財聯社上市公司報道部推出新經濟地方志欄目，聚焦區域經濟，聚焦產業集群，展現新舊動能轉換的當下，各地方謀求發展“破局”的新圖景。

財聯社1月19日訊（記者 王肖邦 陳抗）穿行過一條狹長隧道，方才抵達長龍山電站的地下廠房。六臺總裝機容量210萬千瓦的發電機組，在偌大空間里縱深排開，工作時發出低沉轟鳴。

（長龍山抽水蓄能電站地下廠房，財聯社記者攝）

長龍山電站是華東地區已投運最大的抽水蓄能電站，位于浙江安吉縣境內，2022年6月30日全部機組投產發電。

安吉擁有兩座抽水蓄能電站，長龍山電站是其一，另一座是天荒坪電站，后者總裝機容量180萬千瓦，于2000年12月全部投入運營。

兩座電站相隔不遠，被當地人形容為“雙子星”，共同構建起一處世界級抽水蓄能電站集群。

（兩座抽水蓄能電站示意圖，財聯社記者攝）

后來居上

抽水蓄能是“古早”的技術。

早在19世紀，歐洲便建成全球首座抽水蓄能電站。美國和日本則在其經濟騰飛年代，先后位居抽水蓄能電站裝機容量世界第一。

而如今，中國后來居上。

截至2023年年底，中國抽水蓄能裝機容量約5094萬千瓦，超過日本和美國裝機容量之和，占到全球抽水蓄能裝機容量的28.4%。

（抽水蓄能電站工作原理：利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，再在電力負荷高峰期放水至下水庫發電，資料圖）

安吉能夠落戶兩座抽水蓄能電站，一則由于地理、水文以及環境條件優越，二則因為接近華東電網負荷中心——距上海、南京、杭州分別175千米、180千米、57千米。

天荒坪電站工作人員告訴財聯社記者，華東電網地處長三角經濟發達地區，是國內最大的受端電網，電網峰谷差大，且電力為跨區域、大容量、遠距離、高電壓輸送，給電網的頻率調節、電壓控制和系統穩定帶來挑戰。

抽水蓄能電站因為具有調峰、調頻、調相、儲能、系統備用和黑啟動等六大功能，從而在電網安全平穩運行過程中發揮出不可或缺的作用。

加之近年來風、光等新能源大規模發展、高比例接入電網，抽水蓄能與新能源機組運行的互補性也得到進一步彰顯。抽水蓄能電站不僅有助于平抑新能源的隨機性、波動性，提高電能利用效率，又能減少新能源大規模并網和轉動慣量不足對電網帶來的沖擊，從而提高了新能源并網消納總體水平。

政策催化

長龍山抽水蓄能電站由三峽集團所屬三峽建工投資、建設及經營，也是三峽建工首個已投運抽水蓄能電站。

三峽建工另有十余個抽水蓄能電站項目已開工在建，分布在浙江、安徽、河南、湖北、湖南、甘肅、青海、重慶等地。

（長龍山抽水蓄能電站下水庫大壩，財聯社記者攝）

過去數年，抽水蓄能電站在國內掀起一輪投資建設的高潮，蔚為壯觀。水電水利設計總院的一份報告顯示，截至2023年底，全國核準在建抽水蓄能電站多達134座。

抽水蓄能電站項目在各地紛紛上馬，一則“是構建以新能源為主體的新型電力系統的迫切要求，是保障電力系統安全穩定運行的重要支撐，是可再生能源大規模發展的重要保障”；二則受到國家層面產業規劃和產業政策的催化。

產業規劃方面，據國家能源局在《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035年）》中提出的發展目標：到 2025 年，中國抽水蓄能投產總規模要達到6200 萬千瓦以上；到2030年，投產總規模達到1.2億千瓦左右。

1.2億千瓦的規模，相較2023年底5094萬千瓦裝機容量，意味著翻番的成長空間。

產業政策方面，2021年4月，國家發展改革委印發《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號），確立了抽水蓄能價格機制為“兩部制”，要求以競爭性方式形成“電量電價”，對標行業先進水平合理核定“容量電價”——633號文對抽水蓄能產業發展具有里程碑意義。

業內人士對財聯社記者表示，抽水蓄能電站的收入主要來自于電量電費和容量電費，取決于電量電價和容量電價。

“電量電價”體現抽水蓄能電站提供調峰服務的價值，因為抽水蓄能時一般處于用電低谷，電價相對便宜，放水發電時多為用電高峰，電價相對較高，抽水蓄能電站通過“抽低谷發高峰”，從而獲得一定收益。

“容量電價”則體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，633號文規定，對標行業先進水平確定核價參數標準，“電站經營期按40年核定，經營期內資本金內部收益率按6.5%核定”。

容量電價相當于一個價格托底機制，確保了抽水蓄能電站的盈利強穩定性。由于抽水蓄能電站絕大部分收入來自于容量電費，因此投資一座抽水蓄能電站，大致上意味鎖定了一個“40年經營期，IRR為6.5%”的低風險項目。

各方入局

開發建設抽水蓄能電站，國家電網、南方電網等電網央企一度是絕對主力。

以天荒坪抽水蓄能電站為例，電站概算總投資73.76億元，實際投資62.38億元，華東電網占41.67%，為大股東（2007年華東電網41.67%的股份轉讓給了國網新源）。

公開資料顯示，南方電網旗下南網儲能（600995.SH）當前在建抽水蓄能項目也有9個，總裝機容量1080萬千瓦。

不過隨著電價機制完善、新型電力系統的持續發展，自2021年起，抽水蓄能電站的投資主體日趨多元化，包括三峽集團、中國電建（601669.SH）、國能、國家電投、華電等傳統電源企業，以及杭州鋼鐵集團、湖南湘投集團等地方企業紛紛涉足。

民營資本則以協鑫能科（002015.SZ）、金風科技（002202.SZ）等為代表，其中，協鑫能科投資140億的建德抽水蓄能電站項目已于2022年開工。

就抽水蓄能電站投產裝機容量而言，截至2023年底，華東區域最大，華北和南方區域次之；若以核準在建規模計，則華中區域最大，華東和西北區域次之。這代表，未來抽水蓄能電站在國內的分布將更為廣泛，應用場景更趨豐富。

新舊互補

綜合各類儲能調節電源技術，抽水蓄能目前仍是公認的最成熟、經濟性最優的大規模儲能調節電源，相比以鋰離子電池為代表的新型儲能形式，在全球范圍內的裝機占比也仍有大幅領先。

（資料來源：平安證券研究報告）

據水利水電規劃總院的報告測算，電化學儲能的平準化度電成本是抽水蓄能的2.7倍，抽水蓄能技術的經濟性更優，且抽水蓄能電站的使用壽命長、轉換效率高、可提供轉動慣量。

只是抽水蓄能電站的選址依賴特定地理資源，且投資較大、建設周期較長，增速相對有限。而新型儲能建設周期短、選址靈活、調節能力強，與新能源開發消納的匹配性好。

因此，未來很可能出現的情形，就是抽水蓄能和新型儲能有望共同擔起儲能市場發展的主力。

至于該如何從靜態效益和動態效益兩個維度評估一座抽水蓄能電站的價值，運行迄今二十余年的天荒坪抽水蓄能電站，其表現具有相當的參考性：

按180萬千瓦蓄能機組平均日調峰280萬千瓦計算，年累計調峰容量為10億千瓦，則全年相當減少調停30萬千瓦機組3333臺次，按30萬千瓦機組調停費用50萬元/次，可節約啟停費17億元。

在華東電網數次險些發生較為嚴重的較大范圍停電事故處理過程中，天荒坪電站發揮獨特事故備用功能，緊急、迅速啟動機組發電，為華東地區供電穩定、避免重大經濟損失發揮了顯著的作用，該效益更是難以估量。

當然，天荒坪抽水蓄能電站對安吉當地發展還有另一份特殊貢獻。

（江南天池俯瞰，資料圖）

天荒坪抽水蓄能電站開工后，為將大型設備運輸進山，開鑿出穿越山嶺、通往杭州的隧道，令當地交通條件大為改善。此外，在天荒坪抽水蓄能電站上水庫建成的“江南天池”景區，也極大的推動了安吉當地生態旅游業的發展。

這或許稱得上抽水蓄能發展在安吉留下的一段佳話，也是中國能源轉型在斗轉星移、山水流轉間的一次別樣演繹。

（往期回顧：新經濟地方志專題）