平价新能源的储能竞争：抽水蓄能后来居上，电化学储能或先发后至？

2月5日，浙江省发布关于公开征求《浙江省绿色循环低碳发展“十四五”规划（征求意见稿）》的通知，同日，浙江省发布《浙江省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》。在3060的大好形势下，建设以清洁低碳为目标，打造绿色能源体系成为各个省市区的必然能源政策，作为能源输入（购电）大省，在清洁能源的发展规划方面，可谓大手笔：到 2025 年，非化石能源占一次能源消费比重达到 24%，光伏装机容量达到 2400 万千瓦左右，风电装机容量达到 830 万千瓦左右，生物质发电装机达到 260 万千瓦左右。

同时，我们注意到一个规划：有序发展抽水蓄能，建成长龙山、宁海、缙云抽水蓄能电站，加快推 进衢江、磐安抽水蓄能电站，打造华东抽水蓄能基地，2025年抽水蓄能电站装机规模达到700万千瓦。

工业化用电比例提升，储能的需求将成为新建电源的强制配套

浙江省是经济大省，按照2025年的新能源规划装机容量统计，新能源的总装机容量将达到3500万千瓦左右，如此大的装机容量，浙江省配置了700万千瓦的抽水蓄能作为储能配套，可谓大手笔。工业化用电比例的提升，将大幅度增加电网的电源发电调节难度，湖南为例，年均峰谷用电负荷高达800万千瓦，最高时段2000万千瓦，一般都在1200-1500万千瓦左右，如此大的峰谷负荷，对于电源侧发电调节可谓压力不下。3060的碳减排从能源消费角度鼓励并实际大力发展新能源，尤其是非水可再生新能源，大家都知道这些新能源的发电调节能力有限，储能就成为标配。从全国十多个省份2020年开始出台的储能政策来看，未来非水可再生能源，特别是风电和光伏，无论南北，配套储能将是标配。

深圳抽水蓄能电站（照片来自网络）

电化学储储能成本还是个大问题：只能用在小型的电网区间

传统的储能大家都认为采用电化学储能，电化学储能建设快，但容量小，调节能力有限，成本高，从当前使用范围比较广的磷酸铁锂储能技术计算建设成本，其成本支出约为1800元/千瓦时~2300元/千瓦时（2019年），2020年已经降至1500元/千瓦时，而其中电池成本占比在一半左右。而且当前磷酸铁锂的电池寿命基本也在10年左右，也就是说，十年后还需要重新换电池。成本已经成电化学储能发展的一个瓶颈。

抽水蓄能前期投资门槛较高：限制了初期发展

电化学储能成本居高不下的情况下，发展抽水蓄能可能是一条新的选择。抽水蓄能经济性较好，按同等条件连续充放电时间计算，抽水蓄能单位投资成本仅为电化学储能的30%-50%，而寿命却是其3-5倍。当然抽水蓄能建设最大的问题在于前期投入比较高，据了解，当前120万千瓦抽水蓄能电站投资规模约在50亿元左右。

因为抽水蓄能的投资门槛问题，限制了一些中小企业自己建抽水蓄能的可能性，为此大多数新能源配储能的时候都会选电化学储能的方式，因为抽水蓄能的储能规模非常大，一般风电、光伏的项目不需要配这么大的储能，因为发电量有限，根本不够储。

截至2019年，中国在运的抽水蓄能电站有30座，国家电网范围内有25座，装机容量是2091万千瓦。这25座中有21座是国家电网公司控股，还有4座由地方企业控股。抽水蓄能电站在华北、华东和南方区域分布较多。在建抽水蓄能30座，装机容量4305千瓦。加起来不到7000万千瓦，对比当前5.2亿千瓦的新能源装机，其实比例已经超过了10%。

浙江抽水蓄能大手笔的示范意义：电化学储能需要加大行业发展脚步

显然，抽水蓄能和电化学储能各有优劣，抽水蓄能虽然便宜，但是早期投资门槛高，项目选址难；电化学储能虽然贵，但是建设周期短，规划建设方便。但从长期来看，抽水蓄能更具有优势，在短期内电化学蓄能储能方式可以解决问题，但从长期来看，如果电化学储能不解决成本和循环利用问题，很有可能未来储能市场的蛋糕很难拿到预期的份额。

加快技术进步，电化学储能可别先发后至

这里涉及到一个核心问题，抽水蓄能是电网自建，可以自行调节调度上网，更重要的电网不缺钱，所以电化学储能的未来还需要电化学电池行业高度关注。如果电化学储能没有相当的竞争力，电网公司不一定选择这种储能方式作为他自己的调峰手段，这几年虽然电化学储能市场高调，但由于盈利模式和电源辅助服务的政策未落实，实际也给电化学储能的发展带来一定的副作用。这一点也要向光伏学习，加大技术创新脚步，进一步提升储能竞争力，否则可能会落个起个大早，赶个晚集的结果。