从项目合作协议签订到正式开工，历时七年，民营电力巨头协鑫集团成为国内社会资本投资抽水蓄能的“吃螃蟹第一人”——装机规模全国第二、华东第一的协鑫浙江建德抽水蓄能电站近日开工，标志着民资控股抽蓄破冰。长期以来，电网央企是抽水蓄能电站开发的绝对主角。随着电价机制完善、新型电力系统倒逼，抽水蓄能迎来建设高峰期，投资主体也趋于多元化。
对于浙江建德而言这是场更漫长的等待：1992年，华东勘测设计研究院在对华东三省抽水蓄能电站项目进行资源普查时发现乌龙山抽蓄站址。从首次选点至今，跨越三十年。能源自给率只有15%的浙江是全国电力峰谷差最大的省份之一，要确保间歇性新能源激增后的电网稳定运行，一批抽水蓄能项目已蓄势待发。
抽蓄电站投资大、建设周期长，一座100万千瓦的抽蓄电站建设周期一般需要7-8年。总投资140亿元的协鑫建德项目计划于2029年投产发电，将为民企建设开发、运营管理大型抽蓄电站探路。协鑫仍需等待的，不光是项目建成，更是国内电力市场的进一步成熟，在市场化中提高抽蓄收益。
蓄能山水间：最成熟的电网“调节器”
9月15日，协鑫浙江建德抽水蓄能电站筹备工程开工仪式在建德市梅城镇举行。9月的乌龙山满目葱茏，地处新安江、富春江、兰江三江交汇处，海拔接近一千米。
占地面积约161.44公顷的建德抽蓄电站由协鑫能源科技股份有限公司投建，规划建设6台40万千瓦抽水蓄能机组，总装机容量240万千瓦。该电站距杭州市100公里，距离上海市约260公里，地处华东电网和浙江省用电负荷中心附近。电站上水库位于富春江上游左岸、乌龙山最高峰北坡的山顶谷地，站址天然成库条件好，自然落差大，投资成本低；下水库则利用已建的富春江水库，水源充足，水质优良。
早在2004年，国家水规总院和浙江省发改委共同主持的预可研审查意见就指出，建德乌龙山抽水蓄能电站站址具有独特的优势，是华东电网建设条件不可多得的优良站点之一。
“该项目是协鑫迄今投资单体规模最大的清洁能源项目。”协鑫集团副董事长、总裁朱钰峰在开工仪式上表示，浙江是电力需求大省，“十四五”期间，浙江当地风电、光伏发电将快速发展，区外清洁电源受入将持续增加，产业结构调整也将导致负荷峰谷差进一步拉大，电网调节需求巨大。建德抽蓄建成后将进一步优化华东电网电源结构、缓解电网调峰压力，增强电力系统运行安全性、可靠性。
从技术原理而言，抽水蓄能电站就像一个“大型蓄电池”：在新能源发电高峰、用电低谷时，水泵从低海拔下水库向上水库抽水，将电能转化为水的势能储存起来；到了用电高峰时，上水库放水发电。建德项目是日调节抽水蓄能电站，设计年发电量24亿千瓦时。据澎湃新闻了解，抽水蓄能电站的日调节一般为5-6小时。从时间尺度、应用场景来说，抽蓄与锂电池各有所长，但目前的电化学储能容量尚难以达到系统级调峰的规模。
在储能技术图谱中，抽水蓄能是起步最早、最经济的储能手段。20世纪80年代中期，为了研究解决电网调峰困难问题，广东省、华北电网、华东电网等地就曾组织开展重点区域的抽水蓄能电站资源调查和规划选点工作。截至2020年底，抽水蓄能装机规模占全球电力储能项目总规模的94%，中国抽蓄装机世界第一。然而，相较于增长更迅猛的新能源发电装机和迫切的电力系统实时平衡需求，抽水蓄能的发展还是滞后了。
当间歇性强、波动幅度大的新能源越来越多地进入电力系统，需要大量灵活调节电源提供辅助服务。国家能源局数据显示，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量预计将达到12亿千瓦以上，到2035年，我国电力系统最大峰谷差将超过10亿千瓦。国家能源局总工程师向海平曾介绍，抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，是当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源。
浙江是个典型。按照规划，到2025年，浙江抽水蓄能电站装机将达798万千瓦以上，是“十四五”期间国内抽蓄建设规模最大、投资额最高的省份之一。
浙江省能源局总工程师俞奉庆说，2022年该省能源消费总量将超过2.9亿吨标煤，电力消费量将超过5800亿千瓦时，最大电力负荷超过1亿千瓦。但火电发电量仍超全省发电量70%，电力峰谷差超3000万千瓦。能源自给率低、化石能源比重大和峰谷差大等是浙江能源系统亟待解决的重大问题。“加快发展抽水蓄能，有利于我省可再生能源发展和大规模吸纳省外电力，是促进新能源大规模高比例发展、助力实现双碳目标的重要举措，也是提高电力系统安全稳定运行水平、保障电力安全的必然要求。”
抽水蓄能如何赚钱？
近两年，电网企业、大型发电集团、地方国企掀起抽水蓄能投资建设热潮。由国家电网公司控股的抽水蓄能业务平台公司国网新源控股有限公司副总经理刘长义曾在一次行业论坛上称，“现在对抽水蓄能站址资源的争取，类似于2002年电改后各发电企业争抢火电项目资源的情况，跑马圈地，拿到了就是你的。”
从经济性上看，按同等条件连续充放电时间计算，抽水蓄能单位投资成本是电化学储能的30%-50%，寿命是其3-5倍。既然技术早已成熟，为什么此前几十年里抽水蓄能始终没能迎来爆发式发展？原因之一是新能源的体量和占比到了一定程度，但更根本的原因是过往的定价机制和成本回收机制严重制约了各方的投资积极性。
2021年，两份重要政策文件的出台彻底扭转了形势：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》，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收。稳定、可预期的电价政策给投资者吃下定心丸，为抽水蓄能电站的大发展扫清了最后的障碍。国家能源局2021年9月发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出，我国已投产抽水蓄能电站总规模3249万千瓦，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模将较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
今年6月，中国电力建设集团有限公司党委书记、董事长丁焰章在人民日报发表的署名文章中称，我国正在加快壮大抽水蓄能产业规模，加快推进项目开发建设。“十四五”期间重点实施“双两百工程”，将在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标2.7亿千瓦。市场因此认为，“十四五”期间国内抽水蓄能建设有望超出上述中长期规划预期。
协鑫储备多年的优良站址在强劲政策东风中实质性启动。有业内人士此前向澎湃新闻透露，曾有央企与协鑫洽谈入股建德抽蓄项目，但由于央企要求控股，最终双方未达成一致。
建设周期长达七年、总投资140亿元，时间之长投资额之高远超协鑫历来更熟悉的火电和新能源项目。民企投资“零”的突破背后，建德抽水蓄能的盈利性如何？
按照《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》中的两部制电价，其中的容量电价部分实行事前核定，按照资本金内部收益率（6.5%）对电站经营期内年度（40年）净现金进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡。
“由于建站条件好，建德项目的单位投资在同类型抽水蓄能电站里是最低的。”浙江建德协鑫抽水蓄能有限公司总经理刘宝玉对澎湃新闻介绍称，该项目的发电电量电价（上网电价）按浙江省煤电平均基准电价执行，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，以此测算，投资回收期为22年。“两部制电价出台的目的是确保抽水蓄能项目建成就能盈利，但肯定也不是暴利，而是稳定收益。”
中国电建总工程师周建平也曾对媒体表示，“抽水蓄能没有超额利润，没有暴利，但长期看来抽水蓄能可以带来稳定的投资回报。”
电力市场化改革势在必行，这将为抽水蓄能释放新的机遇。
有抽蓄行业人士建议，积极试点抽水蓄能以市场独立主体参与电力市场交易的方式，探索电力中长期交易、现货交易、辅助服务市场交易规则和盈利模式。同时探索抽水蓄能与新能源联合的运营模式。风、光等新能源的波动性、随机性，核电的长时间满负荷运行的需求与抽水蓄能机组的调峰调频特性可以配合。这是一种较为有效的功能互补和价值互补组合配置的方式。后续可以探索其价格形成机制，多元化增加收入来源。
“我们的项目从开工到投产还有七年时间，等到投产的那一天，相信电价政策会比今天更加完善。” 刘宝玉说道。
