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从河北易县项目到山西垣曲项目，国家电网抽水蓄能项目正在加速重启。
从去年底明确暂停新建抽水蓄能到如今加速重启，国网对储能态度的转变，或将带动今年电网侧储能复苏。
而在各地纷纷要求新能源项目自配储能的情形下，业内认为，电网侧储能不失为一条更经济有效的途径。
抽水蓄能重启
国家电网去年曾下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》（国网【2019】826号文），称将不再安排抽水蓄能新建开工项目。同时被叫停的还有电网侧储能。但今年春节过后，国网对储能的态度发生了改变。
国家电网董事长毛伟明提出：“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。”
究其原因，国网系统一位专家认为，宁德时代与国网综合能源服务集团有限公司合资成立的储能公司——新疆国网时代储能发展有限公司（“国网时代”），主营项目是储能投资和建设、运营，其目的是，加快布局储能全产业链，这能体现国网对于储能行业的态度。“十四五”期间，随着新能源大规模并网以及负荷峰谷差的增大，为了加快构建“平台+生态”的综合能源服务产业体系，国网公司更加重视包括抽水蓄能在内的灵活性资源的发展。
抽水蓄能具有一百多年历史，是已知储能技术中规模最大、应用最广的电力储能系统。中关村储能产业技术联盟研究经理孟海星介绍说，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。现已广泛应用于调峰填谷、调频、紧急事故备用、大面积停电后系统自恢复以及为系统提供备用容量等方面，发挥着不可替代的重要作用，是电网安全、经济运行的有效调控手段。
“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。按照规划，仍有大部分项目未能完成。
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，但其造价、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。
与新能源互补性强
当前，随着新能源装机不断增长，电网对储能的需求有增无减。近期，多地要求新能源项目配备储能，这是通过新能源企业从发电侧配置储能来解决自身的波动性问题。但是，这一做法也引发业内巨大争议。有业内人士认为，一个新能源项目配套一个储能项目的做法并不经济，相对而言，在电网侧统一建设储能更加经济有效。
明年，可再生能源行业将全面进入平价时代。可再生能源并网比例提高，或促使储能应用从“锦上添花”变成“不可或缺”的关键支撑技术，电网侧储能有望迎来更大应用空间。
“国家电网重启抽水蓄能后，短短几个月内，山西、辽宁、福建已有若干开工或审批信息出现。一方面，反映出能源生产和消费方式正发生着革命性变化，新能源加快入网将推动电力系统由'发输用'向'发输储用'转变，储能在能源系统中的地位越来越重要；另一方面，抽水蓄能作为大规模储能方式，能够有效协调传统能源和新能源关系，但初始投资大、资本回收期长，主要布局在发电侧、电网侧，这体现了电网的担当和改革决心。”梧桐树资本新能源新材料基金投资总监吴川解释说。
一位业内人士表示，太阳能、风电是出力不稳定的直流电，要将直流变为交流才能上网，而且其电流、电压、振荡频率或高或低，并不确定。而解决这一难题的行之有效办法是，可直接用直流电抽水。由此，新能源发电机组和抽水蓄能发电机组可以组成运行联合体，实现经济效益最大化。因此，在未来的新能源平价时代，抽水蓄能可以大有作为。
成本回收仍有困难
未来，储能行业要助力可再生能源发展，就要求进一步降低储能的商业投资成本，增强储能运营的经济性。
业内普遍认为，抽水蓄能的技术成熟、综合成本低，且是唯一经过长时间实践验证的大规模储能技术。目前，我国抽蓄电站总体上存在发展慢、电价机制待完善、投资主体单一等问题，导致部分机组利用率较低、顶峰发电能力未能充分发挥。在我国迫切需要大规模调峰能力协调新能源入网的现状下，一旦电网建设大规模储能的决心已定，抽水蓄能将迎来一波建设小高潮。
吴川认为，抽水蓄能选址要求多、初始投资高、资本回收期长、电电效率提升潜力小，在一定程度上限制了抽水蓄能的大规模推广，也是前期国网对抽水蓄能暂停的主要原因之一。同时，国内外对大规模储能技术研究也有一定的进展，压缩空气储能、氢储能也都会与抽水蓄能形成一定的竞争。
“未来，抽蓄发展会呈现区域化特征，以区域电网为主体开展抽水蓄能的建设，面临的主要考验是建立成本回收机制。根据最新输配电定价成本监审办法，抽水蓄能不计入电网有效资产，若无法疏导成本，容量电费可能由省级电网（或区域电网）公司垫付，或由抽水蓄能电站自负，将对电网公司营收产生较大影响。”国网系统上述专家说，“当前，抽水蓄能成本传导机制有待明确。电力市场化改革后，抽水蓄能成本回收陷入两难境地:一方面，难以通过目录销售电价向终端用户回收。另一方面，无法通过输配电价向市场用户回收。”
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