國家發改委和能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，明確提出逐步推動儲能電站參與電力市場，研究探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。

5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確堅持并優化抽水蓄能兩部制電價政策，健全抽水蓄能費用分攤疏導方式，強化抽水蓄能建設運行管理。

在碳達峰、碳中和目標提出以及明確構建以新能源為主體的新型電力系統后，密集出臺相關文件顯示了國家層面充分認識到新能源爆發式增長背后，電網調節資源的至關重要性，尤其是《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》的發布，釋放了國家將大力支持抽水蓄能產業發展的強烈信號。

作為當前技術最成熟、功能最齊全、經濟性最好的安全調節資源，抽水蓄能具備調峰填谷、調頻調相、事故備用和黑啟動等功能，在電網安全穩定運行中扮演重要的角色。但受制于單體投資大、成本回收周期長、虧損風險大等原因，近年來，市場主體投資抽水蓄能電站的熱情并不高。

多方因素交雜

浙江應當重點關注抽水蓄能

2020年9月，中國在第七十五屆聯合國大會上提出“碳達峰、碳中和”目標，并被納入我國生態文明建設整體布局。能源綠色低碳發展是實現“雙碳”目標的關鍵，而電力行業是我國碳減排的主攻方向。同年12月，在氣候雄心峰會上，中國提出2030年風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上。2021年3月15日，中央財經委第九次會議提出構建以新能源為主體的新型電力系統，新能源在未來電力系統中的主體地位得以明確。

為適應新能源波動特性，電力系統對靈活性調節資源的需求更加迫切。國家相關部委負責人此前表示，在風光占比大幅增加的情況下，要有足夠的、對應的應急備用和調峰能力，風電、光伏發展必須配套儲能。國家電網公司在碳達峰、碳中和行動方案提出，要推廣應用大規模儲能裝置，提高系統調節能力。

浙江經濟發達，電力需求旺盛，2021年最高用電負荷可能突破1億千瓦，因此，對電源的需求比以往任何時候都迫切。2020年以來，浙江“控煤”政策以及碳達峰、碳中和要求，進一步擠壓煤電增長的空間。與此同時，作為全國分布式光伏裝機容量最大的省份，在享受能源清潔化的同時，浙江也飽受新能源“折磨”。“天熱無風”“云來無光”，完全“靠天吃飯”。控制煤電就要發展新能源，發展新能源就要增加調節資源，這成為浙江無二的選擇。

在增加調節資源上，無論是裝機容量、安全性、電網調節能力、經濟社會效益，當前，電化學儲能都與抽水蓄能不可同日而語。以最近開工的磐安抽水蓄能電站為例，該電站裝機容量120萬千瓦，可拉動GDP增長上百億元，提供就業崗位上萬個，每年上繳稅收1億元，并帶動基礎改善、經濟發展和農民增收。而長興10千伏雉城儲能電站容量僅為2.4萬千瓦。因此，在電化學儲能成本不能取得重大突破的情況下，在大規模調節資源利用上及拉動經濟發展上，抽水蓄能仍然具有無可比擬的優勢。

對浙江來說，加強對省內抽蓄資源的挖掘利用，勢在必行。3月19日，國家電網提出，“十四五”期間，將在新能源集中開發地區和電力負荷中心新增建設抽水蓄能電站裝機2000萬千瓦以上，投資規模超過1000億元。

作為東部電力負荷中心和抽水蓄能資源豐富的浙江，無論是扮演國家電網公司“走在前、作示范”的角色，還是基于自身長遠發展的目的，以及推動浙江能源轉型、助力浙江高質量碳達峰要求，都沒有理由錯過這次機遇。

多重政策利好

捧著金飯碗的浙江該順勢而為

全球能源互聯網發展合作組織預測，到2060年全國抽水蓄能裝機將達到1.8億千瓦。截至2020年底，這一規模只有3000萬千瓦，這意味著，尚有1.5億千瓦裝機空間，總投資近萬億。這么廣闊的一片藍海，這些年發掘進程緩慢，分析原因在于抽水蓄能電站收益微弱。據國家電網公司內部人士透露，平均每建一個抽水蓄能電站虧損3億元。

作為合法經營的市場主體，保持合理的盈利是維持企業運轉、促進企業發展進而更好服務社會的重要方式。國有企業亦是如此。

在廠網分開改革前，由于電網與電站由電力公司統一投資建設運營，電網不區分輸電服務和保障安全調節輔助服務，抽水蓄能成本計入電網運營成本統一核算。電改實施后，抽水蓄能電站從電網剝離，抽水蓄能電站成本也從電網服務成本中剝離出來，相關配套政策機制未及時完善實施，導致新建抽水蓄能成本費用傳導受阻。隨著抽水蓄能規模越來越大，嚴重削弱了電網建設抽水蓄能電站的能力。

5月7日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，核心是讓抽水蓄能獲得可持續發展，調動各方投資的積極性。

按照《意見》解釋，一方面，以競爭方式形成電量電價，明確有電力現貨時的電量電價按現貨市場價格及規則結算；電力現貨尚未運行時，鼓勵引入競爭性招標采購方式形成電量電價。另一方面，在成本調查基礎上，對標行業先進水平，按照經營期定價方法核定容量電價，電站經營期按40年核定，經營期內資本金內部收益率按6.5%核定，并建立適應電力市場建設發展和行業發展需要的調整機制，逐步推進容量電費有序退坡。這進一步激發了行業建設抽水蓄能電站的動能，為抽水蓄能電站加快發展、充分發揮綜合效益、助力實現“雙碳”目標創造了有利條件。

實際上，浙江在建設抽水蓄能電站上擁有得天獨厚的自然條件。“七山二水一分田”的浙江，山水資源非常豐富，可謂捧著抽水蓄能的金飯碗。目前，浙江已建成投運抽水蓄能電站4座，在建5個，總裝機容量達到1228萬千瓦，全省具備開發價值的容量超過3000萬千瓦。

隨著《意見》的出爐，制約抽水蓄能電站成本疏導機制的問題迎刃而解。無論是著眼于維持電網投資，還是支持省內新能源消納，助力碳達峰、碳中和目標實現，國網浙江電力都將重新審視抽水蓄能在未來電網發展中的作用，探索省內抽水蓄能資源的有效利用，為浙江高質量碳達峰做出應有之貢獻。

不把雞蛋放在一個籃子里

電網運行的安全之道

近年來，浙江在電化學儲能上重點發力。2020年10月29日，全國首座大型電網側鉛碳儲能電站在湖州投運。今年4月23日，浙江首個電源側儲能項目在長興縣投運，而省內首個用戶側光伏+儲能項目也計劃于本月底在海寧投運。此外，蘭溪、余姚、象山等地先后出臺政策，要求新能源項目按照裝機容量的10%配置儲能，也有助于電化學儲能的發展。

但相較于發電企業先后提出2025年率先碳達峰，電網側碳達峰的難度要大得多。國家電網公司發布碳達峰、碳中和行動方案，提出2025年輸送清潔能源占比達到50%。國網浙江電力提出加快建設多元融合高彈性電網，引領支撐浙江高質量碳達峰，但橫亙眼前的是綠色發展與系統安全、綠色發展與系統保供電、系統發展與系統成本的三大矛盾，這無一不需要經濟、高效的調節資源作為“解鈴人”。而電化學儲能無論是推進速度、規模經濟效益，短期內都難以扮演這個“解鈴人”的角色。

因此，在政策不斷推陳出新以及行業未來發展并不十分清晰的情況下，不把“雞蛋”放在一個籃子里，不重倉一支“股票”，對電網來說，可能是更為安全的做法。

4月15日，全國首個海島“綠氫”綜合能源系統示范工程在臺州大陳島開建，這被看作是國網浙江電力對氫儲能的探索。業內人士也表示，從長遠來看，抽水蓄能、氫能等更加清潔的方式，更符合儲能業的方向。

從電化學儲能，到推進氫能示范工程建設，顯示國網浙江電力正在以更加開放的姿態，在“雙碳”目標指引下，探索同時布局多種調節資源發展的路子。