從項目合作協議簽訂到正式開工，歷時七年，民營電力巨頭協鑫集團成為國內社會資本投資抽水蓄能的“吃螃蟹第一人”——裝機規模全國第二、華東第一的協鑫浙江建德抽水蓄能電站近日開工，標志著民資控股抽蓄破冰。長期以來，電網央企是抽水蓄能電站開發的絕對主角。隨著電價機制完善、新型電力系統倒逼，抽水蓄能迎來建設高峰期，投資主體也趨于多元化。

對于浙江建德而言這是場更漫長的等待：1992年，華東勘測設計研究院在對華東三省抽水蓄能電站項目進行資源普查時發現烏龍山抽蓄站址。從首次選點至今，跨越三十年。能源自給率只有15%的浙江是全國電力峰谷差最大的省份之一，要確保間歇性新能源激增后的電網穩定運行，一批抽水蓄能項目已蓄勢待發。

抽蓄電站投資大、建設周期長，一座100萬千瓦的抽蓄電站建設周期一般需要7-8年。總投資140億元的協鑫建德項目計劃于2029年投產發電，將為民企建設開發、運營管理大型抽蓄電站探路。協鑫仍需等待的，不光是項目建成，更是國內電力市場的進一步成熟，在市場化中提高抽蓄收益。

蓄能山水間：最成熟的電網“調節器”

9月15日，協鑫浙江建德抽水蓄能電站籌備工程開工儀式在建德市梅城鎮舉行。9月的烏龍山滿目蔥蘢，地處新安江、富春江、蘭江三江交匯處，海拔接近一千米。

占地面積約161.44公頃的建德抽蓄電站由協鑫能源科技股份有限公司投建，規劃建設6臺40萬千瓦抽水蓄能機組，總裝機容量240萬千瓦。該電站距杭州市100公里，距離上海市約260公里，地處華東電網和浙江省用電負荷中心附近。電站上水庫位于富春江上游左岸、烏龍山最高峰北坡的山頂谷地，站址天然成庫條件好，自然落差大，投資成本低；下水庫則利用已建的富春江水庫，水源充足，水質優良。

早在2004年，國家水規總院和浙江省發改委共同主持的預可研審查意見就指出，建德烏龍山抽水蓄能電站站址具有獨特的優勢，是華東電網建設條件不可多得的優良站點之一。

“該項目是協鑫迄今投資單體規模最大的清潔能源項目。”協鑫集團副董事長、總裁朱鈺峰在開工儀式上表示，浙江是電力需求大省，“十四五”期間，浙江當地風電、光伏發電將快速發展，區外清潔電源受入將持續增加，產業結構調整也將導致負荷峰谷差進一步拉大，電網調節需求巨大。建德抽蓄建成后將進一步優化華東電網電源結構、緩解電網調峰壓力，增強電力系統運行安全性、可靠性。

從技術原理而言，抽水蓄能電站就像一個“大型蓄電池”：在新能源發電高峰、用電低谷時，水泵從低海拔下水庫向上水庫抽水，將電能轉化為水的勢能儲存起來；到了用電高峰時，上水庫放水發電。建德項目是日調節抽水蓄能電站，設計年發電量24億千瓦時。據澎湃新聞了解，抽水蓄能電站的日調節一般為5-6小時。從時間尺度、應用場景來說，抽蓄與鋰電池各有所長，但目前的電化學儲能容量尚難以達到系統級調峰的規模。

在儲能技術圖譜中，抽水蓄能是起步最早、最經濟的儲能手段。20世紀80年代中期，為了研究解決電網調峰困難問題，廣東省、華北電網、華東電網等地就曾組織開展重點區域的抽水蓄能電站資源調查和規劃選點工作。截至2020年底，抽水蓄能裝機規模占全球電力儲能項目總規模的94%，中國抽蓄裝機世界第一。然而，相較于增長更迅猛的新能源發電裝機和迫切的電力系統實時平衡需求，抽水蓄能的發展還是滯后了。

當間歇性強、波動幅度大的新能源越來越多地進入電力系統，需要大量靈活調節電源提供輔助服務。國家能源局數據顯示，到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量預計將達到12億千瓦以上，到2035年，我國電力系統最大峰谷差將超過10億千瓦。國家能源局總工程師向海平曾介紹，抽水蓄能具有調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用和黑啟動等多種功能，是當前技術最成熟、經濟性最優、最具備大規模開發條件的電力系統綠色低碳清潔靈活調節電源。

浙江是個典型。按照規劃，到2025年，浙江抽水蓄能電站裝機將達798萬千瓦以上，是“十四五”期間國內抽蓄建設規模最大、投資額最高的省份之一。

浙江省能源局總工程師俞奉慶說，2022年該省能源消費總量將超過2.9億噸標煤，電力消費量將超過5800億千瓦時，最大電力負荷超過1億千瓦。但火電發電量仍超全省發電量70%，電力峰谷差超3000萬千瓦。能源自給率低、化石能源比重大和峰谷差大等是浙江能源系統亟待解決的重大問題。“加快發展抽水蓄能，有利于我省可再生能源發展和大規模吸納省外電力，是促進新能源大規模高比例發展、助力實現雙碳目標的重要舉措，也是提高電力系統安全穩定運行水平、保障電力安全的必然要求。”

抽水蓄能如何賺錢？

近兩年，電網企業、大型發電集團、地方國企掀起抽水蓄能投資建設熱潮。由國家電網公司控股的抽水蓄能業務平臺公司國網新源控股有限公司副總經理劉長義曾在一次行業論壇上稱，“現在對抽水蓄能站址資源的爭取，類似于2002年電改后各發電企業爭搶火電項目資源的情況，跑馬圈地，拿到了就是你的。”

從經濟性上看，按同等條件連續充放電時間計算，抽水蓄能單位投資成本是電化學儲能的30%-50%，壽命是其3-5倍。既然技術早已成熟，為什么此前幾十年里抽水蓄能始終沒能迎來爆發式發展？原因之一是新能源的體量和占比到了一定程度，但更根本的原因是過往的定價機制和成本回收機制嚴重制約了各方的投資積極性。

2021年，兩份重要政策文件的出臺徹底扭轉了形勢：2021年4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。穩定、可預期的電價政策給投資者吃下定心丸，為抽水蓄能電站的大發展掃清了最后的障礙。國家能源局2021年9月發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》提出，我國已投產抽水蓄能電站總規模3249萬千瓦，到2025年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模將較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。

今年6月，中國電力建設集團有限公司黨委書記、董事長丁焰章在人民日報發表的署名文章中稱，我國正在加快壯大抽水蓄能產業規模，加快推進項目開發建設。“十四五”期間重點實施“雙兩百工程”，將在200個市、縣開工建設200個以上的抽水蓄能項目，開工目標2.7億千瓦。市場因此認為，“十四五”期間國內抽水蓄能建設有望超出上述中長期規劃預期。

協鑫儲備多年的優良站址在強勁政策東風中實質性啟動。有業內人士此前向澎湃新聞透露，曾有央企與協鑫洽談入股建德抽蓄項目，但由于央企要求控股，最終雙方未達成一致。

建設周期長達七年、總投資140億元，時間之長投資額之高遠超協鑫歷來更熟悉的火電和新能源項目。民企投資“零”的突破背后，建德抽水蓄能的盈利性如何？

按照《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》中的兩部制電價，其中的容量電價部分實行事前核定，按照資本金內部收益率（6.5%）對電站經營期內年度（40年）凈現金進行折現，以實現整個經營期現金流收支平衡。

“由于建站條件好，建德項目的單位投資在同類型抽水蓄能電站里是最低的。”浙江建德協鑫抽水蓄能有限公司總經理劉寶玉對澎湃新聞介紹稱，該項目的發電電量電價（上網電價）按浙江省煤電平均基準電價執行，抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行，以此測算，投資回收期為22年。“兩部制電價出臺的目的是確保抽水蓄能項目建成就能盈利，但肯定也不是暴利，而是穩定收益。”

中國電建總工程師周建平也曾對媒體表示，“抽水蓄能沒有超額利潤，沒有暴利，但長期看來抽水蓄能可以帶來穩定的投資回報。”

電力市場化改革勢在必行，這將為抽水蓄能釋放新的機遇。

有抽蓄行業人士建議，積極試點抽水蓄能以市場獨立主體參與電力市場交易的方式，探索電力中長期交易、現貨交易、輔助服務市場交易規則和盈利模式。同時探索抽水蓄能與新能源聯合的運營模式。風、光等新能源的波動性、隨機性，核電的長時間滿負荷運行的需求與抽水蓄能機組的調峰調頻特性可以配合。這是一種較為有效的功能互補和價值互補組合配置的方式。后續可以探索其價格形成機制，多元化增加收入來源。

“我們的項目從開工到投產還有七年時間，等到投產的那一天，相信電價政策會比今天更加完善。” 劉寶玉說道。