12月30日，服务北京绿色冬奥的“超级充电宝”——国家电网丰宁抽水蓄能电站投产发电。
丰宁抽水蓄能电站下水库
丰宁抽蓄电站共安装12台30万千瓦单级可逆式水泵水轮发电电动机组，总装机360万千瓦，为世界抽蓄电站之最。不独如此，丰宁抽蓄电站储能能力也创造了新的世界记录，12台机组满发利用小时数达10.8小时。
记者注意到，今年以来，包括丰宁电站在内，国家电网已先后投产5座抽水蓄能电站工程共9台机组，装机容量达到285万千瓦。
丰宁电站投产，是新一轮抽水蓄能电站“井喷”的一声号角。国家电网和南方电网明确，未来将分别投入1000亿和2000亿上马抽水蓄能电站，总的装机规模相当于再造两个三峡水电站。
在两大电网带动下，抽水蓄能万亿级的市场开始步入“爆发期”。
电网“双雄”
抽水蓄能的原理很简单，就是电多的时候把水抽到高处，缺电的时候放水下来发电。抽水蓄能对地势要求很高，需要有落差，需要盖水库，需要有水，不是所有地方都能建设。
用中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎的话来说：抽水蓄能的工作原理，就是“抽水耗电，然后再放水发电，以此来平衡电力过剩和电力紧缺的时间段”。
按照国务院此前发布的2030年前减少碳排放路线图，到2025年，新型储能装机容量要达到3000万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力。
当今世界上最大的水电站——三峡水电站总装机规模也只有2240万千瓦。抽蓄2030年1.2亿千瓦的装机量，相当于5个三峡水电站。从投资规模看，预计将达到1.8万亿元之多，这是一个巨大的市场。
于是，各路玩家纷纷应时而动。
2021年3月19日，国家电网发布自己的“双碳”路线图明确：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。
消息传来，业界振奋。国家电网的气魄和手笔，足以点燃一个行业。千亿规模的投资规划，让更多玩家看到了新机会。
紧随其后，5月15日，南方电网公布了自己的蓄水储能“路线图”：在“十四五”和“十五五”期间，分别投产500万千瓦和1500万千瓦抽水蓄能电站。例如广东惠州、肇庆、广西南宁等地，新增抽水蓄能电站将较“十三五”期间分别增长81%和262%（截至2020年底，南方电网抽水蓄能总装机788万千瓦）。
或许还嫌上述目标不够“有劲”，在10月24日的抽水蓄能建设动员会上，南方电网董事长孟振平亲自出席并立下Flag：未来十年，南方电网将建成投产2100万千瓦抽水蓄能，同时开工建设1500万千瓦抽水蓄能，总投资约2000亿元。到2030年，大约相当于新增1个三峡水电站的装机容量。
抽蓄经济账
那么，两网为什么如此大投入建设抽水蓄能电站呢，抽水蓄能电站能给两网带来什么样的收益？
2021年8月，国家发改委、能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》指出，“实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能”。
尽管截至2020年底，中国的弃风率、弃光率都已降至5%以下，但是要在2030年达到25%的非化石能源消费比重目标，中国风、光发电总装机容量需要超过12亿千瓦，而2020年末约为5.3亿千瓦。这意味着，未来中国可再生能源电量消纳的压力仍将不断加大。
如此说来，“双碳”目标下，储能将是一把打开新型电力系统的关键钥匙。
电网侧储能，就像“超级充电宝”，主要用于电网调峰、调频，其最主要的储能方式就是建设抽水蓄能电站，通过“抽水耗电，放水发电”来平衡电力供应、平滑负荷曲线。
在国家电网看来，抽水蓄能是目前技术最为成熟的大规模储能方式，具有“六大功能”，即调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动。总体而言，调峰和储能是抽水蓄能电站的两大主要功能，而调峰也是建立在储能的基础之上。可见，抽蓄对电网来说是具有战略意义的。
那么，动辄上千亿元的资金投入下，抽水蓄能电站的收益怎么样呢？
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者说，抽水蓄能电站的收入来源有二：一是容量电价（类似过去的电话座机费，打不打电话都要交钱），比如电网企业建成抽蓄电站花了5个亿，这5个亿就是容量电价；二是卖电的钱减去买电的钱（卖电量*上网电价-购电量*抽水电价），中间价差就是收益。
依据2014年抽水蓄能政策，抽水电价=0.75*上网电价，抽水蓄能电站大约是抽4度电发3度电，因此，这个电价基本就是保本设计。
举例来说，某省全年售电2000亿度，电网建有2座抽蓄电站为全省提供调峰辅助服务。该省平均输配电价电价是0.2元/度，电网全年收取输配费用400亿。2座抽蓄的容量电价成本预计一年5亿，那么电网当年在A省收取的输配费用就是400+5=405亿，收益非常可观。
政策轮回
抽水蓄能当下的火热，与几年前形成鲜明对比。曾经，抽水蓄能也一度因为不能纳入输配成本而陷入投资寒冬。
在江苏镇江，分布着八座电网侧储能电站构成的电网储能电站群，电网企业希望通过将成本纳入电网输配电价的方式进行摊销，但后来这一模式却被叫停。原因是这一模式与国家降低电网输配电价的大方向相悖，也不属于电网企业的管制性业务。
2019年6月，国家发改委出台的《输配电定价成本监审办法》，明确将抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的资产，排除在输配电价成本之外。这导致增量的抽水蓄能电站成本回收、疏导困难，行业企业没有投资兴趣，甚至是建一个、赔一个。
这一局面，直到2021年5月迎来转机。
5月7日，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确政府核定的抽水蓄能容量电费由电网企业向抽水蓄能主体支付，购买抽水蓄能服务，然后再纳入省级电网输配电价回收。同理，如果电网企业自己做抽水蓄能电站，其成本也将摊销进电价中。
《“十四五”规划纲要》还提出，加快抽水蓄能电站建设和新型储能技术规模化应用，预计随着电价机制完善、电力市场推进以及“双碳”目标驱动，抽水蓄能电站将得到更多政策支持。
2021年9月9日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，要求加快抽水蓄能电站核准和建设，进一步明确了发展目标。
具体来说，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
政策方向已明，各路玩家“井喷”式涌入抽水蓄能赛道也是自然而然的事情了。不仅仅是两网的3000亿，更多央企都在急速布局。
记者看到的最新案例是，2021年12月23日，三峡集团所属三峡建工浙江天台抽水蓄能电站项目获浙江省发展和改革委员会核准，拿到“开工令”。项目总装机容量170万千瓦，总投资107.4亿元。
这又是一个刷新抽蓄记录的“大家伙”：电站额定水头724米，为全球最高；单机容量（4台单机容量42.5万千瓦的可逆式水轮发电机组）位居国内抽蓄电站之首；上下引水斜井长度483.4米，位列全国第一。
痛点仍在
在以新能源为主体的新型电力系统建设中，抽水蓄能电站是当前技术最成熟、经济性综合最优的灵活电源。
然而，伴随着抽水蓄能如火如荼发展起来，其存在的问题也日益显现。以上网电价作为抽水蓄能电站的唯一经济效益评判指标存在局限性，通过上网电价和抽水电价之间差价保证抽水蓄能电站运行成本的回收，会造成能源浪费。
抽水蓄能电站运行成本的回收是通过上网电价高于抽水电价来实现的，考虑到抽水蓄能电站“抽四发三”的能量转换比率，上网电价一般需要比抽水电价高出33%以上，电站抽水越多，发电越多，收益就越高。
因此，这种经营模式下的电价机制就驱使抽水蓄能电站运营者争取多抽水、多发电，通过两者差价赚取更多利润，而不是考虑按电网实际需求提供抽水发电服务，导致不必要的能源浪费，这与建设抽水蓄能、助力双碳目标的初衷是相违背的。
解决这一问题，需要在大力发展抽水蓄能电站的同时，兼顾各种储能方式。
储能，顾名思义，即将能量存储起来，需要的时候使用，现有抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、熔融盐储能等多种储能技术。生活中，小到移动充电宝，大到新能源汽车动力电池、电站超大型电池组，都属于储能范畴。
目前，中国新型储能主要指电化学储能，即通过电池完成能量储存、释放与管理的过程。从应用场景来看，主要分电源侧、电网侧、用户侧三类，比如风电、光伏电源侧配储能，解决新能源波动性问题；电网侧的储能，就像“超级充电宝”，主要用于电网调峰、调频；工商业企业利用用户侧储能项目，进行削峰填谷等。
根据统计，2020年，中国已投运储能项目累计装机规模35.6GW（吉瓦，1吉瓦=100万千瓦），同比增长9.8%。其中，抽水蓄能规模最大，占比89%，累计装机31.79GW，同比增长5%；电化学储能占比仅为9.2%，累计装机为3.27GW，但同比增长很快，达到91%。在各类电化学储能中，锂电子电池装机规模最大，占比89%，达2.9GW。
很显然，这样的产业结构是不均衡、不合理的。未来，大力发展电化学储能，可以作为抽水蓄能的补充，前景广阔。但电化学储能的发展仍面临诸多掣肘，安全事故频发、成本高、市场机制不完善等。
总之，抽水蓄能在未来新型电力系统中具有不可替代的重要作用，是电网安全、经济运行的稳定器。如何使抽水蓄能电站步入正常的生产经营轨道，同时兼顾各种储能形式，引领整个储能产业的升级发展，是业内需要通盘考量的问题。
