日前，国家电网董事长、党组书记毛伟明宣布，山西垣曲抽水蓄能电站项目正式开工建设。在全面复工复产的大潮下，国网率先把山西这个设计年发电量12亿千瓦时，年抽水电量16亿千瓦时的抽水蓄能电站推出引起人们诸多猜测，从去年11月明确提出不投资新建抽水蓄能到现在依托“混改”东风大力推进山西抽水蓄能电站开工建设，似乎电网对抽水蓄能的投资政策有了新的动向。毛伟明在今年2月13日视察国网综合能源服务集团时指出：“要积极研究探索储能发展路径和模式，结合特高压建设和新能源消纳需求，形成一套成熟的技术和商业模式，未来实现储能与电网的平衡发展。”此番言论一出应该已经印证了国网董事长换人之后，公司对于储能行业的最新态度发生转变。作为储能行业排头兵的抽水蓄能项目建设仓促叫停，并非国网本意，重启抽水蓄能的意愿显露无疑。
国际能源网记者了解到，“十三五”期间，我国规划建成抽水蓄能4000万千瓦，并开工建设6000万千瓦。2020年已是“十三五”收官之年，此前规划的兴建6000万千瓦抽水蓄能电站的计划仍有大部分未能完成。业内专业人士告诉国际能源网记者，如果我国在“十四五”不能有效完成此前规划的近1亿千瓦的建成规模，伴随着越来越多的陆地风电、海上风电，以及各类光伏电站接入电网，若想在备用容量日益短缺、系统爬坡速度慢、特高压通道受限、外来电占比高等现实条件下保证用户高效稳定的获得电力，必将付出更高的代价。
我国仍然处于用电需求的稳定、稳涨周期，增量需求的巨大绝对值仍然不可轻视。加之国土空间、新能源技术特性、成本压力等一系列现实因素，在具有调节性能强大的水电站开发高峰已经过去的当今时代，我们或将重新面临大量兴建燃气调峰电站、成建制保留备用煤电与规模化建设高灵活性新增煤电的局面。当前“十四五”相关规划已经进入核心阶段，相关问题已经无法利用新能源装机解决。数亿千瓦新增火电规划的选项下，借助可再生能源实现我国低成本能源转型的初心，正在遭遇巨大的现实挑战。
政策调整背后的隐情
相较常规水电站的百年历史，我国抽水蓄能电站的发展起步较晚，在20世纪50年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发。由于国内常规电源尚能满足需求，加之抽水蓄能电站专业性较强，从而长期由电网企业开发经营其他主体不准进入。部分央企虽有尝试，但最终受限于政策及市场条件，一直没有找到成熟的商业模式。
自我国推行电力体制改革以来，历史上虽然经历了：厂网分开、主辅分离等诸多阶段。但抽水蓄能这一拥有独特技术地位的资产，却仍牢牢掌握在电网手中。伴随着新一轮电力体制改革的开展，2019年5月24日，国家发改委、国家能源局联合签发的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号）的通知明确：“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用”不得计入输配电定价成本。此举与各方积极推进建设辅助服务市场、分解细化当前输配电价格机制、营造公正公平发展环境以及终端市场化梳导的方向是一致的。
但政策落地的空窗期，在相关市场及机制建立之前如果大力推进新的抽蓄项目建设势必承担相应的压力。特别是在“去杠杆、降电价”等综合背景之下，导致电网在发展抽水蓄能电站方面的顾虑重重。这也是去年11月国网出台的826号文件中明确提出不再安排抽水蓄能新开工项目的重要原因之一。
通过研究国网的一系列政策和招商文件记者发现，这并不意味着国网就会退出全部抽水蓄能的项目，一些已经申报审批准备好的项目国网还会继续运作。但在此过程中，国网可能会借助混合所有制等工具，加强与其他各市场主体的合作。国网将在重点推进的项目中，更多的依托社会力量，实现在项目申报、开工建设以及出资合作方面的加强。以此减轻其在资金和管理等众多方面的压力。
抽水蓄能投资不计入电网输配成本，看似对行业短期发展不利，但实际背后却另有隐情。抽水蓄能电站建设是一项投资巨大、资本回收周期漫长的项目。国际能源网记者查询发现，国家电网在2016年投资了辽宁清原、江苏句容、福建厦门、新疆阜康4座抽水蓄能电站，装机规模累计575万千瓦，投资总额高达375亿元人民币，如果按照“十三五”规划修建29座抽水蓄能电站，累计投资将超过2000亿元人民币。而从目前电网的投资能力看，尽管手握每年上万亿的电费现金流，但年利润率长期保持低位。国网在降电价、去杠杆的约束下，其有限的资金面临特高压、城市配网、综合能源服务等更多的需求，这也令处于政策空窗期的抽蓄项目在电网内部的投资处境更为尴尬。
另据熟悉情况的人士透露：抽蓄作为最可靠、最便捷的调度工具而被各国电网视为物理图腾，在美日欧电网整体份额数倍于我国，前后已发展了百年历史，并仍然大量规划新增项目。众所周知的2019年英国电网事故中，正是抽蓄为首的一系列机组与机制及时响应，才避免了事态的进一步扩大，并最终得以解决。当前“输、配、售电分离，管住中间放开两头”的电改背景、新能源占比以及客户安全容忍度均日益提升的条件制约下，电网一方面尤为重视抽蓄发展的长远意义，另一方面也因为其控制权牵扯到电网调度与电力交易机制和体系的重新定位而特别得到电网公司重视。
在之前的政策框架内，电网公司可以把投资抽水蓄能的项目全掌握在自己手里，外部资本无法介入从而维系生态平衡。而政策修改之后新增项目失去了原有经营的土壤，而必须依赖更好的管理、更高的效率和更优的成本控制，才能适应当前低成本能源转型与市场化的整体需求。客观上相较投资其他项目，电网投资的主观意愿降低了。
正因如此，也就为更多的企业、社会资本进入抽水蓄能电站的投资环节，打开了一扇新的大门。此外，由于抽水蓄能建设事关技术、协调、运营、交易、投资等多项事务，如果能与其他主体进行多种方式的合作，提升项目推进的速度和效率，这也将为抽水蓄能高效发展带来新契机。此后随着更多企业、社会资本涌入，在新增低成本电量需求的刚性推动下，我国抽水蓄能电站建设将迎来新篇章。
迫在眉睫的发展需求
2020年2月28日，国家能源局发布我国风电、光伏装机和发电数据，2019年全国新增光伏发电装机3011万千瓦，风电新增并网装机2574万千瓦。新能源存量装机已超过4亿千瓦，远超很多发达国家的整体电网容量。大批风电、光伏并网给我国电网稳定性带来了冲击。而电化学储能短时间内，无论在规模上还是成本上都难以满足电网调峰、备用的整体需求，抽水蓄能建设的紧迫性不言而喻。
国家电网在刚复工就率先推出山西垣曲抽水蓄能电站很重要的原因就是作为第一批光伏领跑者基地的山西发展了大量的风电光伏项目，而山西的调峰能力主要以火电为主，大规模风电光伏接入电网后，山西的火电调峰能力不足以应对越来越多比重的风电、光伏并网。随着山西经济的快速发展以及用电结构的调整，未来山西电网负荷将继续增加，峰谷差逐渐增大，国网必须要尽快在此地上马抽水蓄能电站，效缓解山西电网调峰压力。
预计山西垣曲抽水蓄能电站投运后可与华北地区风电等新能源发电、特高压交直流输电配合运行，有效降低电网燃煤消耗，提升新能源利用率。此外，120万千瓦规模的抽水蓄能电站，可以视电网需求在数十秒内启动，由满负荷抽水转变为满负荷发电，提供正负近240万千瓦的电力支援能力。在电力系统中配备足够容量的抽水蓄能电站，启停灵活、反应快速，可以有效提升大电网综合防御能力，服务于特高压电网发展，保障电网安全稳定运行。
我国目前解决东部电网调峰的问题主要依赖火电和抽水蓄能电站两种形式，由于火电站的系统效率、响应时间、调峰成本以及碳排放等一系列问题，并不是辅助服务电站的首选。而电化学储能又因为规模小、成本高等问题一直处在示范项目的建设过程中，国内对于抽水蓄能电站的需求相当迫切。从这个角度看，即使电网依据最新政策无法有效化解相关成本，出于电网运行需求的角度考虑，国家电网依然不会全面放弃参与此类项目。全力推进辅助服务市场的同时，寻求优质项目、利用混改和金融工具最终解决当前困境，必将是电网公司重要的解决方案。
商业模式逐渐成熟
抽水蓄能当前存在的多种电价模式，近期以两部制电价为代表兴建了大量的项目。但容量电费的终端梳解与电量电费的波动，为投资者的工作带来了巨大的不确定性。某些项目还不同程度出现了拖欠结算电费、机组闲置或超负荷运行等一系列情况，这都对行业的健康发展带来了挑战。但与此同时，我国现有的峰谷电价政策已经日益完善。尖峰电价、阶梯电价、绿证、需求侧响应等一系列引导机制也已经开始不同程度地影响电力市场的发展。特别是随着中长期市场、现货市场的逐步完善，全面系统的辅助服务市场已经呼之欲出。
近二十年来，随着一大批抽水蓄能项目的建设，我国不论在施工设计能力，还是在机组制造能力方面，都已经走到了世界前列。在当前物质条件、市场需求、价格基础均比较成熟的情况下，通过科学规划、市场博弈来确定的适合中国社会的抽蓄发展商业模式之路已经成熟。
特别是随着新能源的不断发展，抽水蓄能作为上千年历史的水利、水电行业的最新应用，在保障用户侧需求的同时，也逐步往发电侧转移。结合常规水电站与风光项目，统一规划“水风光储”多能互补能源基地，已经成为众多从业者的新任务。同时，利用老旧电站扩机改造、矿坑综合利用、数据中心配套规划等新思路，也跃然于纸上。
抽水蓄能电站本可作为我国低成本实现能源转型的利器，但是因为其在历史发展过程中长时间受到体制和管理模式的制约，并没有发挥其应有的作用和经过时间验证的技术魅力，希望抽水蓄能电站能在电改的大背景下获得公平发展的机会，与其他技术路线一起在市场中竞争、协作，为客户创造更大的价值。我们相信在抽水蓄能电站规模化发展的保障下，我国的清洁能源行业会拥有更灿烂的明天！
