又一個萬億風口，電力央企集體爭搶！

電力央企正在拼盡全力爭奪抽水蓄能項目。

華夏能源網獲悉，近日，國網新源控股有限公司（以下簡稱“國網新源”）增資擴股項目成功簽約，增資規模365億元，創造了國資產權交易史上現金募資規模之最。此次增資擴股籌集資金將用於抽水蓄能項目建設，預計可撬動項目投資超3000億元。

國網新源爲國家電網旗下公司，成立於2005年，核心主營業務爲抽水蓄能。國網新源此次增資擴股，身後投資方陣容十分豪華，中國石油、中國人保、皖能集團、農銀投資、交銀投資、中銀資產、中信金融資產、海港人壽、皖能資本、川投資本等紛紛爭搶。

國網新源此輪增資擴股表明，央國企和各路資本都十分看好抽水蓄能這個萬億賽道的未來前景。

根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021 - 2035年）》，到2025年，中國抽水蓄能投產裝機總規模將達6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產裝機總規模將升至約1.2億千瓦。

在電力央企尤其是國家電網、南方電網的積極參與下，抽水蓄能正迎來一波史無前例的建設熱潮。粗略估計，截至2024年底中國在運及在建的抽水蓄能項目，總的投資額已達到2萬億之巨。

兩網競逐抽水蓄能

電網企業熱衷於抽水蓄能，有其先天原因。

相當長時期以來，抽水蓄能電站主要服務於電網的穩定運行，因而被視爲電網資產。國家電網和南方電網是國內抽水蓄能電站最大的運營企業和投資主體，在抽蓄市場中佔據領導地位。

早在2022年8月，時任國家電網董事長辛保安，在《求是》雜誌刊發的署名文章中提出，國家電網規劃，力爭到2025年、2030年，經營區內抽水蓄能裝機規模分別達到5000萬千瓦、1億千瓦。這大概佔到國家規劃目標的八成。

目前，國家電網在7個省份擁有在運、在建抽蓄電站75座，總裝機容量9404萬千瓦，位居全球第一。已建成在運抽水蓄能項目裝機規模，預計到2025年底將達到5900萬千瓦以上，裝機規模相當於2.5個三峽電站。

南方電網的抽蓄裝機規模略小，但其對抽水蓄能的熱情絲毫不遜色於國家電網。

截至2024年底，南方電網在大灣區運營有7座抽水蓄能電站，總裝機容量達到1028萬千瓦。同時，南方電網子公司南網儲能（SH：600995）有9座在建抽蓄站，總規模1080萬千瓦，總投資金額超700億元。

根據規劃，南方電網將持續加大抽水蓄能投資力度，投運、在建、規劃的抽水蓄能裝機總容量突破“三個一千萬”，在粵港澳大灣區和北部灣經濟區將加快建設千萬千瓦級抽蓄電站羣。

另外，水電水利規劃設計總院此前發佈的《2024年度抽水蓄能產業發展報告》顯示，2024年，南方區域抽水蓄能機組調用次數和時長分別突破4萬次、11萬小時，雙創歷史新高，有力促進新能源發電量增長36%。

容量電價激活投資熱情

兩網競逐抽水蓄能，是最近幾年抽水蓄能產業大發展的縮影。

抽水蓄能在中國最早可追溯到1968年。當時，冀南電網崗南水電站安裝了一臺可逆式機組，建成了中國第一臺混合式抽水蓄能電站。20世紀90年代，中國又相繼建成了廣州抽水蓄能電站、北京十三陵、浙江天荒坪等大型抽水蓄能項目，以增強電網調峰能力。

此後很長一段時間內，由於抽水蓄能的投資週期較長、項目金額巨大、投資收益不高、收益過於依賴電力調度等原因，抽水蓄能一度遇冷。

在能源“十二五”規劃等文件中，中國曾設定2015年底抽水蓄能裝機3000萬千瓦、2020年底達到7000萬千瓦的目標。但直到2020年底抽水蓄能裝機容量僅有3149萬千瓦，遠遠落後於規劃。

2020年9月，中國提出“3060雙碳目標”，大力發展清潔能源，推動可再生能源逐步替代煤電，這一強大預期迅速扭轉了抽水蓄能的發展態勢。

緊隨其後的，還有抽水蓄能的容量電價政策，這讓抽水蓄能的投資收益有了保障。

2021年5月，國家發改委下發《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確要給予抽水蓄能以“兩部制”電價政策，以逐步推動抽水蓄能電站進入電力市場。該政策明確，電站經營期按40年覈定，經營期內資本金內部收益率按6.5%覈定。

所謂“兩部制”電價，即電量電價和容量電價。“電量電價”指按實際發電量收取電費，發多少電收取多少電費，不發電不收取電費；“容量電價”指按用電容量計算的電費，主要是爲了對固定資產投資進行成本補償，即使不發電也可獲得爲系統做備用、調頻等的費用。

抽水蓄能容量電價政策的出臺，激活了抽水蓄能的建設熱情，兩大電網、五大發電集團等電力央企迅速入場，爭先恐後投建項目。

國能能源研究院發佈的《中國能源數據報告（2025）》顯示，截至2024年底，中國抽水蓄能累計裝機容量爲5850萬千瓦，同比增長14.84%。截至2024年底，中國在運及在建抽水蓄能裝機容量20008萬千瓦，其中在運規模4995萬千瓦，在建規模15013萬千瓦。

此前抽水蓄能項目平均每千瓦造價6000-8000元左右，如今由於項目選址難等原因，新項目造價已經大幅上升，達到了8000-10000元，甚至有的已經超過10000元。

若以目前在運及在建的2億千瓦抽蓄裝機規模算算，總投資額在1.6-2萬億之間。抽水蓄能產業，已是名副其實的萬億大市場了。

新型電力系統的“命脈”

抽水蓄能萬億大市場的火熱，對中國未來的能源轉型、新型電力系統建設來說，意義重大。

未來三四十年，中國要持續推進“雙碳”進程，必須發展風光新能源以綠電代煤。但是，風光電的“垃圾電”特性十分頑固，如何去平抑風光發電的高波動性，確保整個電網系統的安全平穩運行，成爲箇中關鍵。因此，提升靈活調節能力，是新型電力系統建設的重點。

《“十四五”現代能源體系規劃》提出，到2025年，靈活調節資源佔電力系統裝機量比重達到24%左右。但事實上，中國電力系統靈活性調節資源十分稀缺。截至“十三五”末，國內抽水蓄能和氣電靈活性資源佔比僅爲6%，加上火電靈活性改造裝機量，共佔比約爲18.5%。而西方國家電力系統靈活性調節資源佔比往往都超過30%。

那麼，誰能充當靈活性調節資源呢？

首先是煤電，其途徑有二：一是火風光打捆的模式，建設風光電站的同時，配備一定比例的煤電；二是對存量煤電進行靈活性改造。

不過，不論哪種方式，煤電轉型靈活調節資源，都需要讓渡利用小時數，度電煤耗將大幅上升。正因此，煤電靈活性改造進展緩慢。實際上即使煤電靈活性改造順利，依賴煤電發展起來的新能源項目，減碳效果也大打折扣。

其次是電化學儲能，但面臨着規模不足的問題。中國工程院院士劉吉臻直言，電化學儲能爲電力系統做調節，就如同用幾隻礦泉水桶去爲長江做調節，力量遠遠不夠。

第三個可做靈活調節資源的就是抽水蓄能。相比之下，抽水蓄能在成本疏導方式、經濟性、清潔性、安全性、技術成熟度、規模等方面，都更具優勢。

相比風光捆綁煤電的開發模式，風光捆綁抽水蓄能的模式更優。在五大發電集團的風光大基地項目建設中多有應用，此類項目利用抽水蓄能電站爲100公里範圍內的新能源發電項目調峰。數據顯示，抽水蓄能對風、光資源帶動效應大約爲1∶4或1∶5，即100萬千瓦抽水蓄能，可以爲400萬千瓦至500萬千瓦的風電、光伏電站調峰。

相比電化學儲能，抽水蓄能單體裝機規模平均在百萬千瓦以上，一般能實現四至八小時的長週期充放電。且一般抽水蓄能的電站設計綜合效率在75%左右，即抽水用電4千瓦時、發電3千瓦時。論儲能調節的時長、調節能力與效率，抽水蓄能都遠遠優於電化學儲能。

綜上，在以新能源爲主體的新型電力系統建設中，抽水蓄能是前景最大的靈活性調節資源，既是“調節閥”更是“穩定器”，不僅有利於增強新能源消納能力，還爲電網安全韌性提供強力保障。電力央企真金白銀的投入，讓抽水蓄能真正火了起來，萬億產業，前景可期。