之前的文章网页链接 网页链接我们有关注过，风光大幅装机增长可能带来的消纳问题，结合近期对储能行业的研究，本文统计并总结了国内储能装机规模最大，度电成本最低的抽水蓄能目前详细进展。近两年，抽蓄项目相关的政策法规密集出台，不仅保障了项目主体基本6.5%的容量电价收益底线，同时在核准审批上也体现出极大的支持，2022年是历史上核准规模最大的一年，年度核准规模（68.9GW）超过之前50年的投产总规模。
作为发电主体，除了显性的电量成本，实际上还隐含了电网安全稳定成本+环境成本，因此可以得出：
电力成本=电量成本+电网安全稳定成本+环境成本
当风光装机相对较小时，我们更关注电量成本（即度电成本），而忽略了作为高波动性电源带来的安全成本，以及作为相对于传统电源更低的环境成本（即绿电价值）。由于电源波动带来的安全成本逐渐成为影响风光经济性并网的关键，对电源侧长时储能的关注至关重要，这也是本文研究的初衷。（下文中“最新”如未做特别说明意为截至2022年底）
截至2022年年底，我国抽水蓄能电站投产总装机容量达到4579万kw。华东区域最大，南方、华北区域次之。 在建总装机容量为1.21亿kw。华中区域最大，其次为华东区域，共1.67亿kw。
1、已投产项目，共38个，装机总量4579万kw，项目总投资2170亿元，平均静态项目投资额为4738元/kw。
2、在建项目
33个在建项目名单如下，设计总投资金额2464亿元，总在建装机容量规模4559万kw，平均项目投资额为5405元/kw。
从投资企业来看，国网新源仍是抽水蓄能的主力，在建29个项目，合计容量40GW。此外还看到了三峡集团的身影，投资了湖北平坦原 、浙江天台两个项目，豫能控股投建的河南鲁山抽水蓄能电站也在22年开工，投资约86.77亿元，装机容量1.3W。
按照抽蓄项目的建设流程开工建设前的流程主要包含预可研和设计规划，截至2022年底，共有110个项目持续推进待开工，涉及容量共1.36亿kw，总投资金额6500亿元，平均静态项目投资额为4762元/kw。
截至2022年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿kw，包含已建/在建/待开工/规划储备。其中重点实施项目4.3亿kW（2030年前开工实施可能性较大），规划储备项目3.03亿kw。从下图中看到，与直觉不同的是抽蓄纳规资源量中，西北地区的资源量是最多的，这里面一方面是为了配合大基地的装机消纳，一方面也显示抽蓄的资源限制并没有因为降水较少而明显受到制约。
1、从以上统计我们可以得到，目前阶段我国抽蓄的资源总量8.23亿kw，分别为已投产4579万kw，在建4559万kw，待开工1.36亿kw，纳规5.94亿（重点实施项目2.91亿，储备3.03亿），按照抽蓄标准建设期5-7年推算，2030年预计国内抽蓄投产量在2-2.3亿kw左右，假设重点实施项目2.91亿kw中有一半可以在2030年开工，那么2035年抽蓄投产量拍一下预计在3.7亿kw左右；
2、这么看，与发改委提出的节点建设目标（6200万/1.2亿/3亿）相比似乎抽蓄都在超预期完成目标，实际上我们测算下来想要实现超过25%以上的风光装机并网，没有锂电储能（电源侧配置非用户侧）和传统灵活性电源的配合，几乎无法实现，而现在面临的问题是锂电储能太贵，火电灵活性改造太慢，同时还需要再新建火电补充顶峰容量裕度。
3、根据澳大利亚国立大学的研究团队的研究，在全球发现约61.6万个潜在可行的站点，储能容量约23万亿KWh。其中，东亚地区有12.4万个，储能容量约为4万亿KWh（百万人均2400GWh）。根据论文结论，若支撑100%可再生能源电力系统所需储能约为每百万人20GWh，如果按照论文结论估算，国内如果需要实现100%可再生能源电力替代，对应14亿人口需要抽蓄容量总计为20GWh*（14亿/1百万）=280亿kw，对比无论是能源局提出的抽蓄建设目标，还是上述统计的开工/待开工/纳规资源池的容量，杯水车薪都算不上。
4、抽蓄项目从原来的主要玩家国网南网，到现在众多第三方的争相进入（长江电力的4000万储备，同时国投/电建/协和新能源等国/民企都纷纷圈地占资源），可以看出6.5%的容量电价保底收益率，这么稳定的收益底线保证，对这些大国企大资本来说还是非常有吸引力的。同时，未来如果推出现货市场，那电量电价、辅助服务这些现在可以看做是公司收益率增长的期权。
5、而投资抽蓄目前面临的问题是，由于建设周期较长，投产前持续的capex会对公司自有现金流造成持续的影响，而因为抽蓄处于建设集中爆发期，折旧现金流小于capex的情况必然将在前期存在，从而没有办法发挥类似水电一样加速折旧带来的净现比远大于1的强劲现金流入。
因此，保持对行业的持续关注，等待进入击球区是关键，目前还没对行业内的具体公司做深入了解，上游的水轮机据说是瓶颈，后面有时间再研究吧，有知道的朋友欢迎留言。
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