随着风光大基地规模化建设不断推进，新能源电力提升和消纳利用之间的矛盾也日益突出。为有效保障新能源消纳，今年以来，一大批抽水蓄能电站项目密集开工。据统计，2023年第一季度，有91个抽水蓄能电站项目更新了动态，规模超120.69GW，包含预可行性研究报告审查、签约、开工等动态，项目规模普遍在1200MW~2400MW。

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公开信息显示，浙江新能（600032）作为浙能集团可再生能源业务的开发与运营平台，在新一轮抽水蓄能产业的浪潮里，将加快自身发展速度与重点项目布局，在浙江全域的能源转型事业中大显身手。资料显示，公司已展开浦江抽蓄项目前期费用专项审计服务等机构选聘公开询价。同时，浙江新能在接受投资者调研时表示，公司在临安、富阳已设立项目公司，控股开发大型抽蓄项目，此外参股了天荒坪、松阳、衢州、天台、泰顺5个抽蓄项目。

绿电扰动亟需平衡抽水蓄能最具性价比

近年来，在构建新能源为主体的新型电力系统趋势下，风光发电装机增长远高于火电装机的增长速度，且占比呈上升趋势；由于风光的波动性、随机性和间歇性，导致以风光能源为主体的新能源可靠出力要远低于铭牌装机容量，增加电网调峰、调频的压力，安全运行挑战凸显。储能技术可以有效解决能源的不稳定性和不可预测性问题。

当前，技术路线最成熟、应用占比最大的储能路线是抽水蓄能方式。它将低峰时段的电力转化为水位高度差，以便在高峰时段通过水轮发电再次释放能量，大大提高了电力系统的可靠性和稳定性。抽水蓄能成本优势突出，根据第三方测算，抽水蓄能的度电成本仅为0.31元/千万时，明显小于锂离子电池、钠离子电池以及压缩空气路线等。同时，在安全性上，抽水蓄能路线也具备明显的优势。抽水蓄能是目前中国及全球装机规模占比最大的储能技术，超过86%。

两部制电价显著提升抽蓄电站盈利能力

尽管抽水蓄能早在20世纪90年代就实现了商业化应用，但是直到2021年开始，抽水蓄能才真正驶上发展快车道。

2021年以前，电价机制导致抽蓄电站的高投资成本难以顺利传导，投资意愿低，装机增速低于政策要求。2021年4月3日，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(633号文)。《意见》规定，以竞争性方式形成电量电价，完善容量电价核定机制，保证电站6.5%的资本金内部收益率，健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。

简单而言，电量电价部分由抽发电价价差和抽发电量决定，其中抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行，故抽水蓄能项目目前的保底收益为6.5%，电量收益部分根据实际情况多发多得。

有电力领域的专家在接受采访时表示，633号文的推出，实际上是在给抽蓄电站建设投资收益兜底的同时，还打开了市场化运行增收增利的空间，对于抽蓄电站产业建设有极大益处。

浙江发展抽蓄产业得天独厚

抽蓄电站虽然具有性价比高、稳定性强、安全性好等优势，但对选址的要求方面比较苛刻。七山二水一分田，是对于浙江地理地形特征的高度概括。浙江省多样的地形、恰当的地势高差及丰富的水利资源十分有利于抽蓄电站的建设。

633号文发布以后，浙江省加大了抽水蓄能电站的规划建设力度。《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》指出，到“十四五”末，力争浙江省水电装机达到1500万千瓦以上，新增装机在350万千瓦以上，其中新增装机以抽水蓄能电站为主。抽水蓄能方面，“十四五”期间，全省抽水蓄能电站力争新增装机容量340万千瓦，累计装机容量达到798万千瓦。

据了解，浙江省目前已建好的抽水蓄能电站有天荒坪、桐柏、仙居、长龙山四座，宁海、缙云、衢江、磐安等抽水蓄能电站项目已开工建设，泰顺、天合、建德、桐庐、浦江等重点项目已在规划之中。

浙江大力建设抽蓄电站具有多重现实因素的考量。浙江省作为我国沿海经济大省，也是能源消耗大省。过去几年，浙江多次经历了电荒问题，峰谷电差在国内也位居前列。能源转型对于浙江省电力系统而言，在波动性、随机性方面的问题只会更加突出。另外，抽蓄电站的意义不仅限于省内。邻近的江苏、上海而言，同样属于能源消耗大省，但由于其较为平缓的地势条件，并不具备建站的条件。在规划中，浙江将携手安徽一道，共同承担起华东电网调峰、填谷和储能的任务。(CIS)