构建新型电力系统是实现“3060”双碳目标的核心环节，重点任务就是在确保电力供应安全的基础上保障风、光等新能源消纳。由于新能源发电的随机性和波动性，电力系统对支撑调节性电源需求逐渐上升，需要足够的调节能力来消除供需差异，保障电力系统稳定。抽水蓄能作为当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的可靠灵活性调节电源，是新型电力系统构建的重要组成，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑。

一、抽水蓄能是新型电力系统建设能源调节的重要手段

（一）新型电力系统建设的背景

2024年7月11日，中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》，7月25日，国家发展改革委、国家能源局发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》，按照清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则，设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重，通过健全新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“136号文”），为进一步推动新能源高质量发展，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。

随着电力市场化改革的推进，新型电力系统建设必将呈现可再生能源比例不断增高的特征，电力系统安全稳定运行也将面临挑战，因此电力系统调控需要不断扩展到“源网荷储”各环节，提升电力系统调节能力和调用水平。

（二）电源结构持续改变需要培育可靠性调节电源

1.新能源装机增长对调节电源需求不断增加

截至2024年12月，我国全口径发电装机容量为33.5亿千瓦，同比增长14.6%，其中新能源发电装机（容量为14.5亿千瓦）占比43.3%，首次超过火电装机（容量为14.4亿千瓦，其中煤电容量为11.9亿千瓦）。发电量贡献角度，2024年火电发电量贡献占比63.2%，同比增长1.7%，以风电、光伏为主的新能源发电量贡献占比18.2%，同比增加24.9%。用电负荷端，2024年全社会用电量为9.85万亿千瓦时，同比增长6.8%，增速同比提高0.1%。随着用电负荷增加、新能源在能源结构中的占比不断增大，调节性电源配置需求不断增加。

2.可靠的灵活性调节电源是电力安全的重要保障

电力系统调节主要包括功率调节和能量调节。能量调节的灵活性电源主要包括可调节水电、抽水蓄能、电化学储能、气电和经过灵活性改造的煤电。具体而言，电源侧调节主要包括提升传统电源的调峰调频能力，以煤电灵活性改造为主；电网侧调节主要包括优化电网结构、提高电网传输能力和抗干扰能力，以建设抽水蓄能电站、发展智能电网和微电网等为主；需求侧调节主要包括推广需求响应技术、鼓励用户参与需求调节、发展虚拟电厂等。

相比于美国灵活性调节电源占比49%^〔1〕，我国灵活调节电源呈现不足。根据初步估算，截至2024年底我国灵活性电源不低于7.18亿千瓦^〔2〕，占比约为21.4%。根据《“十四五”现代能源体系规划》，2025年我国灵活调节电源占比达到24%左右。因此，培育可靠的调节性电源、优化电力系统调节能力是促进新能源消纳、保障电力安全的重要手段。

（三）储能是新型电力系统建设的重要组成部分

136号文提出，新能源发电全面市场化、不得将储能作为新建新能源项目核准、并网、上网时的前置条件。随着我国以新能源为主的可再生能源大量接入电网，新能源逐渐成为电力供应的常规电源，亟需配置相应的调节性电源来平衡电力供需。目前，我国调节性电源以煤电灵活性改造为主。随着抽水蓄能和新型储能技术的发展，未来二者将形成相互补充、共同发展的趋势，共同作为可靠的灵活性调节电源应对新能源装机占比提升对电力稳定性的挑战，构建新型电力系统。

全球储能市场主要以抽水蓄能和新型储能中的锂离子电池储能为主，其中抽水蓄能在全球存量市场占比最高（67%），锂离子电池储能在全球储能存量市场占比达30.6%。截至2023年，我国已投运电力储能项目累计装机规模达86.5GW（全球占比达30%），抽水蓄能占比为59.4%，锂离子电池储能占比为38.8%。2024年我国电力储能累计装机规模达137.9GW，抽水蓄能占比为43.2%，锂离子电池储能占比为55.1%，新型储能装机规模首次超过抽水蓄能。

从储能技术路线发展来看，抽水蓄能作为当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的储能手段，是世界各国保障电力系统安全稳定运行的重要方式。美国、德国等储能发展较快的欧美国家建设了以抽水蓄能为主体的灵活、高效、清洁的调节电源，其在电力系统中占比超过10%，而我国抽水蓄能占比仅为1.4%，差距较大。国家发展改革委等发布《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025-2027年）》（发改能源〔2024〕1803号），明确提出要着力增强抽水蓄能调节能力、差异化发挥抽水蓄能电站调节作用。

二、 抽水蓄能行业概况

（一）抽水蓄能简介

抽水蓄能是一种利用水的势能进行能量存储和释放的技术，具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用等多种功能。

1.工作原理

抽水蓄能电站主要由处于高、低海拔位置的上下水库、发电装置（包括可逆式机组等）和控制中心（包括输水系统等）组成，其基本工作原理是电能与重力势能的转换。电站利用电力负荷低谷时的电能通过水泵将水从低位水库送到高位水库，将电能转化为水的势能存储起来。在电力负荷高峰期，水从高位水库排放至低位水库驱动水轮机发电，势能重新转化为电能。受两次能量转换的影响，抽水蓄能电站运行效率一般为75%，年利用小时数一般在1200小时。

2.分类

抽水蓄能电站按建设类型可分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站。纯抽水蓄能电站没有或只有少量天然来水进入上水库，上水库通常由人工挖成，厂房安装的全部为抽水蓄能机组，主要承担调峰填谷、系统事故备用等任务，不承担常规发电和综合利用等任务。混合式抽水蓄能电站利用已有的常规水电站址资源建设，除调峰填谷和承担系统事故备用外，还可进行常规发电或满足综合利用。

抽水蓄能电站按机组形式可分为分置式（四机式）抽水蓄能电站、串联式（三机式）抽水蓄能电站和可逆式（两机式）抽水蓄能电站。

抽水蓄能电站按服务对象可分为服务电力系统项目和服务特定电源项目。服务电力系统项目主要服务相关省级或区域电网，根据省级或区域电网系统安全稳定运行和调节需要规划。服务特定电源项目主要服务流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等特定电源主体项目。

（二）储能不同技术路线对比

根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式主要分为热储能、机械储能、化学储能、电化学储能和电磁储能。

抽水蓄能技术成熟、运行稳定、度电成本低，但建设周期较长、选址要求高、施工周期长。储能时效上，属于长时储能；连续储能时间长、装机容量大，可稳定用于电力系统削峰填谷。使用寿命上，依托上下游水库发挥作用，预计其使用年限可达50 年。

随着新型电力市场的构建，电力系统对调节能力的需求不断增长，抽水蓄能与新型储能中发展较快的锂离子电池储能技术在储能领域相互补充，保障储能电力调节作用的稳定发挥，共同促进新能源电力消纳。在技术、规模、经济性和建设周期等方面，抽水蓄能技术成熟（国际起源于1890年，我国1968年建成）、规模大（通常为GW级别）、经济性好（不考虑充电成本前提下，常规抽水蓄能电站的LOCE为0.21~0.25元/kWh）、生命周期长（使用寿命可达50年），但其建设周期长；以锂离子电池为代表的新型储能对建设条件要求不高，建设周期短，但使用寿命短（约为8~10年）。功能发挥方面，抽水蓄能涉网性能优、反应速度快，可承担系统调相任务、提供转动惯量等作用；以锂离子电池为代表的新型储能反应能力强（毫秒级），可快速调频，适合于平滑新能源出力。电网接入方面，抽水蓄能电站可接入500kV变电站，在较大范围内支持电力系统安全稳定运行，保障特高压远距离送电安全，而新型储能机组规模小，接入电压等级在220kV及以下。调节时间方面，抽水蓄能电站具备日调节或者周调节能力，可以更好地支持新能源大规模、高比例、高质量开发利用；以锂离子电池为代表的新型储能按短时储能设计更具备经济性，适用于尖峰负荷时段。

（三）商业模式及盈利情况

1.投资成本构成

抽水蓄能建设总投资主要包括机电设备投入、工程建设投入、征地安置投入和利息投入。水规总院、抽水蓄能行业协会披露的数据显示，设备购置安装和建安投入分别占比26.1%、34.7%，累计占总投资的60.8%。

投资成本方面，以2022年和2023年数据为例，2022年全国核准48个抽水蓄能电站，总装机容量为6890万千瓦，平均单位千瓦静态投资成本为5492元/千瓦；2023年全国核准49个抽水蓄能电站，总装机容量为6342.5万千瓦，平均静态投资成本为5857元/千瓦。2023年核准项目平均成本同比上涨6.6%，但装机容量在100万~150万千瓦的电站（占核准项目总装机比例的74.9%）平均静态投资成本与2022年基本持平。上涨主要原因为新疆两项装机容量在200万~360万千瓦的电站建设条件较差、造价高，拉高了2023年平均单位造价成本。

建设周期方面，建设时长与装机容量规模和选址施工难度有关。当前抽水蓄能电站建设平均时间约为6.4年，装机量越大，建设时长越长。其中装机量1GW~1.2GW的抽蓄电站建设时间为5~7年， 1.2GW~1.8GW抽蓄电站建设时间为6~8年。

2.运营成本构成

抽水蓄能电站建成后，电站成本主要由运维成本、折旧成本、抽水电费、财务费用和其他费用等部分构成。其中，抽水电费指电站在电力低谷期购买低价电能抽水时产生的成本，主要受峰谷电价差及电站综合使用效率的影响。根据与电网签署的结算合同，目前电量电费结算方式有净额法和总额法。其中，净额法在电站与电网公司结算时以上网和抽水电量电费差额计入营业收入，不计入运营成本。运维成本包括设备维护与检修、人工成本及大修费用等，约占运营成本的30%；折旧成本包括水库、坝体、输水道等土建工程以及水轮机、发电机组、电网接入设备等设备折旧，周期通常较长（30~50年），约占运营成本的50%；财务费用主要指电站建设前期产生的贷款利息，约占运营成本的20%；其他还有生态维护费用、保险税费、入网费等，占比较小。

3.收入构成

根据国家发展改革委发布的《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）（以下简称“633号文”）和《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）（以下简称“533号文”），目前抽水蓄能盈利主要来源于以电量电价和容量电价为主的两部制电价。除此之外，还可通过辅助服务收入、容量补偿^〔3〕、容量使用权转移等方式获得收入。

（1）容量电价

容量电价是弥补固定成本及准许收益，以资本金投资内部收益率（IRR）6.5%、经营期40年、还本付息期限25年为主要约束核定，并明确纳入输配电价，主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值。

现有政策机制下，容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制，即在抽水蓄能电站投运后首次核定临时容量电价，按照弥补固定成本及准许收益的原则调查后核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整，一般以3年为周期。容量电价基于行业先进水平核定，运营能力高、资质优的优质主体可在成本端降低实际贷款利率、运费费率等，使资本金IRR 在6.5%的基础上进一步提高。

（2）电量电价

电量电价是以竞争性方式形成电量电价或在现货市场形成电量电价，电量电价收益20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定容量电价时相应扣减。在无电力现货市场运行的地区抽水电价按燃煤标杆电价的75%结算，上网电价按标杆电价结算；在有电力现货市场运行的地区按现货市场价格及规则结算。

4.盈利情况

以120万千瓦、年发电利用小时为1100小时、发电抽水效率为75%、单位装机总投资为6000元/千瓦的抽水蓄能电站为假设条件，燃煤基准标杆电价为0.453元/千瓦时，大坝、机组和其他固定资产折旧年限分别为40年、20年和10年，抽水电价未考虑峰谷价差和电力现货市场价格变动、均按照发电电价的75%假设，据此计算得到经营期全周期投资IRR为7.2%。从运营期第10年开始，ROE将达到5%；运营期第20年开始，ROE将达到12%；运营期第40年开始，ROE将达到17%。根据现有已经开展电力现货市场交易试点的抽水蓄能电站运行情况，未来抽水蓄能电站全面参与市场化交易后，通过对抽水蓄能电站进行智能化、精细化管理，可提高投资收益。

5.未来发展趋势研判

随着我国电力体制改革推进、市场化程度不断提高，抽水蓄能电站作为新型电力系统的重要组成部分，将逐步全面参与电力市场交易，体现其长时调节资源在电力系统中的价值。根据现有抽水蓄能电站发展情况，截至2024年12月底，抽水蓄能已投运装机规模超5800万千瓦，在建及核准待建规模约2亿千瓦，稳居世界首位。“十五五”后期，随着大规模抽水蓄能电站投运、终端电价承受能力有限的情况下，按照现有“两部制”电价模式，系统运行费全额疏导的方式较难。根据我国目前新型电力系统建设的方向，预计未来抽水蓄能电站将自主运用剩余机组容量全面参与电力市场。此外，随着新能源渗透率提高及负荷尖峰化对电力系统的调节需求不断提高，抽水蓄能电站在提供调频、调压、备用等辅助服务方面作用凸显，同时，随着分时电价机制的不断完善，峰谷价差明确，也将在辅助服务市场获取收益。因此，未来抽水蓄能电站作为独立市场主体将参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场等环节，形成以市场化机制回收成本、获取收益的运营模式。

（四）产业链上下游

产业链构成方面，上游主要以设备供应为主，包括水轮机组、发电机、水泵、主变压器和压缩空气系统；中游以EPC与运营商为主；下游主要是电网系统。

1.上游设备环节

上游设备核心装置是水轮发电机组，包括水轮机和发电机两个关键装置，具体包括水泵水轮机及附属设备和发电电动机及附属设备。辅助设备包括高压电气设备（含主变压器、高压电缆、气体绝缘金属封闭开关设备GIS、气体绝缘金属封闭输电线路GIL、发电机出口电压设备）、厂用电设备、静止变频器（SFC）、监控系统、继电保护及安全自动装置、公用辅助设备、直流设备等。发电电动机及水泵水轮机制造采用总承包方式，电站机电设备的设计、制造和调试采用分包方式。

国内主要生产抽水蓄能机组的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股等，东方电气与哈尔滨电气市场份额接近 80%。

2.中游建设与运营环节

（1）电站建设

抽水蓄能产业链中游为承担电站主体建设的公司，建设资质要求高，有进入壁垒，主要以中国电力建设集团有限公司（以下简称“中国电建”）、中国能源建设股份有限公司和广东省建筑工程集团股份有限公司（粤水电）等头部企业为主，业务模式采用EPC。其中，“中国电建”占据市场份额最大，勘测设计市场份额占比约为90%，施工建设市场份额占比约为80%。

（2）电站运营

抽水蓄能主要投资运营主体为国家电网有限公司（以下简称“国家电网”）、中国南方电网有限责任公司（以下简称“南方电网”）等电网企业，其中，“国家电网”运营主体为国网新源控股有限公司（以下简称“国网新源”）、南方电网运营主体为南方电网储能股份有限公司（以下简称“南网储能”）。其次为中国长江三峡集团有限公司（以下简称“三峡集团”）。此外，发电侧企业也在积极参与。

3.下游电网环节

产业链下游主要为抽水蓄能电站在电网系统辅助服务应用，具体包括调峰、调频等用途。随着电网、特高压政策持续出台，电网主动适应大规模新能源发展要求，不断完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。下游主要有国家电网、南方电网和内蒙古电力公司等电网侧企业。

三、抽水蓄能市场情况

（一）供求情况

1.我国目前在运抽水蓄能装机方面不能满足新能源发展需要

以光伏和风电为代表的新能源占我国发电量的比例逐步提高，然而现有的抽水蓄能装机量无法满足新能源大量并网发电电力调节的需求。以2015~2023年数据为例，风电累计装机量复合增速为14.9%，太阳能发电累计装机量复合增速为39.1%，抽水蓄能累计装机量复合增速为10.3%，虽然国内风光发电装机量与抽水蓄能装机量均逐年上升，但抽水蓄能发展速度远低于风光发电发展速度，抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比从2015年的13.3%下降至2023年的4.8%。

2.商业模式成熟驱动抽水蓄能电站装机量不断增长

2021年以前，抽水蓄能电站面临容量电费疏导渠道不明确、新建抽水蓄能电站成本无法纳入销售电价、辅助服务收益难以量化分摊、市场价值不能充分体现等困境。截至2020年底，全国运行抽水蓄能电站32座，总装机容量为3149万千瓦，在建抽水蓄能装机 4545万千瓦，未达到“十三五”4000 万千瓦的规划目标。2021年633号文发布后，疏通了抽水蓄能电站投资成本回收和盈利模式，装机容量增速显著提升。此外，目前国家大力推进电力市场化改革，加快构建新型电力系统，电力系统形态由“源网荷”向“源网荷储”转变，抽水蓄能迎来战略机遇期。

（二）市场规模

根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，2025年我国抽水蓄能投产装机规模将达62GW，2030年将达120GW，中长期规划布局重点实施项目340个、总装机容量421GW，中长期规划储备项目247个、总装机容量305GW。

截至2024年底，我国抽水蓄能电站投产总装机量达58.69GW，位列全球第一，新投产装机规模为7.53GW。分区域来看，华东地区已投运装机规模最大，华北、南方区域次之；华中地区核准在建规模最大，其次是华东、西北地区。

从投资规模来看，根据水规总院预测，“十四五”期间新核准并达到开工条件的项目容量有望达到270GW ，按照5500元/千瓦测算，预计“十四五”期间抽水蓄能投资额超过1.4万亿元，“十五五”期间将达1.8万亿元。

（三）竞争格局

国内抽水蓄能产业各环节市场集中度普遍较高。目前投资和运营环节主要以电网企业为主，随着电力稳定运营的需要，未来抽水蓄能项目投资建设运营方面电网企业或仍为主力，同时投资主体也会逐渐多元化。 “十四五”期间包括三峡集团、“五大六小”等发电集团、中小型发电企业、地方国企投资平台和部分民企等至少20家非电网企业参与抽水蓄能项目投资。

运营市场中，国家电网下属国网新源与南方电网下属南网储能为主要参与主体，其次为三峡集团。截至2024年底，按运营功率计算，全国在运抽水蓄能电站中国家电网与南方电网市占率分别为 68.84%、17.52%，市占率之和为86.36%。在建抽水蓄能电站中国家电网与南方电网市占率分别为 74%、4%〔4〕。

1.国网新源

国网新源成立于2005年，主要负责开发建设和经营管理抽水蓄能电站，是全球最大的抽水蓄能电站运营公司，也是全球最大的调峰、调频专业运营公司。截至2024年12月，国网新源管理抽水蓄能电站59座，其中在运电站32座，在建电站27座，总装机容量为7460万千瓦，其中在运装机容量为4040万千瓦，在建装机容量为3420万千瓦。

2.南网储能及其他

截至2024年6月底，南网储能管理抽水蓄能电站（不含前期验证阶段）16座，总装机容量为20.08GW，其中已投产运营7座抽水蓄能电站，装机容量合计为10.28GW；在建抽水蓄能电站9座，合计装机容量为10.8GW。

截至2024年5月底，三峡集团已开工抽水蓄能电站13座，装机规模为1930万千瓦。

四、结论

一是随着新型电力系统建设对可靠性、调节性电源需求不断增加，抽水蓄能将愈发重要。抽水蓄能技术成熟、经济效益优、安全性高、装机容量大、经济寿命长，且进入壁垒高、有资源稀缺性。在我国以新能源为主体的电力结构转型中，抽水蓄能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。

二是抽水蓄能商业模式清晰，投资收益稳定。目前两部制电价政策下，抽水蓄能电站的容量电价确保投资成本的回收（资本金投资内部收益率按6.5%核定），电量电价通过市场化竞价和峰谷价差回收运营成本并获取超额收益，电网调度功能作用下电网侧抽水蓄能优势明显。随着电站进入存量稳定运营期，ROE呈上升趋势。

三是在我国利率逆周期调节背景下，布局抽水蓄能有利于抵抗投资周期风险。抽水蓄能电站建设周期和运营周期长，随着投资期限拉长，投资收益不断提升并趋于稳定，资产属性符合耐心资本和长期资本布局。

四是需要持续关注煤炭灵活性改造、抽水蓄能和新型储能等调节性电源整体规划。重点关注电力市场化改革背景下，抽水蓄能电站作为独立市场主体全面参与电力市场交易，同时需关注随着电力市场交易的完善，容量电价未来退坡的潜在风险。

（国新资产）

参考文献

免责声明

本文的分析及建议所依据的信息均来源于公开资料，我们对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所依据的信息和建议不会发生任何变化。我们已力求文章内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不构成任何投资建议。投资者依据文章提供的信息进行投资所造成的一切后果，概不负责。文章未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用、刊发，需注明出处为国新资讯，且不得对文章进行有悖原意的引用、删节和修改。