储能“狂飙”：“超级充电宝”抢疯了！

储能电站正成为

当下中国最火热的投资领域之一

上海济邦投资咨询有限公司工程咨询部总经理陈伟明显感到，最近两年抽水蓄能电站投资热度上升。“近年，基建投资热度整体较高，但是市场认可的有效投资项目稀缺，抽蓄电站是为数不多的选择。”

地方政府是这股热潮的直接推手。2022年以来，已有多个地方政府宣称抽蓄电站项目为当地“史上单体投资最大的项目”，看中其带来税收与带动就业的能力。如投资额超80亿元的湖南炎陵抽蓄电站项目预计可实现年税收超过1亿元，带动约2000人就业。

抽水蓄能电站的原理并不复杂，即利用地势落差，修建上下两层水库，当电力负荷低谷时抽水至上层水库，待到电力负荷高峰期时再放水至下层水库发电，利用电能与势能转化，实现对电能的储存。这是一项已有百年历史的成熟技术，进入中国的历史也有半个世纪之久。但在国内的发展一直不温不火，其重要性直到近两年才得以凸显。

抽水蓄能电站只是“储能大家族”中的一员。“如果在2030年前实现风电、太阳能发电装机量跟2022年相比增长3倍，动力、储能电池产量增长29倍，电动汽车产量增长11倍，那就能在2050年前实现地球能源100％可持续。”在近期马斯克公布的“宏图计划”中，他认为实现可持续的能源经济需要配置240太兆瓦的储能。

“马斯克的一些超前判断往往很准确。”有业内人士听闻这个数字向记者半开玩笑地说。作为布局未来的基建，储能电站正成为当下中国最火热的投资领域之一。

争夺抽蓄电站项目

2022年，我国核准抽蓄电站数量已从2021年的11个上升至48个，装机规模则从1380万千瓦上升至6889.6万千瓦。

数量大幅跃升，与顶层规划的推动相关。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划》（2021年-2035年）（下称“规划”），提及中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21 亿千瓦。

2022年4月，国家发改委要求按照“能核尽核、能开尽开”原则，加快推进“十四五”抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目。

2022年12月29日，位于四川省甘孜藏族自治州雅江县的雅砻江两河口混合式抽水蓄能项目正式开工建设。两河口混蓄项目建成后将成为全球最大的混合式抽水蓄能项目。图/新华

目前，抽蓄电站站址需经国家发展改革委批准，纳入国家规划。“但项目核准权下放至省级政府，站址一旦获批，便可‘待价而沽’，经过一定竞争性程序出让开发权。一些省份，如江西，曾发布招投标信息，招标抽蓄项目业主。”前述储能产业人士表示，电网公司不会“通吃”，这给其他投资主体带来机会。

省级政府核准，意味地方平台公司能够发挥“主场”优势，更轻易地拿到“路条”。

从2022年年初江西抽蓄项目业主中标情况来看，6家中标单位中既有国电投、华能这样的发电企业，也有江西省投资集团有限公司这样的地方国企。“地方国企、平台公司过去承担一些政府公益性项目，目前正在寻找全新投资方向的他们自然看中抽蓄电站项目。”陈伟告诉《中国新闻周刊》。

此前，抽蓄电站的投资主体是电网企业。据统计，截至2022年年初，国家电网、南方电网的两家子公司合计占据在运行抽蓄电站九成以上装机容量。

如今更多从未投资过抽蓄电站的企业也涉足其中。但业内公认抽蓄电站每千瓦的投资额为五六千元，常见的120万千瓦抽蓄电站投资额约为70亿元，如此投资体量决定其投资主体仍以央企、国企为主。

2022年8月28日，福建周宁抽水蓄能电站（总装机容量120万千瓦）全容量投产发电。图/新华

陈伟告诉记者，近年新进投资主体分为四类：第一类是“五大六小”等发电企业；第二类是新能源发电企业，与第一类有所重叠，有新能源配储需求；第三类是地方国企，包括平台公司；第四类是基建企业，如过往经常参与水利工程建设的电建、能建，也包括中建、中交等。“尽管投资逻辑不尽相同，但这四类企业都在争夺抽蓄电站项目。”

“合适的站址数量有限，考虑到已经推出和储备的站址，未来增量空间不大。”陈伟说。抽蓄电站选址关键要考虑山、水资源禀赋。现有抽蓄电站主要分布于华东、华南这样的负荷中心。因为资源优势，目前广东、浙江、安徽、江苏四省位列抽蓄电站装机量前四。

陈伟认为，规划中的340个项目多为大型抽蓄电站，未来混合型、几十万千瓦级别的中小型抽水蓄能电站仍有增长空间。“当下这一轮核准、开工的抽蓄电站多为120万千瓦装机容量以上，这一级别抽蓄电站可供选择的站址确实所剩不多。”

站址有限、投资门槛较高，使得抽水蓄能投资看似火热，但业内人士普遍认为，短期内不需要担心过度投资，特别是考虑到新能源装机量仍在迅速上升。

2022年6月29日，国网新源黑龙江荒沟抽水蓄能电站（总装机容量120万千瓦）全面投产发电。图/新华

“超级充电宝”数量不足

抽水蓄能是目前技术最成熟的大容量储能方式，大型抽水蓄能电站通常被描述为“超级充电宝”。

例如，位于河北的丰宁电站打造了世界最大“超级充电宝”，一次蓄满可储存新能源电量近4000万度，全年可消纳新能源87亿度，对于支撑华北电网安全稳定运行、增强电力系统调节能力等发挥大容量储能作用。

消纳新能源，是储能诞生的最关键使命。电力具有供需实时平衡的特点，但是当风、光等可再生能源装机量提升，使得电源侧随机性、波动性和间歇性增强，电力系统需要更多灵活调节电源。

《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年，灵活调节电源占电力系统装机量比重达到24％左右。但是当前中国灵活调节资源十分稀缺，截至“十三五”末，即使加上火电灵活性改造装机量，共占比约为18.5％，而西方国家的灵活调节资源比例超过30％。

增加灵活调节资源的路径很多。“比如‘风光互补’是将风电、光伏结合实现电源侧稳定输出，即日间光照充足，光伏出力为主，夜间风力通常比较大，转为风电出力为主。但实际情况是，傍晚往往无光风小，却正值负荷高峰。再比如通过火电机组灵活性改造实现风火、光火打捆，但是只有装机量‘火电多，风光少’的情况下技术上才可能实现，一旦可再生能源装机量占据绝对多数，火电从能力上就难以支撑。”中关村储能产业技术联盟理事长陈海生告诉《中国新闻周刊》，只有通过在电力系统中增加储能等灵活性资源才能从根本解决问题。

但是当下储能装机量明显不足。陈海生表示，根据有关部门预测，2060年可再生能源装机规模将达到50亿千瓦左右，未来近40年每年平均新增装机规模为1亿~1.5亿千瓦。高比例可再生能源场景下，需要储能装机量占据整体装机量的10％~15％，来保障供电稳定和电力系统安全，但目前中国这一比例约为2％，“未来仍有很大增长空间”。

截至2021年底，中国已投运储能项目中，抽蓄电站占比86.3％，是绝对主力。但是在2021年之前，中国抽蓄电站的发展一度“失速”。

在能源“十二五”规划等文件中，曾设定2015年底抽水蓄能装机规模3000万千瓦、2020年底达到7000万千瓦的目标，但是到2020年底，仅完成装机容量3149万千瓦，远远落后于规划。

“早在2015年，国家能源局就曾鼓励更多主体参与抽蓄电站投资。在电网企业作为抽蓄电站投资主体的时代，其更多被定位于电网侧基础设施，投资机制不明确，因而不具备投资属性。”陈伟告诉记者。

2021年5月，国家发展改革委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（下称“633号文”），明确“两部制”电价政策，以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入电网输配电价回收，确定容量电价可达6.5％的资本金内部收益率。

这意味着抽蓄电站可以通过电量电价，即一充一放之间的电价差回收运行成本。同时容量电价为固定收入，与发电多寡无关。

“633号文建立起抽蓄电站商业模式，也让抽蓄电站项目成为‘香饽饽’。”陈伟告诉记者，目前抽蓄项目的融资难度很低，因为其意味着稳定的商业模式和政府背书，银行风控顾虑较少。

多位储能业内人士认为，抽水蓄能电价机制能够迅速理顺，很大一部分原因在于电网企业也是重要投资主体，各方意见一致。“容量电价计入输配电价，电网公司先行支付，但最终向下传导，由全社会背共担成本，因为抽水蓄能电站被视为电力系统的基础设施，具备公益属性。”

理顺商业模式的抽蓄电站的核准、开工都在进入快车道，但是仍难满足需求。

新型储能百舸争流

较长的建设周期通常被视为抽蓄电站的“短板”。

纬景储能副总裁谷雨告诉《中国新闻周刊》，抽蓄电站建设周期比较长，至少在6~ 7年。加上此前抽蓄电站一度处于投资低谷，2022年集中核准、开工一批的项目，要等到2030年前才会迎来投产高峰，显然难以匹配近年可再生能源装机量的增长。“在与一些地方政府交流时对方也提及‘远水难解近渴’，风光装机不可能等到抽蓄电站都投产后再进行。”

2020年4月24日，安徽绩溪抽水蓄能电站（总装机容量180万千瓦）施工现场，工人在进行机组底环与锥管焊缝打磨作业。图/新华

这也给新型储能带来机遇。所谓新型储能指抽水蓄能以外的其他储能技术路线，其中以锂离子电池为代表的电化学储能为主。截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5％、压缩空气储能占比2.0％、液流电池储能占比1.6％、铅酸（炭）电池储能占比1.7％、其他技术路线占比0.2％。

“预计2028年~2030年迎来在建抽蓄电站项目投运高峰前，新型储能因选址灵活性强以及安装调试周期较短，多为2~3个月，个别大型项目为半年左右，预计会迎来快速增长。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇告诉《中国新闻周刊》。

“除去‘远水难解近渴’的因素外，单纯依靠抽水蓄能这条成熟的技术路线，也难以满足未来电力系统对储能的全部需求。”这是业内共识。据中关村储能产业技术联盟统计，电力系统发、输、配、用等环节对于储能均有需求，可被细分为18种。不同的储能技术路线，对应不同的应用场景。

“以锂离子电池为例，其能量密度高、效率高，适用于分布式能源系统、用户侧储能，规模相对较小，容量为一两个小时。反之，抽水蓄能则属于长时间、大容量储能，容量基本在4个小时以上，适用于电网侧‘削峰填谷’。两者可以形成优势互补。”有新型储能企业负责人告诉《中国新闻周刊》，没有某一种技术路线可以“一统江山”。

他认为，国家对于抽水蓄能电站的策略是“应建尽建”，因此抽水蓄能电站的装机规模仍会增长，但是市场份额会逐渐下降。截至2021年年底，国内抽水蓄能电站装机占比已经低于90％。“七八年前，这一比例可达99％左右，当时储能电站等同于抽水蓄能电站。”

当下，地方政府对于新型储能项目落地与产业布局的热情不亚于抽水蓄能，正在“大干快上”。有新型储能企业负责人向记者感慨，各地招商引资团队正在排队拜访企业，每周都会接待三四拨招商人员。

2021年7月，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（下称“指导意见”），规划到2025年，新型储能装机规模要达30吉瓦以上，较2020年增长超过8倍。刘勇告诉记者，去年新型储能新增装机量达到5.6吉瓦，前年这一数字仅为2吉瓦。对于2025年完成新型储能新增装机30吉瓦的目标，目前已经接近完成10吉瓦，完成目标的压力并不大。

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2022年12月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过60吉瓦，是指导意见中提出的2025年达到30吉瓦目标的两倍。

“不像抽水蓄能电站选址需要国家发展改革委批准，新型储能规划由各省份结合自身实际情况做出，甚至一些地级市也推出规划，如山东省泰安市就提出打造千万千瓦级的‘储能之都’。如果2025年可以达成60吉瓦的目标，地方需要思考如何提升利用效率，避免‘建而不用’，一定要结合当地的电网规划与电源结构，思考新型储能能够发挥怎样的功能和价值。”刘勇表示。

陈海生向记者介绍，60吉瓦的储能规划是各省在考虑火电灵活性改造、需求侧响应等资源以后，提出的储能新增装机量，反映了各省对储能的重大需求。另一方面，各地要避免在商业模式不成熟情况下的“一哄而上”，要切实选择合适的技术路线发展方式，确保储能行业规划落地实施。

目前各省纷纷推出示范项目，一方面是在探索一些新型储能技术百兆瓦级、吉瓦级的系统集成等技术问题，另一方面便是探索商业模式。

市场决定未来技术路线

谷雨认为，当初锂电之所以成为新型储能市场的生力军，是因为锂电产品更为成熟。

但锂电主导新型储能市场九成的格局可能正面临冲击。“在一些西方国家，已经将长时储能作为重点发展方向。在COP 26气候谈判期间，长时储能理事会成立，其中的电化学储能公司，无一选择锂离子电池技术路径，重要原因便是锂电成本过高。”上海璞钠能源科技有限公司总经理陈经宁告诉《中国新闻周刊》，储能市场对于电池的需求是动力电池市场的十倍以上，庞大的需求量使得储能对于成本极为敏感。

而伴随锂电主要原材料碳酸锂价格的攀升，这样的矛盾愈发尖锐。

锂电应用于新能源汽车爆发于2014年下半年，而在2020年之前，碳酸锂的价格稳定在3万~5万元/吨之间，但是近两年已经稳定在40万元/吨以上。锂离子储能电池的售价约为0.9元/瓦时，低于新能源汽车的1.1~1.2元/瓦时，更多感受到原材料成本上涨带来的压力。

“目前技术路线很多，但是产能远远不足。”谷雨告诉记者，今年最缺的不是订单而是产能，无论国内还是国外，咨询订单的人很多，都是有项目在手，但是在寻找产品。公司正在盐城、珠海等地加紧布局液流电池工厂。

2021年11月16日，安徽响水涧抽水蓄能电站（总装机容量100万千瓦）正在运行中的发电机组。图/新华

市场对于锂电以外的新型储能的投资热情也在升温。“已经有央企、国企愿意投资压缩空气储能电站，相比早前几年已经逐步认可这一技术方向。压缩空气储能电站属于重资产项目，较高的资金成本使得央企、国企成为投资主力。但是也有一些民营企业希望在项目建设期短期投入，项目推进到一定阶段再转让给央企、国企。”一位压缩空气储能企业负责人告诉《中国新闻周刊》。

不过他仍然羡慕抽蓄电站已经建立起完善的价格机制。“实事求是地讲，包括压缩空气储能在内的新型储能项目前期债权融资的难度很大，因为其电价政策尚不明晰，能否形成有稳定收益的商业模式难以判断。”

2022年5月26日，江苏金坛盐穴压缩空气储能电站正式并网投运。摄影/胡平

2022年6月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，进一步明确新型储能市场定位，推动独立储能参与市场。

各地也在结合示范项目探索可能的商业模式。山东已经推出两批示范项目，储能电站的收益来自几个方面：一是参与电力市场现货交易。2021年12月，山东推出电力市场现货交易，与股票一样，电价随行就市，储能电站可以“低买高卖”。二是山东既是产能大省，也是用能大省，但是调节手段匮乏，两批示范项目地储能电站提供调峰服务时可以获得小额补贴。三是储能指标租赁收益，山东强制要求新能源电站配建装机量20％的储能，但是未必是新能源电站自建，而是可以共享储能，从而获得指标租赁收益。

刘勇认为，“目前储能电站的装机速度难以匹配新能源装机进程，重要原因在于储能电站的商业模式仍在探索，并未完全建立成本疏导机制。”

如同633号文改变抽水蓄能电站的命运一样，在高度受到政策左右的储能市场，不少从业者仍然在等待。“在各种新型储能技术路线的竞逐中，监管的态度很清晰，就是交由市场选择。安全、环保、成本可控是能源系统的‘不可能三角’，储能的作用就是让其变为‘可能三角’。只要一项储能技术可以满足这三个条件，市场一定有位置接纳。”谷雨认为，当下中国的储能市场是“百舸争流”，而非“你死我活”。