随着抽水蓄能中长期发展目标的确定以及价格形成和疏导机制的完善，作为目前新型电力系统中“最靠谱”的调节资源，抽水蓄能行业“由冬入夏”，市场主体投资积极性空前高涨，对于站点资源的抢占也日益白热化。
今年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(以下简称“规划”)。根据规划，本次中长期规划提出抽水蓄能储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦。
在发展目标方面，规划提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。
截至2020年底，全国抽水蓄能装机在3100万千瓦左右，要实现2030年投产1.2亿千瓦的目标，也就意味着十年间需要新增大约9000万千瓦的装机。
规模庞大的储备项目吸引了发电企业和地方能源集团，他们加大了获取抽水蓄能站点资源的力度，未来抽水蓄能电站的投资主体将更加多元化。
尽管有利好政策加持，但抽水蓄能的费用分摊疏导方式规则有待进一步细化，而各省的电价承受能力将在很大程度上影响抽水蓄能的装机规模，并且随着投资主体的多元化，未来也需要考虑如何平衡电力系统的整体利益与抽水蓄能电站自身利益。
截至2021年10月，全国已投产和在建的抽水蓄能中，电网企业占据主导地位，但在储备项目方面，发电集团和地方能源企业获取的站点资源规模有赶超之势。
全国抽水蓄能已经投产3354万千瓦，其中国家电网和南方电网在运装机3066万千瓦，占比达到91.4%。全国在建抽水蓄能装机为5288万千瓦，其中国家电网和南方电网在建装机4488万千瓦，占比84.9%。
电网企业是抽水蓄能电站建设的主力军，两大电网企业均提出了未来十年抽水蓄能建设目标。2021年10月24日，南方电网公司召开抽水蓄能建设动员会，提出未来十年，将建成投产2100万千瓦抽水蓄能，同时开工建设“十六五”投产的1500万千瓦抽水蓄能，总投资约2000亿元，加上合理规模的新型储能，满足2030年南方五省区约2.5亿千瓦新能源的接入与消纳。
2021年9月，在2021能源电力转型国际论坛上，国家电网公司董事长辛保安表示，公司经营区在运抽水蓄能电站28座、装机2341万千瓦，在建35座、装机4853万千瓦，力争2030年运行装机达到1亿千瓦。
发电集团和地方能源企业在建装机为800万千瓦，中核集团拥有福建云霄和河南五岳2个在建项目，华电集团正在建设福建周宁抽水蓄能电站，三峡建工投资建设浙江长龙山抽水蓄能电站，福建省投资开发集团正在建设福建永泰抽水蓄能电站。在建项目的投资主体中，华源电力有限公司是唯一的民营资本，其所属的全资子公司尚义华灏抽水蓄能发电有限公司正在开发建设河北尚义抽水蓄能电站。
从2021年开始，发电集团和地方能源企业深入布局抽水蓄能，为了获得优质站点资源，各大发电企业密集拜访地方政府。
2021年9月，广西融水苗族自治县的一场会议吸引了8家能源企业的到来。在这场抽水蓄能电站项目专题联评联审会议中，国电电力广西风电开发有限公司、国家电投广西电力有限公司、中国三峡建工(集团)有限公司等8家企业从工程简介、企业自身优势、项目实施方案、抽蓄效益分析等方面进行汇报，希望能够赢得政府青睐，取得融水抽水蓄能项目的开发权。
在广东河源，抽蓄站点资源的争夺同样激烈。今年6月，广东省能源局在一份答复人大代表建议的函中表示，广东省已将河源岑田抽水蓄能电站项目列入《广东省能源发展“十四五”规划》(征求意见稿)，并全力争取列入国家抽水蓄能选点规划。从目前情况看，各方对项目业主的选择尚未达成一致意见，建议各方进一步加强衔接，省尊重并支持地方对项目投资主体的协调意见。
融水和岑田两个抽水蓄能项目已被国家能源局列为抽水蓄能规划“十四五”重点实施项目，项目装机均为120万千瓦。
据不完全统计，在这场抽水蓄能站点资源争夺战中，共有大约1.2亿千瓦抽蓄储备项目初步确定投资主体，其中发电集团、地方能源企业以及民营资本共取得7590万千瓦储备项目，占比达到62%，电网企业共获得4670万千瓦，比重为38%。
三峡集团是最为积极的参与者，也是获得站点资源最多的发电集团。三峡集团已经在全国十多个省市取得了3450万千瓦抽水蓄能储备资源(其中湖北的5个项目共计800万千瓦是与湖北能源集团合作开发，目前尚未公布股权结构)。除此之外，三峡集团还在就四川大邑、陕西佛坪、陕西金水河3个项目与地方政府进行洽谈。
此外，华能、华电、国家电投、国家能源集团、华润电力共取得1460万千瓦储备项目。中核集团也获得了甘肃黄龙、湖南道县和湖北广水3个抽水蓄能储备项目，加上在建的河南五岳和福建云霄，中核集团共拥有5个抽水蓄能项目。
地方能源集团利用区位优势，积极投资或者参股建设本省抽蓄项目。广东能源集团、湖北能源集团、河南投资集团等均有所收获。承德宝通电力有限公司、华源电力有限公司、江苏协鑫电力有限公司是投资主体中为数不多的民营资本，分别取得了河北滦平、河北灵寿和浙江建德抽水蓄能电站的开发权。
有从事抽蓄电站开发的人士曾对记者表示，发电企业之所以热衷于投建抽水蓄能电站，主要原因在于可以通过与清洁电源联合运营争取更多的上网电量，并且希望借此减轻“两个细则”的考核压力。
而电网企业投资抽水蓄能电站的动力则源于对系统调节资源的把握。曾有业内人士指出，抽蓄对于电网来说，是“手中有粮，心中不慌”。
2 1.2亿千瓦装机或超额实现？
随着不同主体开发抽水蓄能电站的积极性提升，抽水蓄能站点资源抢占现象突出。2021年9月，在中国水力发电工程学会、水规总院组织召开的抽水蓄能产业发展座谈会上，中国电建集团北京院副总经理陈永兴表示，本轮抽水蓄能站址抢占现象严重，纳入重点实施项目清单的抽水蓄能站址经济指标参差不齐。另外，与地方政府签订开发协议的投资企业在资金能力、建管水平等方面也良莠不齐，建议下一步通过竞价招标等方式确定投资主体，避免较差站址的无序开发，给国家造成负担。
实际上，两大电网公司的规划装机如能落地，已经能够实现上述规划提出的2030年投产1.2亿千瓦的目标。但由于抽水蓄能电站投资额巨大，拉动地方经济效益明显，县级政府正在更加积极地推动当地抽水蓄能的开发进程，一些没有进入抽水蓄能规划重点实施项目的站点也已经签订了开发意向协议。
而对于投资主体来说，即便已经和当地政府签订了意向协议，项目开发仍存在不确定性。
水规总院相关专家近日撰文指出，新能源大发展，必须建设大规模的储能设施，因此大力支持抽水蓄能建设，并提出了“应规尽规”的发展思路，大幅放宽了纳入中长期规划的站点规模。考虑到抽水蓄能的容量价格成本将主要通过省级输配电价传导到省内电力用户，推高省内用能成本，因此省级能源主管单位对于是否进行大规模抽水蓄能电站将持审慎的态度，以期在系统调峰能力建设和经济用能成本之间寻找平衡。因为明确的发展预期和稳定的电价回收机制，社会资本在这个阶段的积极性将得到大幅提升，但是所跟踪的项目是否能够被列入省内的实施方案，将是下一阶段关注的重点。
2021年4月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)，该意见明确了抽水蓄能由谁来买单的问题，“政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费。”
“纳入省级电网输配电价回收”并不等于抽水蓄能的容量电费直接进入输配电价。有研究人士表示，更准确的理解是随输配电价回收，在成本中单列。
有发电集团抽蓄公司人士表示，未来还需要研究随输配电价回收的部分有多少，占多大比例，通过辅助服务回收的又有多少；是所有用户平均分摊，还是部分用户平均分摊，或者是不同类型用户按照不同比例分摊等问题。
对于新能源资源丰富的三北地区，容量电费全部在本地疏导也存在一定困难。三峡集团副总工李斌在上述抽水蓄能产业发展座谈会上表示，三峡集团在三北地区布局了一批抽水蓄能项目，这里新能源资源丰富，但大多数省份用电规模有限，如果全部抽水蓄能都要在本地疏导，存在一定压力。对于新能源基地配套建设的抽水蓄能电站，他建议研究疏导到其他省份的可能性。
此外，抽水蓄能对于发电、电网和用户均有重要作用，其价值覆盖整个电力系统。未来随着非电网企业控股建设的抽蓄电站逐步投产，独立运营的抽蓄电站也需要思考如何实现电力系统与自身利益最大化。
前述业内人士表示，独立运营的抽蓄电站自身的利益最终还是要体现在为电力系统提供更高质量的服务，更重要的是要建立能够反映服务质量的价格机制。同时需要调度规则透明、可预期、可执行，让各主体投资的抽蓄电站按照同一规则参与电力市场。
