隨著風光大基地規模化建設不斷推進，新能源電力提升和消納利用之間的矛盾也日益突出。為有效保障新能源消納，今年以來，一大批抽水蓄能電站項目密集開工。據統計，2023年第一季度，有91個抽水蓄能電站項目更新了動態，規模超120.69GW，包含預可行性研究報告審查、簽約、開工等動態，項目規模普遍在1200MW~2400MW。

公開信息顯示，浙江新能(600032)作為浙能集團可再生能源業務的開發與運營平臺，在新一輪抽水蓄能產業的浪潮里，將加快自身發展速度與重點項目布局，在浙江全域的能源轉型事業中大顯身手。資料顯示，公司已展開浦江抽蓄項目前期費用專項審計服務等機構選聘公開詢價。同時，浙江新能在接受投資者調研時表示，公司在臨安、富陽已設立項目公司，控股開發大型抽蓄項目，此外參股了天荒坪、松陽、衢州、天臺、泰順5個抽蓄項目。

(資料圖片)

綠電擾動亟需平衡 抽水蓄能最具性價比

近年來，在構建新能源為主體的新型電力系統趨勢下，風光發電裝機增長遠高于火電裝機的增長速度，且占比呈上升趨勢；由于風光的波動性、隨機性和間歇性，導致以風光能源為主體的新能源可靠出力要遠低于銘牌裝機容量，增加電網調峰、調頻的壓力，安全運行挑戰凸顯。儲能技術可以有效解決能源的不穩定性和不可預測性問題。

當前，技術路線最成熟、應用占比最大的儲能路線是抽水蓄能方式。它將低峰時段的電力轉化為水位高度差，以便在高峰時段通過水輪發電再次釋放能量，大大提高了電力系統的可靠性和穩定性。抽水蓄能成本優勢突出，根據第三方測算，抽水蓄能的度電成本僅為0.31元/千萬時，明顯小于鋰離子電池、鈉離子電池以及壓縮空氣路線等。同時，在安全性上，抽水蓄能路線也具備明顯的優勢。抽水蓄能是目前中國及全球裝機規模占比最大的儲能技術，超過86%。

兩部制電價 顯著提升抽蓄電站盈利能力

盡管抽水蓄能早在20世紀90年代就實現了商業化應用，但是直到2021年開始，抽水蓄能才真正駛上發展快車道。

2021年以前，電價機制導致抽蓄電站的高投資成本難以順利傳導，投資意愿低，裝機增速低于政策要求。2021年4月3日，國家發改委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（633號文）。《意見》規定，以競爭性方式形成電量電價，完善容量電價核定機制，保證電站6.5%的資本金內部收益率，健全抽水蓄能電站費用分攤疏導方式。

簡單而言，電量電價部分由抽發電價價差和抽發電量決定，其中抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行，上網電價按燃煤發電基準價執行，故抽水蓄能項目目前的保底收益為6.5%，電量收益部分根據實際情況多發多得。

有電力領域的專家在接受采訪時表示，633號文的推出，實際上是在給抽蓄電站建設投資收益兜底的同時，還打開了市場化運行增收增利的空間，對于抽蓄電站產業建設有極大益處。

浙江發展抽蓄產業得天獨厚

抽蓄電站雖然具有性價比高、穩定性強、安全性好等優勢，但對選址的要求方面比較苛刻。七山二水一分田，是對于浙江地理地形特征的高度概括。浙江省多樣的地形、恰當的地勢高差及豐富的水利資源十分有利于抽蓄電站的建設。

633號文發布以后，浙江省加大了抽水蓄能電站的規劃建設力度。《浙江省可再生能源發展“十四五”規劃》指出，到“十四五”末，力爭浙江省水電裝機達到 1500萬千瓦以上，新增裝機在350萬千瓦以上，其中新增裝機以抽水蓄能電站為主。抽水蓄能方面，“十四五”期間，全省抽水蓄能電站力爭新增裝機容量340萬千瓦，累計裝機容量達到798萬千瓦。

據了解，浙江省目前已建好的抽水蓄能電站有天荒坪、桐柏、仙居、長龍山四座，寧海、縉云、衢江、磐安等抽水蓄能電站項目已開工建設，泰順、天合、建德、桐廬、浦江等重點項目已在規劃之中。

浙江大力建設抽蓄電站具有多重現實因素的考量。浙江省作為我國沿海經濟大省，也是能源消耗大省。過去幾年，浙江多次經歷了電荒問題，峰谷電差在國內也位居前列。能源轉型對于浙江省電力系統而言，在波動性、隨機性方面的問題只會更加突出。另外，抽蓄電站的意義不僅限于省內。鄰近的江蘇、上海而言，同樣屬于能源消耗大省，但由于其較為平緩的地勢條件，并不具備建站的條件。在規劃中，浙江將攜手安徽一道，共同承擔起華東電網調峰、填谷和儲能的任務。（CIS）

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