地下厂房开挖完成，机电安装全面启动
2024年6月，位于四川甘孜州的两河口混合式抽水蓄能电站地下厂房开挖工程正式结束。这座总装机容量达300万千瓦的巨型项目，其地下主厂房长210米、宽29米、高65米，相当于在海拔2800米的高原山体中凿出近30层楼高的空间。开挖总量超过200万立方米，岩体支护锚杆数量突破12万根。目前，首台机组的桥机已吊装就位，发电机层混凝土浇筑完成80%，标志着工程重心从土建向机电安装转移。
项目总工程师李明远表示，高海拔、复杂地质条件下的地下工程是最大挑战。施工区域岩体破碎带占比达17%，地下水渗流压力大，团队采用微震监测系统实时预警岩爆风险，单日最大进尺控制在1.2米以内。2023年曾因断层带突水暂停施工47天，后经注浆加固才恢复作业。
上下水库同步蓄水，年内实现首台机组调试
与此同时，项目配套的上下水库蓄水进度超预期。上水库利用已建成的两河口水电站水库，有效库容达10.75亿立方米；下水库为新建工程，设计有效库容1800万立方米，2024年5月完成防渗面板施工，目前水位已升至设计高程的92%。按计划，7月底前将完成下水库蓄水验收，为首台机组调试提供水源保障。
该电站采用“常规水电+抽水蓄能”混合模式，依托上游两河口水电站300万千瓦常规机组，新增120万千瓦可逆式水泵水轮机组。这种设计使调节能力提升至420万千瓦，年发电量可达28亿千瓦时，相当于每年减少标准煤消耗87万吨。国网四川电力调度中心评估认为，该电站投运后将使川西电网调峰能力提升12%，显著缓解丰水期弃水、枯水期缺电的结构性矛盾。
抽蓄经济性再受考验，度电成本逼近0.45元
尽管技术进展顺利，但项目经济性仍面临压力。据内部测算，两河口混蓄电站单位千瓦投资约6800元，高于全国抽蓄项目平均6000元水平。主因在于高原施工成本增加30%，且需额外建设220千伏送出线路87公里。按6小时满发计算，度电成本预计达0.45元，接近当前四川峰谷电价差上限。
行业人士指出，抽蓄电站盈利高度依赖电力市场改革进度。2023年新版《抽水蓄能容量电价办法》实施后，两河口项目已纳入国家核定容量电价体系，每年可获得约12亿元固定收入。但若现货市场峰谷价差未能稳定在0.7元以上，项目内部收益率将低于6%的行业基准线。
值得注意的是，该项目由雅砻江流域水电开发有限公司独资建设，未引入社会资本。公司财务总监周涛坦言，项目资本金比例达40%，融资成本控制在4.2%以内，“靠的是母公司现金流支撑，不是每个企业都能复制”。
技术路径争议未消，混合式抽蓄能否成主流？
两河口项目采用混合式设计，引发业内对抽蓄技术路线的重新讨论。传统纯抽蓄电站需新建上下水库，投资大、周期长；而混合式利用现有水库，节省土地与工期，但调节灵活性受限。中国电建集团华东勘测设计研究院副总工程师王继业认为，在西南水电富集区，混合式是务实选择，“毕竟不是每个地方都有合适地形建纯抽蓄”。
但反对声音同样存在。清华大学电机系教授夏清指出，混合式抽蓄依赖上游电站来水，在极端干旱年份可能“无水可抽”，调节可靠性低于纯抽蓄。2022年四川大旱期间，多个水电站出力不足50%，若当时已有混蓄项目运行，其抽水功能将严重受限。
目前全国在建抽蓄项目超60个，总装机超7000万千瓦，其中混合式占比约15%。国家能源局2023年印发的《抽水蓄能产业发展报告》提出，“十四五”期间将重点推动混合式项目试点，但未明确将其列为优先发展方向。两河口的实际运行数据，或将成为后续政策调整的关键依据。