3月17日 ，浙江泰顺抽水蓄能电站、江西奉新抽水蓄能电站这两座国家电网旗下的抽水蓄能电站开工 ，预示着国家电网距离其抽水蓄能规划目标又近了一步 。按照规划 ，国家电网“十四五”将新开工2000万千瓦以上抽水蓄能电站 ，2025年经营区抽水蓄能装机超过5000万千瓦 ，2030年达到1亿千瓦 。
南方电网同样雄心勃勃 ，其规划“十四五”和“十五五”期间分别投产500万千瓦和1500万千瓦抽水蓄能 ，2030年抽水蓄能装机达到2800万千瓦左右 。
在电化学储能十分火热的当下 ，电网为何偏爱抽水蓄能 ，二者又将擦出什么样的火花？
本质上是电网的基本单元
去年以来 ，国家相继出台抽水蓄能电站电价政策和抽水蓄能中长期发展规划 ，国家电网公司发布加快抽水蓄能开发建设六项重要举措 。政策利好与行业需求双效叠加 ，抽水蓄能发展持续提速 。
业内人士指出 ，抽水蓄能具备“源网荷储”全要素特性 ，本质上是电网的基本单元 。对于电力系统来说 ，抽水蓄能的本领大、效益好 。
沙利文大中华区合伙人兼董事总经理贾庞表示 ，电化学储能的发展主要受益于近年来电池产业的快速发展 ，其具有建设周期较短、选址要求低和规模灵活等特点 ，但受制于其经济性和安全性 ，目前无法在电网侧实现大规模推广 。
金风低碳能源设计研究院规划研究部高级电力市场研究员杨萌认为 ，相对于电化学储能而言 ，抽水蓄能在电网侧具备以下优势：运营期超过60年 ，大大超过以锂电池为代表的电化学储能；规模大、更适合系统级应用；调控经验比较成熟 ，调用方便 。
“抽水蓄能虽然一定程度上受到选址条件、建设周期较长等方面的限制 ，但是抽水蓄能的技术成熟、使用寿命长、容量大、运行稳定、成本优势明显 ，目前依然是电网储能系统中的绝对主流 。”贾庞表示 。
产业呈现新发展态势
贾庞认为 ，除了发展规模显著扩大、建设速度大幅加快、与新能源的融合发展更深入等趋势外 ，未来抽水蓄能建设的新态势还体现在 ，扩大社会资本参与、价格机制改革激活市场等方面 。
“例如 ，国家电网已经明确表示将向社会开放拟建的抽水蓄能项目 ，合作模式一厂一议、灵活选择 ，社会资本可参可控 。对于有意愿有能力的社会资本 ，可由社会资本控股并建设管理电站 ，与社会各方力量建立共建共享机制 ，实现合作共赢 。”贾庞表示 。
据贾庞介绍 ，广东省明确了储能、抽水蓄能电站的费用和需求侧响应等相关费用 ，由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊 。这有利于成本疏导到下游全体工商业用户 ，意味着电网企业或抽蓄电站投资方将获取一定水平的投资回报 ，其扩大投资规模的动力将大幅提升 。
“既可以在较长周期内峰谷套利 ，也可以提供几乎所有的辅助服务 ，盈利模式灵活 。”杨萌同样认为 ，抽水蓄能作为最成熟的大规模长周期储能 ，是电力系统重要的灵活性资源 。在灵活性容量的激励机制建立后 ，抽水蓄能的投资将通过提前约定容量的方式得以保障 。
电网两方面引领产业发展
在碳达峰碳中和目标指引下 ，新型电力系统的核心特征是新能源成为电力供应的主体 。储能装置可以有效地平抑风、光等可再生能源产生的功率波动 ，使可再生能源变得相对可控 。
贾庞直言 ，未来 ，电网预计将从两大方面来推动抽水蓄能电站更好更快建设 。一方面 ，发挥电网的能源系统核心枢纽作用 ，全面、科学地规划布局抽水蓄能电站 ，避免站点规划与生态红线划定、国土空间规划等方面协调不够 ，影响抽水蓄能电站建设进程和综合效益的充分发挥；另一方面 ，发挥电网在电力市场化改革中的平台作用 ，进一步完善抽水蓄能电站电价形成和疏导机制 ，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易和辅助服务市场或辅助服务补充机制 ，使抽水蓄能电站通过市场回收成本、获得收益 。
杨萌表示 ，随着抽水蓄能电价瓶颈的解决 ，国家电网和南方电网对于抽水蓄能的开发热情空前高涨 ，但项目前期验证规划的手续仍较为复杂 ，建议简化流程 ，并进一步提高投资收益的确定性 。
