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從河北易縣項目到山西垣曲項目，國家電網抽水蓄能項目正在加速重啟。
從去年底明確暫停新建抽水蓄能到如今加速重啟，國網對儲能態度的轉變，或將帶動今年電網側儲能復蘇。
而在各地紛紛要求新能源項目自配儲能的情形下，業內認為，電網側儲能不失為一條更經濟有效的途徑。
抽水蓄能重啟
國家電網去年曾下發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》（國網【2019】826號文），稱將不再安排抽水蓄能新建開工項目。同時被叫停的還有電網側儲能。但今年春節過后，國網對儲能的態度發生了改變。
國家電網董事長毛偉明提出：“要積極研究探索儲能發展路徑和模式，結合特高壓建設和新能源消納需求，形成一套成熟的技術和商業模式，未來實現儲能與電網的平衡發展。”
究其原因，國網系統一位專家認為，寧德時代與國網綜合能源服務集團有限公司合資成立的儲能公司——新疆國網時代儲能發展有限公司（“國網時代”），主營項目是儲能投資和建設、運營，其目的是，加快布局儲能全產業鏈，這能體現國網對于儲能行業的態度。“十四五”期間，隨著新能源大規模并網以及負荷峰谷差的增大，為了加快構建“平臺+生態”的綜合能源服務產業體系，國網公司更加重視包括抽水蓄能在內的靈活性資源的發展。
抽水蓄能具有一百多年歷史，是已知儲能技術中規模最大、應用最廣的電力儲能系統。中關村儲能產業技術聯盟研究經理孟海星介紹說，抽水蓄能經濟性較好，按同等條件連續充放電時間計算，抽水蓄能單位投資成本是電化學儲能的30%-50%，壽命是其3-5倍。現已廣泛應用于調峰填谷、調頻、緊急事故備用、大面積停電后系統自恢復以及為系統提供備用容量等方面，發揮著不可替代的重要作用，是電網安全、經濟運行的有效調控手段。
“十三五”期間，我國規劃建成抽水蓄能4000萬千瓦，并開工建設6000萬千瓦。按照規劃，仍有大部分項目未能完成。
孟海星認為，電化學儲能等其他儲能技術雖逐步成熟、成本穩步下降，但其造價、壽命和安全性等指標仍低于抽水蓄能。因此，在建設大容量系統儲能時，抽水蓄能仍具有明顯優勢。
與新能源互補性強
當前，隨著新能源裝機不斷增長，電網對儲能的需求有增無減。近期，多地要求新能源項目配備儲能，這是通過新能源企業從發電側配置儲能來解決自身的波動性問題。但是，這一做法也引發業內巨大爭議。有業內人士認為，一個新能源項目配套一個儲能項目的做法并不經濟，相對而言，在電網側統一建設儲能更加經濟有效。
明年，可再生能源行業將全面進入平價時代。可再生能源并網比例提高，或促使儲能應用從“錦上添花”變成“不可或缺”的關鍵支撐技術，電網側儲能有望迎來更大應用空間。
“國家電網重啟抽水蓄能后，短短幾個月內，山西、遼寧、福建已有若干開工或審批信息出現。一方面，反映出能源生產和消費方式正發生著革命性變化，新能源加快入網將推動電力系統由‘發輸用’向‘發輸儲用’轉變，儲能在能源系統中的地位越來越重要；另一方面，抽水蓄能作為大規模儲能方式，能夠有效協調傳統能源和新能源關系，但初始投資大、資本回收期長，主要布局在發電側、電網側，這體現了電網的擔當和改革決心。”梧桐樹資本新能源新材料基金投資總監吳川解釋說。
一位業內人士表示，太陽能、風電是出力不穩定的直流電，要將直流變為交流才能上網，而且其電流、電壓、振蕩頻率或高或低，并不確定。而解決這一難題的行之有效辦法是，可直接用直流電抽水。由此，新能源發電機組和抽水蓄能發電機組可以組成運行聯合體，實現經濟效益最大化。因此，在未來的新能源平價時代，抽水蓄能可以大有作為。
成本回收仍有困難
未來，儲能行業要助力可再生能源發展，就要求進一步降低儲能的商業投資成本，增強儲能運營的經濟性。
業內普遍認為，抽水蓄能的技術成熟、綜合成本低，且是唯一經過長時間實踐驗證的大規模儲能技術。目前，我國抽蓄電站總體上存在發展慢、電價機制待完善、投資主體單一等問題，導致部分機組利用率較低、頂峰發電能力未能充分發揮。在我國迫切需要大規模調峰能力協調新能源入網的現狀下，一旦電網建設大規模儲能的決心已定，抽水蓄能將迎來一波建設小高潮。
吳川認為，抽水蓄能選址要求多、初始投資高、資本回收期長、電電效率提升潛力小，在一定程度上限制了抽水蓄能的大規模推廣，也是前期國網對抽水蓄能暫停的主要原因之一。同時，國內外對大規模儲能技術研究也有一定的進展，壓縮空氣儲能、氫儲能也都會與抽水蓄能形成一定的競爭。
“未來，抽蓄發展會呈現區域化特征，以區域電網為主體開展抽水蓄能的建設，面臨的主要考驗是建立成本回收機制。根據最新輸配電定價成本監審辦法，抽水蓄能不計入電網有效資產，若無法疏導成本，容量電費可能由省級電網（或區域電網）公司墊付，或由抽水蓄能電站自負，將對電網公司營收產生較大影響。”國網系統上述專家說，“當前，抽水蓄能成本傳導機制有待明確。電力市場化改革后，抽水蓄能成本回收陷入兩難境地:一方面，難以通過目錄銷售電價向終端用戶回收。另一方面，無法通過輸配電價向市場用戶回收。”
從去年底明確暫停新建抽水蓄能到如今加速重啟，國網對儲能態度的轉變，或將帶動今年電網側儲能復蘇。
而在各地紛紛要求新能源項目自配儲能的情形下，業內認為，電網側儲能不失為一條更經濟有效的途徑。
抽水蓄能重啟
國家電網去年曾下發《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》（國網【2019】826號文），稱將不再安排抽水蓄能新建開工項目。同時被叫停的還有電網側儲能。但今年春節過后，國網對儲能的態度發生了改變。
國家電網董事長毛偉明提出：“要積極研究探索儲能發展路徑和模式，結合特高壓建設和新能源消納需求，形成一套成熟的技術和商業模式，未來實現儲能與電網的平衡發展。”
究其原因，國網系統一位專家認為，寧德時代與國網綜合能源服務集團有限公司合資成立的儲能公司——新疆國網時代儲能發展有限公司（“國網時代”），主營項目是儲能投資和建設、運營，其目的是，加快布局儲能全產業鏈，這能體現國網對于儲能行業的態度。“十四五”期間，隨著新能源大規模并網以及負荷峰谷差的增大，為了加快構建“平臺+生態”的綜合能源服務產業體系，國網公司更加重視包括抽水蓄能在內的靈活性資源的發展。
抽水蓄能具有一百多年歷史，是已知儲能技術中規模最大、應用最廣的電力儲能系統。中關村儲能產業技術聯盟研究經理孟海星介紹說，抽水蓄能經濟性較好，按同等條件連續充放電時間計算，抽水蓄能單位投資成本是電化學儲能的30%-50%，壽命是其3-5倍。現已廣泛應用于調峰填谷、調頻、緊急事故備用、大面積停電后系統自恢復以及為系統提供備用容量等方面，發揮著不可替代的重要作用，是電網安全、經濟運行的有效調控手段。
“十三五”期間，我國規劃建成抽水蓄能4000萬千瓦，并開工建設6000萬千瓦。按照規劃，仍有大部分項目未能完成。
孟海星認為，電化學儲能等其他儲能技術雖逐步成熟、成本穩步下降，但其造價、壽命和安全性等指標仍低于抽水蓄能。因此，在建設大容量系統儲能時，抽水蓄能仍具有明顯優勢。
與新能源互補性強
當前，隨著新能源裝機不斷增長，電網對儲能的需求有增無減。近期，多地要求新能源項目配備儲能，這是通過新能源企業從發電側配置儲能來解決自身的波動性問題。但是，這一做法也引發業內巨大爭議。有業內人士認為，一個新能源項目配套一個儲能項目的做法并不經濟，相對而言，在電網側統一建設儲能更加經濟有效。
明年，可再生能源行業將全面進入平價時代。可再生能源并網比例提高，或促使儲能應用從“錦上添花”變成“不可或缺”的關鍵支撐技術，電網側儲能有望迎來更大應用空間。
“國家電網重啟抽水蓄能后，短短幾個月內，山西、遼寧、福建已有若干開工或審批信息出現。一方面，反映出能源生產和消費方式正發生著革命性變化，新能源加快入網將推動電力系統由‘發輸用’向‘發輸儲用’轉變，儲能在能源系統中的地位越來越重要；另一方面，抽水蓄能作為大規模儲能方式，能夠有效協調傳統能源和新能源關系，但初始投資大、資本回收期長，主要布局在發電側、電網側，這體現了電網的擔當和改革決心。”梧桐樹資本新能源新材料基金投資總監吳川解釋說。
一位業內人士表示，太陽能、風電是出力不穩定的直流電，要將直流變為交流才能上網，而且其電流、電壓、振蕩頻率或高或低，并不確定。而解決這一難題的行之有效辦法是，可直接用直流電抽水。由此，新能源發電機組和抽水蓄能發電機組可以組成運行聯合體，實現經濟效益最大化。因此，在未來的新能源平價時代，抽水蓄能可以大有作為。
成本回收仍有困難
未來，儲能行業要助力可再生能源發展，就要求進一步降低儲能的商業投資成本，增強儲能運營的經濟性。
業內普遍認為，抽水蓄能的技術成熟、綜合成本低，且是唯一經過長時間實踐驗證的大規模儲能技術。目前，我國抽蓄電站總體上存在發展慢、電價機制待完善、投資主體單一等問題，導致部分機組利用率較低、頂峰發電能力未能充分發揮。在我國迫切需要大規模調峰能力協調新能源入網的現狀下，一旦電網建設大規模儲能的決心已定，抽水蓄能將迎來一波建設小高潮。
吳川認為，抽水蓄能選址要求多、初始投資高、資本回收期長、電電效率提升潛力小，在一定程度上限制了抽水蓄能的大規模推廣，也是前期國網對抽水蓄能暫停的主要原因之一。同時，國內外對大規模儲能技術研究也有一定的進展，壓縮空氣儲能、氫儲能也都會與抽水蓄能形成一定的競爭。
“未來，抽蓄發展會呈現區域化特征，以區域電網為主體開展抽水蓄能的建設，面臨的主要考驗是建立成本回收機制。根據最新輸配電定價成本監審辦法，抽水蓄能不計入電網有效資產，若無法疏導成本，容量電費可能由省級電網（或區域電網）公司墊付，或由抽水蓄能電站自負，將對電網公司營收產生較大影響。”國網系統上述專家說，“當前，抽水蓄能成本傳導機制有待明確。電力市場化改革后，抽水蓄能成本回收陷入兩難境地:一方面，難以通過目錄銷售電價向終端用戶回收。另一方面，無法通過輸配電價向市場用戶回收。”
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