“項目可遇不可求，民企參與其中機會難得。”談及今年以來掀起的抽水蓄能建設熱潮，有企業人士如此評價。

自2021年9月份抽水蓄能發展的頂層設計《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）》下發后，我國抽水蓄能項目真正迎來爆發的契機。

盡管當前新型儲能的發展勢頭同樣生猛，但作為我國儲能結構體系中規模最大、技術最成熟、經濟性最優的儲能類型，抽水蓄能的角色無疑舉足輕重。

近期，我國各地頻頻傳來抽水蓄能項目投產發電、核準建設的消息。這其中，華東地區當前最大的抽水蓄能電站浙江長龍山抽水蓄能項目于6月30日實現全面投產的消息，一度提振A股抽水蓄能板塊。

的確，從過去由電網企業唱主角到如今投資主體多元化，我國抽水蓄能的發展勢頭正盛。根據21世紀經濟報道記者的不完全統計，今年上半年，僅A股上市公司所公布的抽水蓄能項目數量達到8個，規模達1150萬千瓦，總投資超過746億元。

今年核建規模或超5000萬千瓦

近日，國內首份系統總結、全面歸納抽水蓄能產業發展的行業發展報告《抽水蓄能產業發展報告（2021年度）》（下稱《發展報告》）發布。《發展報告》指出，截至2021年底，我國已建抽水蓄能電站總裝機規模3639萬千瓦，核準在建總規模6152萬千瓦。到2022年底，我國抽水蓄能的總裝機容量將達到約4500萬千瓦，核準建設規模預計將超過5000萬千瓦。

事實上，我國一張有關抽水蓄能產業的宏偉圖卷已經打開，抽水蓄能多次出現在了近兩年的重要文件中。

2021年3月12日，《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》提出，加快抽水蓄能電站建設和新型儲能技術規模化應用；2022年3月22日，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》，力爭到2025年，抽水蓄能裝機容量達到6200萬千瓦以上、在建裝機容量達到6000萬千瓦左右。

國家發改委、國家能源局等九部門今年6月1日發布的《“十四五”可再生能源發展規劃》亦提出，完善綠色金融標準體系，開展水電、風電、太陽能、抽水蓄能電站基礎設施不動產投資信托基金等試點。

與此同時，有關抽水蓄能的行業發展規劃也在陸續釋放信號，意味著我國抽水蓄能建設正在駛上“高速路”。

2021年9月，《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》發布，提出了三個階段的發展目標——到2025年，抽水蓄能投產總規模6200萬千瓦以上；到2030年，投產總規模12000萬千瓦左右；到2035年，形成滿足新能源高比例大規模發展需求的，技術先進、管理優質、國際競爭力強的抽水蓄能現代化產業。

此外，有關抽水蓄能電站價格形成機制問題，也在為該產業的市場化發展奠定政策的基礎。

2014年，國家發改委發布了《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，指出在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。2021年5月，國家發改委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場，著力提升電價形成機制的科學性、操作性和有效性，充分發揮電價信號作用。

值得一提的是，抽水蓄能也多次出現在地方規劃中。

例如，今年3月至5月，內蒙古、安徽、江西先后在各自的能源發展規劃中公布了抽水蓄能的建設目標。其中，安徽提出“十四五”期間，核準抽蓄電站項目9個，裝機容量1080萬千瓦，到2025年、2030年和2035年，全省累計建成抽蓄電站裝機容量分別達468萬千瓦、1000萬千瓦以上和1600萬千瓦以上。江西則提出，“十四五”期間，力爭核準建設抽水蓄能電站4座以上。

上半年A股抽水蓄能投資達746億元

6月的最后一天，A股公司吉電股份公布了一則消息——該公司與吉林省汪清縣人民政府簽署的抽水蓄能電站項目投資協議有了新進展，一期項目規模180萬千瓦，計劃投資127億元。

注意到，雙方實際上簽署的投資規模共計500萬千瓦。而根據6月30日《吉林日報》的報道，吉林省汪清抽水蓄能電站預可行性研究報告順利通過審查，電站全部建成后將成為國內最大抽水蓄能電站集群。根據規劃，該項目將分三期建設，工程總工期79個月。

抽水蓄能被稱作電網的“充電寶”，是電力系統的重要調節電源。但由于抽水蓄能項目建設難度大、資金投入高、建設周期長，這些客觀因素的存在一度使得我國抽水蓄能電站的發展較為緩慢。

“每個能夠落地的抽水蓄能電站項目都會被納入國家重大項目建設規劃里，所以項目需要經過層層審批。”前述企業人士告訴21世紀經濟報道記者，從主體工程到投產一般都需要經歷7年左右。

事實上，早在2014年，國家有關部門通過放開抽水蓄能電站開發方的限制，鼓勵社會投資進入，并明確了抽水蓄能電站實行兩部制電價的電價機制，一度使得各方開始摩拳擦掌、躍躍欲試。

不過，2019年國家發改委、國家能源局發布的《輸配電定價成本監審辦法》，規定“抽水蓄能電站、電儲能設施不計入輸配電定價成本”，在一定程度上影響了電網企業投資建設的積極性。直至去年4月份，由國家發改委印發的《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，對兩部制電價政策、費用分攤疏導機制等各方關切都進行了明確的規定，重新提振了市場信心。

“兩部制電價規定抽水蓄能的盈利由容量電價+電量電價組成。”東吳證券分析認為，電量電價部分有望在電力現貨市場的輔助市場服務中賺取峰谷價差電價，“我們估計，兩部制電價+電力輔助市場有望增厚抽水蓄能電站盈利性5%至10%。”

在新的政策環境下，不少上市公司加入建投大軍。

根據不完全統計，僅今年上半年9家A股公司公布了8個抽水蓄能項目，合計規模達1150萬千瓦，累計投資總額為746.99億元。

這其中，投資額超百億的項目有兩個：除了前述的吉林汪清抽水蓄能電站項目（一期）外，則是浙江建德抽水蓄能電站項目。該項目規模240萬千瓦，總投資124億元。

今年4月份，A股公司協鑫能科發布公告，擬以自籌資金現金收購江蘇協鑫電力有限公司持有的浙江建德協鑫抽水蓄能有限公司51%的股權并實繳51%股權比例的注冊資金，而標的公司則是浙江建德抽水蓄能電站項目的建設主體。

據了解，建德抽水蓄能電站項目預計將于今年8月底核準，地方政府要求9月15日前具備實質性開工條件，總工期78個月。

值得一提的是，在一些上市公司的規劃中，發展抽水蓄能業務甚至成為其業務轉型的重要抓手。

今年3月份，以煤電、煤炭為主營業務的永泰能源宣布與長江電力和三峽集團河南分公司簽署《合作協議》，三方共同出資設立合資公司，在河南省內開展包括但不限于抽水蓄能、新型儲能及其他新能源電站項目，預計到2030年，合資公司投資建設和運營的儲能和新能源項目規模達到1000萬千瓦。

“本次合作將加快永泰能源向新能源領域轉型。”永泰能源稱。