年底，全球已投运储能项目装机容量超1.9亿千瓦，其中抽水蓄能1.725亿千瓦，占比90%；我国储能总装机规模约3500万千瓦，其中抽水蓄能3149万千瓦。

专业机构分析，风光电作为间歇性能源，急需储能配合使用，风光行业未来有望成为储能的最大增量市场。从新能源发展规划看，2030年我国风电、光伏等间歇性能源电力装机容量在12亿千瓦以上。据预测，2060年，电力总装机容量达80亿千瓦，风电光伏装机规模将达50亿千瓦。以50亿千瓦的规模计算，即便只考虑15%至20%的调节电源配比，对储能调节能力的要求也在7.5亿千瓦至10亿千瓦。

专家表示，从储能技术原理、全生命期经济性、环保和安全等方面进行综合比较，“水储能”在未来很长一段时期内都是新能源配套和新型电力系统的最佳储能方式。

“为加快抽水蓄能产业发展，相关部门提出要加快开发规划设计工作进度，超前储备、加快建设一批条件成熟、指标优越的抽蓄电站。”专家建议，“一旦电网企业、投资开发企业和地方政府达成共识，获得核准开工，年内项目施工筹建和施工准备就能启动。”

预计，2022年服务新能源接入电网的电网侧抽水蓄能电站和带动新能源基地化开发的抽水蓄能电站项目审批将加快，核准开工规模将大幅增加。 (原载于《证券日报》）