记者 | 席菁华

国家电网有限公司（下称国家电网）超1000亿元将投向抽水蓄能建设。

3月19日，国家电网官网显示，其研究出台了服务碳达峰碳中和构建新型电力系统加快抽水蓄能开发建设的六项重要举措。

国家电网称，将积极推动抽水蓄能电站科学布局、多开多投，力争“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。

国家电网表示，将向社会开放其拟建抽水蓄能项目，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。

3月1日，国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案已显示，“十四五”期间，加大抽水蓄能电站规划选点和前期工作，再安排开工建设一批项目；到2025年，国家电网经营区抽水蓄能装机超过5000万千瓦。

为实现碳达峰、碳中和目标，预计2030年中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

华北电力大学教授、能源互联网研究中心主任曾鸣告诉界面新闻，风光发电的大规模发展，决定了需要大量的储能支撑，匹配调峰和灵活性资源，否则电力系统的安全性没有保障。

因为新能源具有随机性、间歇性、波动性特征，大规模并网后，电力系统“双高”、“双峰”的特性明显。电网安全稳定运行和电力电量平衡将面临极大考验。

“双高”即高比例可再生能源、高比例电力电子设备。“双峰”即用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，峰谷差不断扩大。

抽水蓄能电站是储能的一种重要形式，能够为风光能源做调节。它利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。

业内普遍认为，抽水蓄能技术成熟、综合成本低，是唯一经过长时间实践验证的大规模储能技术，也是保障高比例新能源电力系统安全稳定运行的有效途径。

曾鸣认为，在未来以新能源为主的新型电力系统中，抽水蓄能将在电力系统安全保障中承担主力军和压舱石的作用，其他的储能方式承担辅助作用。

曾鸣表示，不同的储能技术适用于不同的场景，但抽水蓄能既能解决功率平衡，又能够解决电量平衡问题。

“储能技术中，抽水蓄能是最适合抑制风光发电波动性的储能方式。”曾鸣称。

今年1月，国家电网董事长辛保安在世界经济论坛“达沃斯议程”上也指出，风能、太阳能大规模高比例接入电网后，带来了电力平衡、电量消纳、电网安全稳定控制等诸多新挑战。

辛保安表示，国家电网正在推进抽水蓄能与储能建设，提高系统灵活调节能力。

国家能源局总工程师向海平此前公开表示，“十四五”时期及未来，中国电力系统对抽水蓄能电站的需求将更为强烈，抽水蓄能电站将保持较快发展态势。

《中国能源报》援引中关村储能产业技术联盟研究经理孟海星观点称，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是电化学储能的30%-50%，寿命是其3-5倍。

孟海星认为，电化学储能等其他储能技术虽逐步成熟、成本稳步下降，但造价、寿命和安全性等指标仍低于抽水蓄能。因此，在建设大容量系统储能时，抽水蓄能仍具有明显优势。

2018年12月，国家电网在抽水蓄能行业引入社会资本，加快混合所有制改革。

国家电网曾一度停滞对抽水蓄能电站的建设。

2019年5月底，国家发改委印发的《输配电定价成本监审办法》提出，“抽水蓄能电站、电储能设施不计入输配电定价成本”。

随即，国家电网在2019年上半年工作会上首次明确，暂缓电网侧大规模储能建设，并发布《关于进一步严格控制国家电网投资的通知》（826号文）。

该通知规定“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”，这导致电网侧储能发展快速下滑。

2020年初，在疫情冲击下，为助推企业复工复产，国家电网重启抽水蓄能建设。2020年12月，国家电网宣布，山西浑源、浙江磐安、山东泰安二期抽水蓄能电站项目集中开工。

截至2020年底，中国抽水蓄能装机刚刚超过3000万千瓦，远低于《电力发展“十三五”规划》提出的4000万千瓦目标。

此次发布的六条举措中，国家电网还保证，将发挥电网统一调度优势，推进“新能源+抽水蓄能”联合调度，最大限度提高抽水蓄能和新能源的协同效益，为经营区内抽水蓄能电站提供并网服务，确保电站及时并网、尽早发挥作用。

此外，国家电网建议，完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制，建立储能电站投资回报机制。通过价格机制，调动用户节能降耗和参与需求侧响应的积极性。

截至目前，国家电网在运、在建抽蓄电站51座，容量约6300万千瓦。

国家电网成立于2002年12月29日，是全球最大的公用事业企业。其经营区域覆盖26个省（自治区、直辖市），覆盖中国国土面积的88%以上，供电服务人口超过11亿人。