1.项目简介
榆树沟抽水蓄能站点地处舒兰市境内，距长春市180km。下水库位于霍伦河上游，坝址位于榆树沟乡长安林场东北方向5km附近，上水库位于下水库以西的大秃顶子山脊上。
舒兰市榆树沟抽水蓄能站点地处舒兰市新安乡境内，距长春市180km。下水库位于霍伦河上游，坝址位于榆树沟长安林场东北方向5km附近，正常蓄水位485m，死水位472m，调节库容904万m³。上水库位于下水库以西的大秃顶子山脊上，正常蓄水位1150m，死水位1115m，调节库容800万m³。
项目计划投资107.5亿元，占地面积475.6公顷，其中：涉及生态红线面积411公顷，总装机容量1800MW，安装6台混流可逆水泵水轮机组单机容量300MW，平均水头649米，距高比（L/H）7.03，输水管线3条，每条长度4904.94 m，年发电量30.1亿kWh，年抽水电量40.1亿kWh。
1.1项目背景
抽水蓄能是当前技术最成熟、全生命周期碳减排效益最显著、经济性最优且最具大规模开发条件的电力系统灵活调节电源，加快发展抽水蓄能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。
抽水蓄能电站具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能,是建设现代智能电网的重要支撑，是构建清洁低碳、安全稳定、经济高效的现代电力系统重要组成。在全球应对气候变化，实现“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”目标，加快能源绿色低碳转型的新形势下，抽水蓄能加快发展势在必行。
自2021年6月23日开始，在省能源局的帮助和支持下，经过实地论证，初步论证确定榆树沟站点具备抽水蓄能建站条件，对新安和上营另外两个站点后期再进行详细论证确定是否可建站。2021年8月6日，舒兰市榆树沟抽水蓄能站点列入国家能源局《抽水蓄能长期发展规划（2021-2035年）》储备名单内，省能源局承诺只要具备开工条件，可将该项目调整至“十四五”后期和“十五五”内。
1.1.1项目简介
榆树沟抽水蓄能站点地处舒兰市境内，距长春市180km。下水库位于霍伦河上游，坝址位于榆树沟乡长安林场东北方向5km附近，上水库位于下水库以西的大秃顶子山脊上。
工程征地移民。建设征地范围包括水库淹没影响区和枢纽工程建设区。涉及土地总面积7450亩，其中水库淹没区2500亩，工程枢纽区永久占地3000亩，工程临时占地1950亩。上、下库主要淹没林地。道路改线长度约15km。
水源条件。下水库坝址断面多年平均年来水量为2010万m3
地形地质条件。上水库库区呈马鞍形，为人工开挖库盆。东西两侧存在库周、库底永久性渗漏问题，需采取全库盆防渗措施。下水库库区呈“U”型谷，两岸山坡地形较缓，库区库水位变动带附近，存在水库淤积问题，不存在永久性渗漏问题。坝基部位覆盖层较薄，稳定问题不大。两岸坝肩需加强防渗处理措施。
通过对榆树沟抽水蓄能站点进行了实地测量，初步确定该地点具备实施抽水蓄能项目的各项条件，省能源局也积极将我市项目列入省和国家规划内，2021年8月6日，国家能源局《国家能源局综合司关于征求对（抽水蓄能中长期发展规划2021--2035年）征求意见稿意见的函》将舒兰市榆树沟抽水蓄能站点列入国家抽水蓄能中长期规划项目储备名单内，省能源局将该项目列入省“十六五”规划内，同时承诺只要具备开工条件，可将该项目调整至“十四五”后期和“十五五”内。
舒兰市榆树沟抽水蓄能站点地处舒兰市新安乡境内，距长春市180km。下水库位于霍伦河上游，坝址位于榆树沟长安林场东北方向5km附近，正常蓄水位485m，死水位472m，调节库容904万m³。上水库位于下水库以西的大秃顶子山脊上，正常蓄水位1150m，死水位1115m，调节库容800万m³。
项目计划投资107.5亿元，占地面积475.6公顷，其中：涉及生态红线面积411公顷，总装机容量1800MW，安装6台混流可逆水泵水轮机组单机容量300MW，平均水头649米，距高比（L/H）7.03，输水管线3条，每条长度4904.94 m，年发电量30.1亿kWh，年抽水电量40.1亿kWh。
1.1.2市场前景
（1）抽水蓄能项目发展现状
抽水蓄能是目前最成熟、最可靠、最安全、最具大规模开发潜力的储能技术，对于维护电网安全稳定运行、构建以新能源为主体的新型电力系统具有重要支撑作用。我国抽水蓄能电站已建、在建装机规模分别达3149万千瓦和5313万千瓦，均居世界首位，并初步形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系和全产业链的技术优势。在我国全力以赴实现“碳达峰、碳中和”目标的背景下，抽水蓄能产业迎来了更快速的发展机遇期。
抽水蓄能技术历史悠久，存储效率较高，为在电力系统中得到最为广泛应用的一种储能技术。国家发改委提出在“十四五”时期实施雅鲁藏布江下游水电开发等工程。抽水蓄能规模将随着新能源的发展不断扩大，预计至2030年，抽水蓄能累计装机达到100-120GW，新增消纳新能源5000亿度以上。
2020年，我国抽水蓄能累计装机规模达到31.79GW，同比增长5.02%，占全国储能装机总规模的89.3%。因抽水蓄能相对其他储能方式成本较低，短期看来，其在储能应用中的主导地位不会被动摇。根据2021年4月数据，我国抽水蓄能电站在建装机52.43GW，是全球抽水蓄能电站规模最大的国家。
为推进抽水蓄能快速发展，适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，助力实现碳达峰、碳中和目标，8月6日，国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)的函，到2035年，抽水蓄能电站投产总规模达到3亿千瓦，形成技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。“十四五”期间开工1.8亿千瓦，2025年投产总规模6200万千瓦;“十五五”期间开工8000万千瓦，2030年投产总规模2亿千瓦;“十六五”期间开工4000万千瓦，2035年投产总规模3亿千瓦。
抽水蓄能中长期规划发展规模，初步测算新增投资规模约18000亿元，其中“十四五”、“十五五”、“十六五”期间分别约为9000亿元、6000亿元、3000亿元。按照抽水蓄能电价形成机制测算，到2035年将提高全国平均输配电价1.3分/千瓦时左右。抽水蓄能电站建设和运行将增加地方税收，改善基础设施、拉动就业、巩固脱贫攻坚成果，促进地方经济社会可持续发展。
（2）抽水蓄能市场前景
非水可再生能源快速发展需要。《水电发展“十三五”规划》明确，“十三五”将加快抽蓄电站建设，以适应新能源大规模开发需要，“十三五”全国新开工抽蓄电站6000万千瓦左右，到2020年抽蓄电站装机容量达到4000万千瓦，预计2025年全国抽蓄电站约9000万千瓦。按照目前的开工规模，意味着未来三年至少还要新开工4100万千瓦抽蓄机组才能完成既定规划目标。这个规划目标完成难度较大。
要滚动调整抽蓄规划，适时启动新一轮选点规划工作。统筹考虑区域电力系统调峰填谷需要、安全稳定运行要求和站址建设条件，对尚未开展选点规划的地区适时启动规划工作;对部分已有选点规划，经论证有增补、调整站点必要的地区进行滚动调整，充分论证系统需求，分析研究抽蓄电站的合理建设规模和布局，优选确定规划站点。为适应长远需要，考虑到抽蓄电站建设的合理工期，有必要组织新一轮的选点规划工作。
抽蓄电站通过电源侧峰谷电价、辅助服务补偿等方式，合理反映抽蓄电站的效益。同时，完善和落实两部制电价政策，扩大峰谷电价差。抽蓄电站可以在电力市场高抛低吸，获得效益，有足够生存空间。
由于电源结构、负荷特性、电力供需状况和电力保障需求的实际情况存在差异，不同电网抽蓄电站实际发挥的作用应该有所侧重，抽蓄的作用不能一概而论，需要分类管理利用。
目前，“鼓励采用招标、市场竞价等方式确定抽蓄电站项目业主”的政策效果尚未显现。抽蓄电站走市场化道路或许是最优选择，建立多元化的投资机制，鼓励社会资本投资，促进抽蓄电站投资建设市场化。研究推行抽蓄电站和核电、风电等项目协调配套投资及运营管理模式，实现项目联合优化运行，促进优势互补、良性互动，减少资源浪费。
1.1.3技术分析
抽水蓄能是世界上最重要的储能技术之一，2020年全球抽水蓄能累计装机容量达172.5GW。
抽水蓄能电站由两个相互连接且位于不同高度的水库组成。管道将上部和下部水库连接。在充电过程中，电动机将电能转换成机械能。通过将水从下部水库通过管道输送到上部水库，泵将它们转化为势能。在放电时，存储在上部水库中的水可以通过涡轮机返回到下部水库，由此从势能产生机械能，并且在发电机的帮助下再次产生电能。储存的能量与水的总质量和上下两蓄水池之间的高度差的乘积成比例。
抽水蓄能电站比其他储能技术已经发展的十分成熟。除此之外，抽水蓄能电站还有着长达50年以上使用寿命。现在的抽水蓄能电站还拥有极高的存储效率，可实现高达80%的整体效率。
作为在电力系统中得到最为广泛应用的一种储能技术，抽水储能主要应用领域包括能量管理、频率控制以及提供系统的备用容量，可为电网提供调峰、填谷、调频、事故备用等服务，其良好的调节性能和快速负荷变化响应能力，对于有效减少新能源发电输入电网时引起的不稳定具有重大意义。
1.1.4项目建设的有利条件
（1）政策条件
抽水蓄能规模将随着新能源的发展不断扩大。根据国家能源局发布的《水电发展“十三五”规划》，到2025年底，我国抽水蓄能的累计装机规模达到90GW。预计2030年，我国抽水蓄能装机将达到1-1.2亿千瓦(100-120GW)，抽水蓄能可新增消纳新能源5000亿度以上。
为推进抽水蓄能快速发展，适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，助力实现碳达峰、碳中和目标，8月6日，国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)的函，提出2035年抽水蓄能装机，将从目前的3249万千瓦增加到3亿千瓦。
通过本轮规划，为实现‘双碳’目标助力，为构建新型电力系统奠定基础，到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。当前正处于能源绿色低碳转型发展的关键时期，风、光等新能源大规模高比例发展，新型电力系统对调节电源的需求更加迫切，而抽水蓄能电站是当前及未来一段时期满足电力系统调节需求的关键方式，对保障电力系统安全、促进新能源大规模发展和消纳利用具有重要作用，抽水蓄能发展空间较大。
随着风电、光伏发电迎来大规模高比例增长，抽水蓄能作为储能方式的优势也随之显现。抽水蓄能具有调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用和黑启动等多种功能，是当前技术最成熟、经济性最优、最具备大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源。
国家能源局新能源和可再生能源司表示，抽水蓄能电站启停时间短、调节速度快，运行工况多，具有双倍调节能力。他指出，“实践证明，抽水蓄能作为储能可以大力支持新能源的快速发展，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求。”
《规划》进一步明确要加快建设一批生态友好、条件成熟、指标优越的抽水蓄能电站，做到了前期工作成熟的项目能纳尽纳。《规划》对满足规划阶段深度要求、条件成熟、不涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，按照应纳尽纳的原则，对满足规划阶段深度要求，但可能涉及生态保护红线等环境制约因素的项目，作为储备项目，纳入储备项目库，此类项目总装机规模3.05亿千瓦。
（2）产业优势
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》，明确提出“坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策”“健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式”等相关内容，对电价形成机制、疏导机制等各方关切的问题都进行了明确的规定。
从价格方面，国家发改委已经健全了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式；从政策层面，抽水蓄能将作为实现碳达峰、碳中和目标的重要方式，获得更多的金融和财政支持。
随着《规划》的落地和一系列国家政策的护航，抽水蓄能发展将迎来重大历史机遇，到2025年，抽水蓄能投产总规模将较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右。
（3）交通优势
舒兰市地理位置优越、交通顺畅便捷、资源开发广阔。舒兰市运输体系为铁路和公路运输，距长春市180km。拉滨铁路、龙舒铁路两条铁路贯穿舒兰市区，境内有丰广、吉舒、东富、马鞍岭、上营、小城、水曲柳、平安、舒兰9个火车站，货物年吞吐量能力400万吨，其中舒兰站吞吐量150万吨~200万吨/年，吉舒站吞吐量70万吨~100万吨/年。 2010年，舒兰市境内共有公路822条，总里程2635公里。国、省、县级8条高等级干线公路通往长春、吉林、哈尔滨等大城市。
项目由蛟河市出发经X036县道约55km到达鸭子架，转无名村路约3km到达下水库坝址，对外交通较便利；上水库位于霍伦河右岸山脊，现状上下水库间无沟通道路。
（4）人才优势
通过本项目建设带动投资和产业发展，通过人口集聚拉动消费，从而带动就业水平的提高。在8年建设期，可提供直接就业机会约3700万工时，全员人数4400人提供7年多的就业岗位，施工高峰时段提供约3400个工作岗位。同时还将拉动建材、冶金、机电、电力以及交通仓储、餐饮、住宿等第三产业，增加间接就业约3500～4500人。电站建设能提高当地第二产业、第三产业的比重，促进当地产业结构优化调整，对拉动地区经济发展有重要作用。
随着抽水蓄能产业的发展，抽水蓄能专业人才缺额巨大，人才流动日趋显著，抽水蓄能人才队伍梯次建设显得尤为重要。对抽水蓄能专业人才建设人才培养架构，确定培养方向和规划，根据实际进一步调整、明确设备抽水蓄能各专业负责人，强化专业培训，实现专业突破，进一步理顺管理和业务流程，提升管控能力，激发员工活力，提高工作效率，着力培养复合型抽水蓄能人才。
1.2项目建设内容及规模
吉林省舒兰市榆树沟180万千瓦抽水蓄能电站项目
项目建设规模：总装机容量180万千瓦；
项目建设地点：吉林省舒兰市榆树沟，占地面积约410公顷；
建设内容：安装6台混流可逆式水泵水轮机组，单机容量 300MW。输水系统：布置3套独立的输水系统工程；
工程建设周期：6-7年。
1.3项目总投资及资金筹措
项目总投资：工程动态投资：107.5亿元，单位千瓦投资：5972元/kW。工程静态投资：90.7亿元，单位千瓦投资：5039元/kW； 单位电能投资3.01元/kWh，
资金筹措：按资本金和国内银行贷款两部分进行资金筹措，资本金按总投资的20%考虑，银行贷款部分为80％。项目经济内部收益率为11.2%，测算容量价格为595元/kW·a（不含税），25年可以还清银行贷款且有一定的盈利能力。该电站经济上合理，财务上可行。
项目总投资汇总一览表（表格）
1.4财务分析及社会评价
1.4.1主要财务指标
工程动态投资：107.5亿元，单位千瓦投资：5972元/kW。工程静态投资：90.7亿元，单位千瓦投资：5039元/kW； 工程建设周期：6-7年。 年发电量约30亿千瓦时，抽水电量约40亿千瓦时。电站建成后，对地方财政税收的贡献主要有从国税增值税和企业所得税分成，此外还有一些地方销售税金附加。从电站建成正式投产后，每年可带来约2.6亿元的增值税收入，按地方财政留成50%计，地方增值税收入约1.3亿元；每年还可收取城市维护建设税和教育费附加约2000万元；电站每年将交纳企业所得税约1.02亿元，其中地方按40%分成，每年可分得约4100万元。以上三项合计，地方每年可增加税收约1.8亿元。
每年缴纳增值税约2.5亿元，企业所得税约1.32亿元、城市维护建设税和教育费附加约2000万元。
项目建设对吉林省舒兰市的经济增长具有显著拉动作用，可增加地方财政收入。建设期各项投入将拉动当地国民经济增长，根据有关研究初步测算，建设期将直接投资约107亿元，可拉动地方生产总值平均每年增加约40～67亿元。
主要财务效益预测指标一览表
1.4.2社会评价
抽水蓄能的“储能”功能，每年可多消纳新能源电量40亿度，助力新能源利用率达到95%以上，创造社会效益达120亿元。在维护电力系统安全，降低停电损失方面成效显著，在电网负荷陡降、峰谷差拉大，电网运行压力异常艰巨期间，抽水蓄能电站作为保电重点支撑单位，配合电网进行深度调峰填谷。抽水蓄能因其本身的技术、经济、环保等特点及其产生的社会效益，将使其在绿色能源革命中发挥重要作用。
1.5合作方式
投资方独资
1.6需外方投资方式
无
1.7项目建设地点
舒兰市新安乡榆树沟村
1.8项目进展情况
已完成选址。
2.合作方简介
2.1基本情况
名称：舒兰市人民政府
地址：舒兰市滨河大街2006号
2.2概况
舒兰市隶属于吉林省吉林市，位于吉林省的中北部，长白山余脉向松嫩平原过渡地带，地理坐标北纬43°51′-44°38′、东经126°24′-127°45′。为吉林省辖县级市。辖境南与吉林市龙潭区、蛟河市交界，西隔松花江与九台市相望，东北与黑龙江省五常市接壤。全市东西长105千米，南北宽77千米，总面积4557.05平方千米。总人口65.6万人(2012年)。下辖4个街道、10个镇、5个乡、1个省级经济开发区：北城街道、南城街道、环城街道、吉舒街道、白旗镇、 朝阳镇、 开原镇、上营镇、水曲柳镇、平安镇、法特镇、溪河镇、小城镇、金马镇、莲花乡、亮甲山乡、天德乡、新安乡、七里乡、经济开发区辖5个街道、10个镇、5个乡、1个省级经济开发区。是国家重要商品粮基地和绿色食品生产基地，是吉林省第十大产粮县，是吉林地区最大的农业县。属中纬度温带大陆性季风气候，冬暖夏凉，四季分明，气候温和、雨量充沛，无霜期较短。春季干燥多大风，寒潮活动频繁；夏季湿热多雨，降水集中，局部易出现洪涝灾害；秋季凉爽多晴好天气，温差较大；冬季寒冷漫长。舒兰市平均气温4.7℃；最冷月为1月，平均气温-17.1℃，最热月为7月，平均气温22.4℃；历年极端最高气温37.0℃（2010年6月26日），极端最低气温-42.6℃（1970年1月4日）；雨量分配不均，降水主要集中在6-8月，年平均总降水量为696.1毫米。年平均相对湿度为68%。无霜期为148天。年平均风速为2.6m/s，年最多风向为S。年平均蒸发量为1395.9mm。年日照时数2394.8小时，年大风天数5.3天。年雷暴日数为31.6日。主要气象灾害有：高温、大风、低温冷害、暴雨（雪）、干旱、寒潮、雷暴、冰雹、霜冻等。
2.3联系方式：
联系单位：舒兰市发展和改革局
联 系 人：黄占军
联系电话：17644283800
电子邮箱：slsfgjnyk@163.com
联系单位：吉林市发改委能源处
联 系 人：韩延新
联系电话：18043269808
吉公网安备：22020402000219号