财联社上市公司报道部推出新经济地方志栏目，聚焦区域经济，聚焦产业集群，展现新旧动能转换的当下，各地方谋求发展“破局”的新图景。

财联社1月19日讯（记者 王肖邦 陈抗）穿行过一条狭长隧道，方才抵达长龙山电站的地下厂房。六台总装机容量210万千瓦的发电机组，在偌大空间里纵深排开，工作时发出低沉轰鸣。

（长龙山抽水蓄能电站地下厂房，财联社记者摄）

长龙山电站是华东地区已投运最大的抽水蓄能电站，位于浙江安吉县境内，2022年6月30日全部机组投产发电。

安吉拥有两座抽水蓄能电站，长龙山电站是其一，另一座是天荒坪电站，后者总装机容量180万千瓦，于2000年12月全部投入运营。

两座电站相隔不远，被当地人形容为“双子星”，共同构建起一处世界级抽水蓄能电站集群。

（两座抽水蓄能电站示意图，财联社记者摄）

后来居上

抽水蓄能是“古早”的技术。

早在19世纪，欧洲便建成全球首座抽水蓄能电站。美国和日本则在其经济腾飞年代，先后位居抽水蓄能电站装机容量世界第一。

而如今，中国后来居上。

截至2023年年底，中国抽水蓄能装机容量约5094万千瓦，超过日本和美国装机容量之和，占到全球抽水蓄能装机容量的28.4%。

（抽水蓄能电站工作原理：利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，再在电力负荷高峰期放水至下水库发电，资料图）

安吉能够落户两座抽水蓄能电站，一则由于地理、水文以及环境条件优越，二则因为接近华东电网负荷中心——距上海、南京、杭州分别175千米、180千米、57千米。

天荒坪电站工作人员告诉财联社记者，华东电网地处长三角经济发达地区，是国内最大的受端电网，电网峰谷差大，且电力为跨区域、大容量、远距离、高电压输送，给电网的频率调节、电压控制和系统稳定带来挑战。

抽水蓄能电站因为具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等六大功能，从而在电网安全平稳运行过程中发挥出不可或缺的作用。

加之近年来风、光等新能源大规模发展、高比例接入电网，抽水蓄能与新能源机组运行的互补性也得到进一步彰显。抽水蓄能电站不仅有助于平抑新能源的随机性、波动性，提高电能利用效率，又能减少新能源大规模并网和转动惯量不足对电网带来的冲击，从而提高了新能源并网消纳总体水平。

政策催化

长龙山抽水蓄能电站由三峡集团所属三峡建工投资、建设及经营，也是三峡建工首个已投运抽水蓄能电站。

三峡建工另有十余个抽水蓄能电站项目已开工在建，分布在浙江、安徽、河南、湖北、湖南、甘肃、青海、重庆等地。

（长龙山抽水蓄能电站下水库大坝，财联社记者摄）

过去数年，抽水蓄能电站在国内掀起一轮投资建设的高潮，蔚为壮观。水电水利设计总院的一份报告显示，截至2023年底，全国核准在建抽水蓄能电站多达134座。

抽水蓄能电站项目在各地纷纷上马，一则“是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，是可再生能源大规模发展的重要保障”；二则受到国家层面产业规划和产业政策的催化。

产业规划方面，据国家能源局在《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》中提出的发展目标：到 2025 年，中国抽水蓄能投产总规模要达到6200 万千瓦以上；到2030年，投产总规模达到1.2亿千瓦左右。

1.2亿千瓦的规模，相较2023年底5094万千瓦装机容量，意味着翻番的成长空间。

产业政策方面，2021年4月，国家发展改革委印发《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），确立了抽水蓄能价格机制为“两部制”，要求以竞争性方式形成“电量电价”，对标行业先进水平合理核定“容量电价”——633号文对抽水蓄能产业发展具有里程碑意义。

业内人士对财联社记者表示，抽水蓄能电站的收入主要来自于电量电费和容量电费，取决于电量电价和容量电价。

“电量电价”体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，因为抽水蓄能时一般处于用电低谷，电价相对便宜，放水发电时多为用电高峰，电价相对较高，抽水蓄能电站通过“抽低谷发高峰”，从而获得一定收益。

“容量电价”则体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，633号文规定，对标行业先进水平确定核价参数标准，“电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定”。

容量电价相当于一个价格托底机制，确保了抽水蓄能电站的盈利强稳定性。由于抽水蓄能电站绝大部分收入来自于容量电费，因此投资一座抽水蓄能电站，大致上意味锁定了一个“40年经营期，IRR为6.5%”的低风险项目。

各方入局

开发建设抽水蓄能电站，国家电网、南方电网等电网央企一度是绝对主力。

以天荒坪抽水蓄能电站为例，电站概算总投资73.76亿元，实际投资62.38亿元，华东电网占41.67%，为大股东（2007年华东电网41.67%的股份转让给了国网新源）。

公开资料显示，南方电网旗下南网储能（600995.SH）当前在建抽水蓄能项目也有9个，总装机容量1080万千瓦。

不过随着电价机制完善、新型电力系统的持续发展，自2021年起，抽水蓄能电站的投资主体日趋多元化，包括三峡集团、中国电建（601669.SH）、国能、国家电投、华电等传统电源企业，以及杭州钢铁集团、湖南湘投集团等地方企业纷纷涉足。

民营资本则以协鑫能科（002015.SZ）、金风科技（002202.SZ）等为代表，其中，协鑫能科投资140亿的建德抽水蓄能电站项目已于2022年开工。

就抽水蓄能电站投产装机容量而言，截至2023年底，华东区域最大，华北和南方区域次之；若以核准在建规模计，则华中区域最大，华东和西北区域次之。这代表，未来抽水蓄能电站在国内的分布将更为广泛，应用场景更趋丰富。

新旧互补

综合各类储能调节电源技术，抽水蓄能目前仍是公认的最成熟、经济性最优的大规模储能调节电源，相比以锂离子电池为代表的新型储能形式，在全球范围内的装机占比也仍有大幅领先。

（资料来源：平安证券研究报告）

据水利水电规划总院的报告测算，电化学储能的平准化度电成本是抽水蓄能的2.7倍，抽水蓄能技术的经济性更优，且抽水蓄能电站的使用寿命长、转换效率高、可提供转动惯量。

只是抽水蓄能电站的选址依赖特定地理资源，且投资较大、建设周期较长，增速相对有限。而新型储能建设周期短、选址灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性好。

因此，未来很可能出现的情形，就是抽水蓄能和新型储能有望共同担起储能市场发展的主力。

至于该如何从静态效益和动态效益两个维度评估一座抽水蓄能电站的价值，运行迄今二十余年的天荒坪抽水蓄能电站，其表现具有相当的参考性：

按180万千瓦蓄能机组平均日调峰280万千瓦计算，年累计调峰容量为10亿千瓦，则全年相当减少调停30万千瓦机组3333台次，按30万千瓦机组调停费用50万元/次，可节约启停费17亿元。

在华东电网数次险些发生较为严重的较大范围停电事故处理过程中，天荒坪电站发挥独特事故备用功能，紧急、迅速启动机组发电，为华东地区供电稳定、避免重大经济损失发挥了显著的作用，该效益更是难以估量。

当然，天荒坪抽水蓄能电站对安吉当地发展还有另一份特殊贡献。

（江南天池俯瞰，资料图）

天荒坪抽水蓄能电站开工后，为将大型设备运输进山，开凿出穿越山岭、通往杭州的隧道，令当地交通条件大为改善。此外，在天荒坪抽水蓄能电站上水库建成的“江南天池”景区，也极大的推动了安吉当地生态旅游业的发展。

这或许称得上抽水蓄能发展在安吉留下的一段佳话，也是中国能源转型在斗转星移、山水流转间的一次别样演绎。

（往期回顾：新经济地方志专题）