浙江碳达峰之路 抽水蓄能扮演重要角色

国家发改委和能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出逐步推动储能电站参与电力市场，研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，健全抽水蓄能费用分摊疏导方式，强化抽水蓄能建设运行管理。

在碳达峰、碳中和目标提出以及明确构建以新能源为主体的新型电力系统后，密集出台相关文件显示了国家层面充分认识到新能源爆发式增长背后，电网调节资源的至关重要性，尤其是《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的发布，释放了国家将大力支持抽水蓄能产业发展的强烈信号。

作为当前技术最成熟、功能最齐全、经济性最好的安全调节资源，抽水蓄能具备调峰填谷、调频调相、事故备用和黑启动等功能，在电网安全稳定运行中扮演重要的角色。但受制于单体投资大、成本回收周期长、亏损风险大等原因，近年来，市场主体投资抽水蓄能电站的热情并不高。

多方因素交杂

浙江应当重点关注抽水蓄能

2020年9月，中国在第七十五届联合国大会上提出“碳达峰、碳中和”目标，并被纳入我国生态文明建设整体布局。能源绿色低碳发展是实现“双碳”目标的关键，而电力行业是我国碳减排的主攻方向。同年12月，在气候雄心峰会上，中国提出2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。2021年3月15日，中央财经委第九次会议提出构建以新能源为主体的新型电力系统，新能源在未来电力系统中的主体地位得以明确。

为适应新能源波动特性，电力系统对灵活性调节资源的需求更加迫切。国家相关部委负责人此前表示，在风光占比大幅增加的情况下，要有足够的、对应的应急备用和调峰能力，风电、光伏发展必须配套储能。国家电网公司在碳达峰、碳中和行动方案提出，要推广应用大规模储能装置，提高系统调节能力。

浙江经济发达，电力需求旺盛，2021年最高用电负荷可能突破1亿千瓦，因此，对电源的需求比以往任何时候都迫切。2020年以来，浙江“控煤”政策以及碳达峰、碳中和要求，进一步挤压煤电增长的空间。与此同时，作为全国分布式光伏装机容量最大的省份，在享受能源清洁化的同时，浙江也饱受新能源“折磨”。“天热无风”“云来无光”，完全“靠天吃饭”。控制煤电就要发展新能源，发展新能源就要增加调节资源，这成为浙江无二的选择。

在增加调节资源上，无论是装机容量、安全性、电网调节能力、经济社会效益，当前，电化学储能都与抽水蓄能不可同日而语。以最近开工的磐安抽水蓄能电站为例，该电站装机容量120万千瓦，可拉动GDP增长上百亿元，提供就业岗位上万个，每年上缴税收1亿元，并带动基础改善、经济发展和农民增收。而长兴10千伏雉城储能电站容量仅为2.4万千瓦。因此，在电化学储能成本不能取得重大突破的情况下，在大规模调节资源利用上及拉动经济发展上，抽水蓄能仍然具有无可比拟的优势。

对浙江来说，加强对省内抽蓄资源的挖掘利用，势在必行。3月19日，国家电网提出，“十四五”期间，将在新能源集中开发地区和电力负荷中心新增建设抽水蓄能电站装机2000万千瓦以上，投资规模超过1000亿元。

作为东部电力负荷中心和抽水蓄能资源丰富的浙江，无论是扮演国家电网公司“走在前、作示范”的角色，还是基于自身长远发展的目的，以及推动浙江能源转型、助力浙江高质量碳达峰要求，都没有理由错过这次机遇。

多重政策利好

捧着金饭碗的浙江该顺势而为

全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年全国抽水蓄能装机将达到1.8亿千瓦。截至2020年底，这一规模只有3000万千瓦，这意味着，尚有1.5亿千瓦装机空间，总投资近万亿。这么广阔的一片蓝海，这些年发掘进程缓慢，分析原因在于抽水蓄能电站收益微弱。据国家电网公司内部人士透露，平均每建一个抽水蓄能电站亏损3亿元。

作为合法经营的市场主体，保持合理的盈利是维持企业运转、促进企业发展进而更好服务社会的重要方式。国有企业亦是如此。

在厂网分开改革前，由于电网与电站由电力公司统一投资建设运营，电网不区分输电服务和保障安全调节辅助服务，抽水蓄能成本计入电网运营成本统一核算。电改实施后，抽水蓄能电站从电网剥离，抽水蓄能电站成本也从电网服务成本中剥离出来，相关配套政策机制未及时完善实施，导致新建抽水蓄能成本费用传导受阻。随着抽水蓄能规模越来越大，严重削弱了电网建设抽水蓄能电站的能力。

5月7日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，核心是让抽水蓄能获得可持续发展，调动各方投资的积极性。

按照《意见》解释，一方面，以竞争方式形成电量电价，明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算；电力现货尚未运行时，鼓励引入竞争性招标采购方式形成电量电价。另一方面，在成本调查基础上，对标行业先进水平，按照经营期定价方法核定容量电价，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，并建立适应电力市场建设发展和行业发展需要的调整机制，逐步推进容量电费有序退坡。这进一步激发了行业建设抽水蓄能电站的动能，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益、助力实现“双碳”目标创造了有利条件。

实际上，浙江在建设抽水蓄能电站上拥有得天独厚的自然条件。“七山二水一分田”的浙江，山水资源非常丰富，可谓捧着抽水蓄能的金饭碗。目前，浙江已建成投运抽水蓄能电站4座，在建5个，总装机容量达到1228万千瓦，全省具备开发价值的容量超过3000万千瓦。

随着《意见》的出炉，制约抽水蓄能电站成本疏导机制的问题迎刃而解。无论是着眼于维持电网投资，还是支持省内新能源消纳，助力碳达峰、碳中和目标实现，国网浙江电力都将重新审视抽水蓄能在未来电网发展中的作用，探索省内抽水蓄能资源的有效利用，为浙江高质量碳达峰做出应有之贡献。

不把鸡蛋放在一个篮子里

电网运行的安全之道

近年来，浙江在电化学储能上重点发力。2020年10月29日，全国首座大型电网侧铅碳储能电站在湖州投运。今年4月23日，浙江首个电源侧储能项目在长兴县投运，而省内首个用户侧光伏+储能项目也计划于本月底在海宁投运。此外，兰溪、余姚、象山等地先后出台政策，要求新能源项目按照装机容量的10%配置储能，也有助于电化学储能的发展。

但相较于发电企业先后提出2025年率先碳达峰，电网侧碳达峰的难度要大得多。国家电网公司发布碳达峰、碳中和行动方案，提出2025年输送清洁能源占比达到50%。国网浙江电力提出加快建设多元融合高弹性电网，引领支撑浙江高质量碳达峰，但横亘眼前的是绿色发展与系统安全、绿色发展与系统保供电、系统发展与系统成本的三大矛盾，这无一不需要经济、高效的调节资源作为“解铃人”。而电化学储能无论是推进速度、规模经济效益，短期内都难以扮演这个“解铃人”的角色。

因此，在政策不断推陈出新以及行业未来发展并不十分清晰的情况下，不把“鸡蛋”放在一个篮子里，不重仓一支“股票”，对电网来说，可能是更为安全的做法。

4月15日，全国首个海岛“绿氢”综合能源系统示范工程在台州大陈岛开建，这被看作是国网浙江电力对氢储能的探索。业内人士也表示，从长远来看，抽水蓄能、氢能等更加清洁的方式，更符合储能业的方向。

从电化学储能，到推进氢能示范工程建设，显示国网浙江电力正在以更加开放的姿态，在“双碳”目标指引下，探索同时布局多种调节资源发展的路子。