一池碧水背后的产融协同

图为国网新源河南洛宁抽水蓄能电站的上水库。李卫超摄（中经视觉）

在山顶蓄一池水，能为电网储存多少能量？

走进内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站，答案藏在山体深处。电站安装4台30万千瓦可逆式机组，总装机容量120万千瓦。用电低谷时，机组把下水库的水抽到上水库，将电能转化为势能；用电高峰时，再放水发电。工作人员形象地把它称为电力系统的“大型充电宝”。

这个“充电宝”还有更重要的作用。当电网遭遇极端情况、大面积停电时，常规火电机组启动需要外部电源，抽水蓄能机组则可以依靠上水库放水快速启动，为其他电源恢复运行提供电力。在电站工作人员看来，这种黑启动能力就像“点亮电网的最后一根火柴”。

随着风电、光伏等新能源大规模发展，这类“大型充电宝”正在加快建设。但抽水蓄能项目投资规模大、建设周期长、工程风险交织叠加，仅靠项目自身力量难以支撑。从几十亿元的长期资金投入，到施工风险的保险，都需要金融服务跟上。记者调研发现，从保险机构提供风险保障和风险减量服务，到财务公司牵头银团贷款降低融资成本，金融正进一步嵌入抽水蓄能规划、建设和运营全过程。

能源调节能力建设需提速

为什么需要抽水蓄能？关键在一个“调”字。

风电有风才能发电，光伏有光才能发电。新能源装机规模越大，电力系统就越需要快速调节的电源。新能源发电较多而用电需求较少时，把电“存”起来；用电高峰或者新能源出力下降时，再把电放出来。抽水蓄能承担的正是削峰填谷、调频调相、储能备用等功能。

从呼和浩特抽水蓄能电站的运行可以看到这种调节价值。该电站不仅承担调峰、调频、调相等任务，还在2024年、2025年开展了黑启动试验。其机组既是发电机，也是水泵，通过正反向运行完成抽水和发电转换。

抽水蓄能技术成熟、容量较大、使用寿命较长，但短板也很明显——“慢”。调研中，呼和浩特抽水蓄能公司总经理杨海介绍，一座抽水蓄能电站从前期核准到建成往往需要较长时间，建设周期通常需要数年，一次性投资大、资金回收周期长。

这就意味着，抽水蓄能不能等电网出现调节缺口后再建设，而要适度超前规划。

国家层面近年来持续完善抽水蓄能发展政策。国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出，到2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的现代抽水蓄能产业。“十五五”期间，科学布局抽水蓄能仍是新型能源体系建设的重要内容。

需求也在发生变化。鼎和保险投资部相关负责人认为，2022年至2024年，我国光伏和风电装机容量由7.58亿千瓦增加至14.07亿千瓦，三年复合增速达22.7%。新能源装机快速增长，也对电网输送、消纳和调节能力提出更高要求。

在新能源资源丰富的内蒙古，这一需求更加迫切。调研中，杨海认为，随着新能源装机占比不断提高，抽水蓄能规划建设需要与电力负荷增长相衔接。由于项目建设周期长，如果等调节能力出现缺口后再启动规划，几年后项目才能投产，可能难以及时满足电网需求。

抽水蓄能的经济账也不同于普通发电项目。它在抽水过程中要消耗电能，再通过放水发电，单纯计算买电和卖电，并不能完整体现项目价值。其价值在于为电网提供容量、调峰、调频、备用和黑启动等服务。因此，近年来容量电价、电力市场交易等机制不断完善，目的之一就是让抽水蓄能的系统调节价值获得更加合理的回报。

这也决定了金融支持抽水蓄能不能只算短期账。项目建设周期长，贷款期限往往达到数十年；工程深入山体，风险识别专业性强；建成后的收益又与容量电价、电力市场运行等紧密相关。资金期限如何匹配、建设风险如何管理、融资成本如何降低，都是金融机构需要直面的问题。

保险从赔风险到防风险

抽水蓄能技术成熟，并不意味着工程建设风险低。

恰恰相反，上下水库、地下厂房、输水系统、机电设备共同构成了庞大的地下工程体系。以呼和浩特抽水蓄能电站为例，其核心设备位于山体内部，进入地下厂房需要经过长距离隧道。边坡开挖、地下洞室施工、大型设备安装等不同阶段，又面临不同的地质灾害、自然灾害和施工事故等风险。

这给保险业提出了一个问题：仅仅在事故发生后赔钱，够不够？答案显然是否定的。近年来，保险机构服务抽水蓄能的重点，正在由单纯提供风险保障向“保险+风险减量”延伸。

广西玉林抽水蓄能电站就是一个案例。该项目规划总装机容量120万千瓦，主体工程于2026年一季度全面开工，预计2029年建成投产，建成后每年可消纳清洁能源21.6亿千瓦时。鼎和保险为项目提供超过29亿元风险保障。

保障的不只是一个项目。2023年至2026年6月，鼎和保险累计为抽水蓄能项目提供超过2700亿元风险保障。2024年以来，公司还为贵州、广东、内蒙古、湖北等地超过10个大型抽水蓄能项目提供现场风险查勘和安全施工培训。

保险的价值越来越体现在“防”上。针对湖北某抽水蓄能项目，鼎和保险按照建设初期、边坡开挖、地下洞室开挖、设备安装等不同阶段开展全生命周期风险减量服务，还引入“能源哨兵”系统，通过“气象+卫星”手段监测气象灾害以及坍塌、滑坡、沉降等地质灾害。

这种变化背后，是绿色能源项目风险管控日趋专业化。鼎和保险销售总监兼能源业务部总经理庹捍东表示，过去保险机构主要根据工程造价、施工周期等指标承保，现在则需要看懂地质条件、施工方案、设备技术乃至电力系统运行规律。风险管理越早介入，越有可能减少重大事故带来的损失。

金融支持还不止于保险保障。鼎和保险投资部相关负责人表示，保险资金规模大、期限长、追求稳定收益，与新型电力系统建设所需要的长期资金具有较高契合度，可以探索通过债权、股权、资产证券化等多种方式参与。

抽水蓄能已有相关实践。2023年发行的“南网储能1号资产支持专项计划”规模20亿元，以南网储能旗下抽水蓄能电站未来5年的电费收益权作为基础资产。庹捍东表示，这意味着，对保险业而言，服务抽水蓄能可以形成两条路径：一端发挥风险保障和风险减量作用，帮助项目提高建设运营安全水平；另一端发挥保险资金长期属性，为绿色能源基础设施提供长期资金。

上述负责人认为，新型电力系统建设是一项长期性、系统性工程，保险机构应发挥资金长期性和稳定性优势，加大相关领域投资布局。对抽水蓄能而言，保险的角色由“出了事故再赔”走向“提前防范风险”，再延伸至长期资金供给，正是绿色保险服务能力提升的一个缩影。

财务公司撬动长期资金

与复杂的工程风险相比，抽水蓄能建设面临的另一道难题更直接：钱从哪里来？

抽水蓄能是典型的重资产、长周期项目。调研中，杨海介绍，一些项目贷款需求达到60多亿元，期限可达30年左右。如此大的资金量，如果全部依靠一家金融机构，不仅融资能力受到限制，风险也过于集中，银团贷款因而成为大型抽水蓄能项目重要的融资方式之一。

在这个过程中，企业集团财务公司的作用正在显现。与商业银行相比，财务公司最大的特点是“身在产业中”。内蒙古电力集团财务公司是集团内部金融平台，截至2026年5月末，资产总额176.02亿元。作为集团资金归集、结算和金融服务平台，它既熟悉成员企业经营情况，也了解重大电力项目的建设进度和资金需求。

“我们对集团的项目知根知底。”内蒙古电力集团财务公司董事长安雪松在调研中表示，相较外部银行，财务公司身处产业集团内部，对集团和投资项目的信息掌握更加全面，在服务便捷性、审批效率等方面具有一定优势；但集团整体资金需求规模较大，财务公司不可能完全满足，需要与银行形成互补。

这种优势在大型抽水蓄能项目中得到体现。以内蒙古太阳沟抽水蓄能项目为例，财务公司通过组织银行形成银团，引入多家金融机构参与竞争和报价。在融资价格已经较低的情况下，通过银团询价进一步压降项目资金成本。据项目相关负责人测算，与项目可研阶段采用的融资成本相比，实际融资利率下降能够为项目节约可观的财务费用。

对于动辄建设数年的抽水蓄能项目而言，利率相差几十个基点，放到几十亿元贷款和数十年期限中，是一笔不小的成本。

财务公司所发挥的也并非简单“自己放贷款”。中国财务公司协会专职副会长陶东平表示，一方面，它可以把集团内部阶段性富余资金集中起来，在成员单位之间调剂余缺；另一方面，当自身资金无法满足重大项目需求时，可以发挥熟悉产业和金融市场的优势，作为集团与商业银行之间的“连接器”，组织银团、开展询价、协调放款。

这种模式的核心，是通过产融协同提高资金配置效率。抽水蓄能建设也对金融机构提出了更高要求。项目周期长，并不意味着只要期限够长就可以投；项目具有绿色属性，也不能简单等同于低风险。金融机构仍需要结合建设成本、项目进度、容量电价、电力市场收益以及企业偿债能力进行综合判断。对于财务公司而言，还要在服务集团战略和防范金融风险之间找到平衡。

一边是不断增加的风电、光伏，一边是需要保持实时平衡的电力系统。抽水蓄能把两者连接起来；金融则为这座桥梁提供资金和风险保障。

从广西玉林项目超过29亿元风险保障，到湖北项目把风险监测延伸至施工现场；从保险资金探索资产证券化，到财务公司牵头银团为大型抽水蓄能项目压降融资成本，金融支持绿色能源已经不只是“给钱”和“赔钱”，而是更加深入项目建设和运营全过程。

随着新能源占比继续提高，抽水蓄能等调节性电源的重要性还将进一步显现。与之相适应，金融机构也需要更懂能源、更懂项目、更懂风险，让长期资金与长期项目更好匹配，让风险管理跑在事故前面，以更加精准的金融服务为新型电力系统建设蓄力。（本文来源：经济日报 记者：武亚东）