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三峡加注抽水蓄能

2022-04-29 返回列表

4月19日，三峡集团所属的浙江长龙山抽水蓄能电站5号机组完成调试，投入试运行。长龙山抽水蓄能电站位于浙江省安吉县，计划安装6台机组，总装机容量210万千瓦，预计2022年6月底全部机组投产发电。长龙山抽蓄是三峡集团目前唯一在运的抽水蓄能电站。当前，三峡集团正在加码推进抽水蓄能，积极争取储备站点资源，努力再造“抽蓄三峡”。

加码抽水蓄能
截至2021年底，全国在运抽水蓄能装机容量为3639万千瓦，其中电网企业所属的抽水蓄能占比超过90%。随着新型电力系统的建设和抽蓄建设的全面铺开，发电企业也开始加大资源获取力度，纷纷布局抽水蓄能电站，三峡集团是其中最为积极的一个。

据eo不完全统计，截至目前，三峡集团已经初步取得28座抽水蓄能站点、装机容量达到4140万千瓦，另有13座站点处于前期阶段，尚未公布装机规模。此外，湖北能源集团正在投资建设湖北平坦原、清江、张家坪3座抽水蓄能电站，总装机容量440万千瓦，湖北能源集团为三峡集团控股的二级子公司。初步统计，三峡集团已取得的站点资源规模仅次于国家电网。

随着常规水电开发放缓，新能源大规模开发，新型电力系统对灵活性电源的需求不断增加，以水电见长的三峡集团将抽水蓄能视为新的业务增长点。三峡集团副总工程师李斌曾在抽水蓄能产业发展座谈会上表示，抽水蓄能投资较大、建设周期较长、涉及面广，其实质是水电项目，这也是三峡集团最擅长的一项业务。三峡集团将抽水蓄能作为大水电的延伸以及新能源大规模协同发展的支撑力量，以资本资金优势及大水电建设管理优势，计划打造一家抽水蓄能大型骨干企业。

三峡集团的抽水蓄能业务主要由三峡建工（集团）有限公司（以下简称“三峡建工”）负责开发。三峡建工由三峡集团最核心的水电开发建设业务发展而来。2015年，中国三峡建设管理有限公司组建成立，负责承接三峡集团国内外水电开发建设业务。2017年，三峡集团及其下属子公司共同出资成立三峡机电工程技术有限公司，承担三峡集团清洁能源项目开发的机电工程建设管理任务。2020年11月，三峡集团整合中国三峡建设管理有限公司和三峡机电工程技术有限公司，成立三峡建工。

在2022年工作会上，三峡建工将“聚焦抽水蓄能开发，再造‘抽蓄三峡’”列为2022年重点工作之一。

呼蓄探索
三峡集团很早就开始尝试布局抽水蓄能，但进展并不顺利。2006年，三峡集团与浙江省政府签订战略合作协议，同年6月，三峡集团与浙江安吉县政府、华东勘测设计研究院签订项目投资转化协议，确定三峡集团为天荒坪第二抽水蓄能电站（后更名为长龙山抽水蓄能）的投资业主。但受制于当时抽水蓄能电站投资体制，主管部门不同意开展前期工作，项目由此搁浅。

随后，三峡集团又将目光转向呼和浩特抽水蓄能电站（以下简称“呼蓄电站”）。呼蓄电站原本由内蒙古电力公司独资建设，内蒙古电力公司为内蒙古自治区直属管理的电网企业，属于地方电网。呼蓄电站总装机容量120万千瓦，2006年通过国家发改委核准，由于建设资金不足于2007年停工。2009年，三峡集团内蒙古签订战略合作框架协议，决定在内蒙古投资建设抽水蓄能电站，开发风电和光伏等清洁能源。随后，三峡集团对呼蓄电站进行重组，成为呼蓄电站第一大股东，持股比例61%，另外14家风电开发企业持股持股39%。

《中国三峡》曾刊发文章详细介绍了抽水蓄能电站与风电联合运行的模式，并提出呼蓄电站建成后可以由内蒙古电力公司租赁经营的设想。对于投资者，呼蓄电站和风电联合运行的收益分为两部分，一部分来自电站的直接收益，在国家核准电站电价或租赁费时予以考虑，直接收益可按资本金回报率10%计算，出资方根据出资比例分享收益；另一部分收益来自抽蓄电站调节带来的间接收入，电站每年抽水利用富余风电电量最多为26亿千瓦时，按现行风电平均电价0.51元/千瓦时计算，风电企业最多可增加收入13.52亿元。

2015年6月，呼蓄电站全部机组投产发电，但并没有采用租赁运营模式，而是独立运营，实行两部制电价。两部制电价包括容量电价和电量电价，根据电站的可用容量和上网电量分别计付电费。最终，呼蓄电站每年的容量电价确定为816元/千瓦，电量电价按蒙西电网燃煤机组标杆电价0.3004元/千瓦时执行，抽水电价为0.2253元/千瓦时，每年抽发损耗电费约为2.01亿元。

但由于容量电费无法有效疏导，执行效果大打折扣。从2014年10月首台机组发电到2018年4月，呼蓄电站应收容量电费18.65亿元，实际回收14.65亿元，剩余4亿元资金无法回收。

公开的财务信息显示，2017年，呼蓄电站亏损4134万元，2018年前10个月亏损2900万元。最终连年亏损的呼蓄电站被三峡集团挂牌出售。2018年7月，三峡集团公开转让呼蓄电站61%股权，转让参考价为9.3亿元，最后由内蒙古电力公司接手。

尽管对呼蓄的投资运营不顺，但搁浅许久的长龙山抽水蓄能电站迎来新进展。2014年，抽水蓄能电站核准权限由国家发改委下放至省级政府。同时，三峡集团与国家电网在抽水蓄能领域展开深度合作。

2015年7月，三峡集团与国家电网、国网新源签署《关于国网新源控股有限公司增资扩股的协议》。国网新源公司成立于2005年，成立之初是国家电网公司的全资子公司，主要负责开发建设和经营管理抽水蓄能电站和常规水电站。

根据协议，三峡集团以现金方式对国网新源控股有限公司进行增资，增资完成后，国家电网公司持股70%，三峡集团持股30%。国家电网发布的新闻通稿显示，双方将目前拥有及今后获取的抽水蓄能电站储备项目，统一纳入国网新源控股有限公司进行开发和运营。

2015年10月，浙江省发改委下发长龙山抽水蓄能电站项目核准通知，明确浙江长龙山抽水蓄能有限公司负责项目的建设、运营及贷款本息偿还。浙江长龙山抽水蓄能有限公司是中国三峡建工集团投资、开发建设、运营管理长龙山抽水蓄能电站（原名天荒坪第二抽水蓄能电站）的实施主体，负责电站建设和运营一体化，履行业主权利和责任。三峡建工和浙江安吉国合资产管理有限公司分别持股85%、15%。

多重挑战
随着抽水蓄能投资主体多元化，三峡建工面临激烈的市场竞争，争取优质站点资源变得更加困难，已经签订投资协议的项目也有可能再度易手。现阶段，市场主体参与抽水蓄能仍面临运营模式不明确的风险。

2021年4月，松滋市政府、湖北能源集团、三峡建工签订《湖北松滋江西观抽水蓄能电站项目合作协议》，就松滋江西观抽水蓄能电站项目开展合作。但最新消息显示，江西观抽水蓄能电站已经易主。2022年3月8日，国能长源松滋江西观抽水蓄能项目筹建处挂牌成立。国能长源为国家能源集团控股的上市公司。

为了争取抽水蓄能站点资源，投资主体各显神通。“你去找县长，对方找县委书记，你去找市长，对方就去找市委书记甚至省领导，地方政府面对这么多的投资主体也很为难。”有从事抽水蓄能开发的人士对eo表示。

抽水蓄能电站投资巨大，通常是站点所在地有史以来投资规模最大的单体项目，能够显著拉动当地经济增长，所以县级政府更倾向选择承诺尽快开工的投资主体。但从省级层面来看，由于抽水蓄能电站的容量电费纳入省级电网输配电价回收，大规模建设抽水蓄能将在一定程度上推高省级电网输配电价，核准抽水蓄能项目会更加谨慎。

2021年5月，国家发改委印发《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），提出建立容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。

“633号文”明确了抽水蓄能电站费用分摊的疏导方式，但截至目前，各省尚未公布具体操作细则。有业内人士对eo表示，即便已经出台“633号文”，但各地如果没有疏导细则，未来建成投产的抽蓄电站同样会亏损，不过现在投资主体更加多元，也会加快推动各省出台疏导细则。

三峡集团已初步取得的抽水蓄能站点资源

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