抽水蓄能，开启新能源竞争“新篇章”

01 抽水蓄能的快速发展

根据《储能产业研究白皮书2023》数据，2截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，年增长率 15%。抽水蓄能累计装机规模虽然同比下滑6.8%，但仍占总装机规模的79.3%；截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。抽水蓄能累计装机占比同比下降8.3%，但仍占77.1%。

抽水蓄能仍然在储能市场中占据绝对主导地位。

02 抽水蓄能的必要

作为可以调峰调频的储能，非常适合配套峰谷明显、弃风弃光现象较重的可再生能源发电，是接下来新能源大规模并网与消纳的重要手段，截止目前，超20个省份均对新能源的配储进行了要求，大致在10%-20%，时长1-4小时（详见附表：2022年全国强制配储政策一览），同时，将配储作为可再生能源并网或核准的前置条件。

国家能源局数据显示，截至2022年12月底，全国风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。根据当前配储比例，大致需要76GW的储能装机量，抽水蓄能装机量当前需求在55GW以上，且保持着每年约10%的需求增长。

03 缺乏商品化路径

在2023年光伏形势与展望座谈会上，有一组数据得到注意：新能源配储的等效利用系数仅为6.1%。中国电力企业联合会2022年11月14日披露的《新能源配储能运行情况调研报告》，这一低水平数字背后，反映出储能不仅没有成为可再生能源的消纳，还成了新能源发电企业的经济负担。调研还指出：从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。

事实上，储能的收入一般来自于电价中的收入（分时电价的调峰收入与两部制电价的容量收入），然而目前各地调峰收入带来的标准不一，两部制电价适用范围极其有限。

此外，从利用系数来看，装机规模最大的电源侧储能反而利用率最低。作为储能主体的抽水蓄能电站，七成以上是电网投资运营，投资主体较为单一，且使得储能的盈利与电力捆绑，难以使储能市场实现商品化。

04 海外的经验

1960s-1980s，美国大规模建设抽水蓄能发电站，通过美国联邦能源管理委员会（FERC）对市场机制的完善，美国加拿大最终形成9个区域输电组织和独立系统运营商（RTO /ISO），分别组织建立现货电能量市场与辅助服务市场，抽水蓄能电站可以同时参与能量市场和辅助服务市场竞争与买卖。

值得注意的是，美国的电网产权分散掌握在超 500 家公司与组织当中，这样使得美国电网十分分散，十分需要调峰、调频及其他辅助服务，有利于储能服务参与市场竞争并商品化。而由于我国电网主体十分集中、各地区间调配能力远强于美国，这会使得储能服务对市场缺乏议价能力。

所以，如何持续设立市场规则，推进标准化建设，使储能服务公平地参与市场竞争，并提供多元化服务以实现相应收益，是抽水蓄能发展必经之路，否则，抽水蓄能可能只是电网无法接受的成本。

抽水蓄能快速发展将改善新能源不稳定的电能供给，但目前仍然缺乏商品化的环境与方式，使得配储成为电网的成本负担。在出水蓄能商品化还没有明确路径之前，强制配储很难有好的效果。

需要进一步完善抽水蓄能相关产业政策与法律法规，让储能服务公平地参与市场竞争，提供多元的辅助服务，最终使得电力系统认可抽水蓄能的价值。

附表：2022年全国强制配储政策一览