“缙云抽蓄电站首台机组实际投产时间较可研工期将提前4个月，全部投产的时间将提前10个月。”

  9月13日，在建设中的国网新源浙江缙云抽水蓄能电站（以下简称“缙云抽蓄电站”）地下厂房，国网新源华东开发建设分公司副总经理何少云介绍道。

  他的身后，是200多米长的地下厂房，500多名实施工程人员、管理人员，坚守一线，各作业面紧张有序地施工。

  作为浙西南在建最大抽水蓄能电站，缙云抽蓄电站位于浙江丽水缙云县大洋镇和方溪乡境内，总用地3604亩，总装机容量180万千瓦，设计年发电量18亿千瓦时，于2017年6月获浙江省发展改革委核准批复，2017年12月开工建设。

  目前，缙云抽蓄电站已完成上、下水库蓄水和1号输水系统充排水，电站受电和1号机整组调试前的分部调试工作基本完成，计划2024年年底前首台机组投产，2025年全面投产发电。

  “抽水蓄能电站好比电网的稳压器。”何少云形象地比喻道，抽水蓄能电站在电力系统负荷低谷时利用系统富余电力将水从下水库抽到上水库储存起来，在负荷高峰时将上水库储存的水放到下水库进行发电，将上、下水库中水的势能变化转化为电力系统电能的充放和功率的调节，通过削峰填谷，提高大电网安全稳定运行能力，是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统灵活调节电源。

  实际上，作为具有百年历史的储能技术，世界首座抽水蓄能诞生于1882年，最早的建设目的是为调节河流季节性水资源来发电，在工业化加速、核电站建设背景下加快速度进行发展起来，早已走向成熟。

  而随着近年来碳中和进程加快，作为促进光伏、风电等新能源大规模消纳的关键一环，抽水蓄能电站在电网负荷平衡中充当“调节器”“充电宝”和“稳定器”的作用，正在日益凸显。

  当光伏、风电等发电能力增强、用户用电需要减少时，抽水蓄能可以将过剩的电力储存起来，当用电需求上涨时，释放这些电能，能够在一定程度上帮助电网实现供需平衡，有利保障了电力系统的安全稳定运行，被誉为绿色“超级充电宝”。

  据介绍，缙云抽蓄电站每年可吸纳24亿千瓦时低谷电量，提供18亿千瓦时的高峰电能。

  意味着每年能节约燃煤消耗量约23万吨，减少排放二氧化碳约46万吨、氮氧化合物约0.12万吨、二氧化硫约0.31万吨，还意味着可以轻松又有效调节发电与用电负荷在时间上的不匹配问题，缓解弃风弃光现象，促进新能源消纳。

  国家层面强调，“加快规划建设新型能源体系”，而储能是其中必不可少的技术。

  储能技术可分为储电（机械储能、电磁储能和化学类储能）与储热（热储能和化学类储能）。目前发展相对较成熟的包括抽水蓄能、化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储能等多种类型。

  “技术的可行性，安全性，包括我们的造价综合下来，抽水蓄能目前还是技术经济最优的一种储能方式。”何少云表示。

  数据显示，抽水蓄能电站凭借其工程技术成熟、运行安全可靠环保、综合社会经济效益显著等优势，目前在储能装机中占比最大。

  事实上，相比目前化学储能有限的放电次数、10年左右的运行寿命，抽水蓄能电站实际常规使用的寿命可达50年甚至更久，大容量的储能功效，不受限的抽水发电频次，更加低廉的度电成本，其经济性在众多储能技术路线中相当突出。

  “抽水蓄能电站的盈利模式是以电换电的，我们每年抽水电量24亿千瓦，发电量是18亿度，转换效率大约在75%左右，就是10度电换7.5度电到8度电这么一个概念。”何少云表示，“但是其实我们还有峰谷价差，之前国家已经明确了是两部制电价，一个是容量电价，还有一个就是电量电价。”

  具体而言，两部制电价包括电量电价和容量电价。其中，电量电价是按照实际发生的交易电量计费的电价；容量电价代表电力工业公司成本中的容量成本，即固定资产投资费用。

  电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值。电量电费的计算方式为上网电量*上网电价-抽水电量*抽水电价。抽水蓄能的效率大概为75%，即发电量为抽水消耗电量的75%，行业俗称“抽四发三”。

  而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。抽水蓄能电站通过容量电价，回收抽发运行成本外的另外的成本并获得合理收益。

  早在2021年5月，国家发展改革委发布《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）提出，现阶段要坚持以两部制电价政策为主体，加强完善抽水蓄能价格形成机制。

  2023年5月15日，国家发改委又发布了《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（下称《通知》），公布了在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的核定容量电价。

  根据633号文，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场行情报价及规则结算；在电力现货市场尚未运行情况下，抽水蓄能电站上网电价按燃煤发电基准价执行，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。

  故在两部制电价下，抽水蓄能通过电量电价获取的收益有限，容量电费则是其最主要的收入来源。

  成熟的技术、巨大的容量、灵活的存取、持久的输出、全生命周期较低的成本以及日益完善的市场化机制，使抽水蓄能成为能源革命进程中最具经济性、实用性的“多面手”，发挥着促进可再次生产的能源有效利用，保障电力系统安全稳定的关键作用。

  当前，我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风电、光伏发电等新能源大规模高比例发展，构建以新能源为主体的新型电力系统对抽水蓄能发展提出更加高的要求。而抽水蓄能电站好比大型“充电宝”，用电低谷时通过电力将水从下水库抽至上水库，用电高峰再放水发电，有利于弥补新能源存在的间歇性、波动性短板。

  2024年上半年，全国抽水蓄能累计装机容量达5439万千瓦，投资增速较去年同期增加30.4个百分点，未来十年我国抽水蓄能投资空间接近万亿。

  今年8月11日，中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》发布，明白准确地提出“科学布局抽水蓄能、新型储能、光热发电，提升电力系统安全运作和综合调节能力”“到2030年，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦”。

  可以说，抽水蓄能，不仅是破解浙江缺电困境的一把“钥匙”，也是实现“双碳”目标的重要途径。

  事实上，早在2016年，浙江丽水就提出打造“华东抽水蓄能基地”的目标。2021年9月，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（20212035年）》，浙江丽水抽蓄项目申报纳规工作实现大丰收。全市共有8个抽水蓄能项目纳入国家规划，纳规站点数量占浙江省近三分之一，分别为龙泉、青田、云和、庆元、遂昌、松阳、景宁等7座大型抽水蓄能电站和紧水滩1座中小型抽水蓄能电站。

  国网丽水供电公司发展策划部副主任文洪君介绍，截至目前，丽水市在建、核准待开工抽水蓄能项目6个，总装机规模达729.7万千瓦，总投资约473亿元，电站数量和装机规模均列浙江省第一。缙云抽蓄电站作为丽水市首座抽水蓄能电站，将为该地区的抽水蓄能电站建设提供生动“样本”，推动丽水地区“风光水储一体化”建设，赋能地区绿色高水平质量的发展。

  除此之外，抽水蓄能电站的建设，也成为丽水当地加快跨越式高质量发展，扎实推动共同富裕的重大战略性、支撑性和关键民生性项目。

  一方面，抽蓄项目建设对地方扩大有效投资的支撑作用和贡献明显，对地方经济社会持续健康发展将产生巨大影响。

  据介绍，作为丽水市、缙云县历史以来最大的单体“百亿级”投资项目，截至2023年底，缙云抽蓄电站累计完成投资60.43亿元，其中，2023年完成投资15.71亿元，占缙云县固定资产投资的11.4%，有效拉动了配套项目建设。

  而电站建成投产后，每年可增加地方财政收入近2亿元;工程建设可带动投资和相关产业高质量发展，建设期间可提供各类岗位5000余个，改善当地交通和生活基础设施，有力促进地方经济社会发展。

  另一方面，由于缙云抽蓄电站位于深山之中，项目建设对推动农民增收，改善当地住房、就学、就业、医疗、交通等，起到了巨大作用。

  据介绍，早在缙云抽水蓄能电站建设之初，就提出了将项目开发和乡村振兴紧密结合，不仅通过与缙云县政府合资修建42省道缙云县城段改建工程，将缙云县城至方溪乡的路程从90分钟缩短至15分钟，解决了沿线个村庄通行问题，同时还与缙云县方溪乡开展“蓄能新乡”党建联建，合力打造“共富工坊”，并开展结对助学、医企共建等，实现了互利共赢。

  另外，依托缙云抽蓄，缙云县正在谋划大洋山区块开发，打造涵科普、观光、休闲为一体的复合型电站，培育“电+X”多核经济稳步的增长点。

  “未来，我们将依托国网新源集团专业方面技术和管理优势，充分的发挥公司储备的技术力量，高质量规范电站管理，更好地服务双碳目标，促进新型电力系统建设。”何少云说。