超2万亿赛道爆发！央企争相布局，抽水蓄能开启能源转型“黄金时代”

|引言：从 “配角” 到 “核心”，抽水蓄能撑起新能源转型大梁

当风电、光伏等新能源以年均 2 亿千瓦以上的速度加速并网，电网 “调峰调频” 的压力日益凸显。作为新型电力系统的 “稳定器” 和 “超级充电宝”，抽水蓄能凭借其规模大、寿命长、可靠性高的核心优势，从电力系统的 “配角” 跃升为能源转型的 “顶梁柱”。数据显示，截至 2024 年底，我国抽水蓄能在运及在建项目总投资已超 2 万亿元，核准在建总装机容量达 2 亿千瓦，连续 9 年稳居全球装机首位。2025 年，随着国家政策持续加码、央企密集布局、技术突破不断，这条万亿赛道迎来全面爆发期，成为推动 “双碳” 目标实现的关键力量。

一、战略破冰：中国雅江集团入局，打响跨界转型第一枪

2025 年 11 月 6 日，湖北秭归抽水蓄能有限公司正式更名为中国雅江集团秭归抽水蓄能有限公司，标志着中国雅江集团以全资控股形式，正式入局抽水蓄能领域。这一布局不仅是企业自身在清洁能源领域的重要拓展，更折射出抽水蓄能赛道的战略吸引力。

作为中国雅江集团首个抽水蓄能投资项目，湖北秭归抽水蓄能电站堪称 “技术标杆型” 项目：规划装机容量 1600MW，采用 2 台单机 800MW 冲击式机组，总投资约 120 亿元，计划 2025 年开工、2031 年首台机组发电。该电站最大的亮点的是 “世界最高水头” 设计，其建设将为我国高水头、大容量抽水蓄能技术提供全新范本，推动相关机组的国产化进程。更值得关注的是，秭归地处鄂西山区，岩溶发育、高地应力、深埋长隧洞等复杂地质条件，与雅下工程面临的技术挑战高度契合。中国雅江集团通过该项目，可磨合盾构掘进、高边坡支护、生态敏感区施工等核心技术，建立适用于超高难度水电工程的管理体系与应急机制，为后续雅下工程建设提供重要技术支撑。

从战略层面看，中国雅江集团的入局并非孤立行为。在 “双碳” 目标与新型电力系统建设的双重驱动下，抽水蓄能已成为能源企业转型的 “必争之地”。该项目既是雅江集团服务国家能源战略的具体实践，也是其从传统水电向综合清洁能源运营商转型的关键一步，为行业跨界布局提供了典型样本。

二、资本狂欢：央企领衔，多路资本抢滩 2 万亿市场

2025 年，抽水蓄能行业的 “吸金力” 持续爆发，以央企为核心、地方国企与社会资本跟进的投资格局全面形成，新增市场主体数量同比大幅增长。

（一）央企成投资 “主力军”，布局力度空前

国家电网、南方电网两大央企持续领跑。国家电网旗下国网新源控股有限公司于 2025 年 7 月完成 365 亿元增资扩股，创下国资产权交易现金募资规模之最。据国家电网董事长张智刚介绍，这笔资金将全部投入抽水蓄能项目建设，预计可撬动超 3000 亿元项目投资，带动装备制造、建筑安装、科技研发等上下游产业协同发展。截至 2025 年 11 月，国网新源已在全国布局多个千万千瓦级抽水蓄能基地，“十四五” 期间累计规划投资超千亿元。

南方电网同样动作频频，不仅设定了 1400 万千瓦以上的抽水蓄能装机目标，还打造了全国首家主营抽水蓄能的上市公司 —— 南网储能，通过资本化运作放大投资效应。

此外，中国电建作为产业链龙头，在设计咨询领域占据绝对优势：过去四年，中国电建抽蓄类项目中标总额突破 1500 亿元，旗下西北院一家就揽下 200 多亿元，全系统排名第一，仅 2025 年就在甘肃、陕西等地连续中标多个重大项目。

（二）新玩家持续涌入，市场活力迸发

2025 年，抽水蓄能行业新增市场主体呈现 “多元化” 特征。除了中国雅江集团这类跨界央企，地方国企、能源巨头及社会资本纷纷入局：

川投能源于 2025 年 8 月发布公告，将 6 亿元募集资金从杨房沟水电站项目变更至湖北远安抽水蓄能电站建设，该项目总装机 120 万千瓦，总投资约 81.99 亿元；

中国石油、中国人保等跨界巨头通过股权投资、项目合作等方式切入赛道，利用资金与资源优势参与项目开发；

陕西、新疆、四川等省份的地方能源集团加速组建抽水蓄能专项公司，推进本地项目前期工作，仅四川省就有 4 个抽水蓄能项目完成环评审批，总投资超 300 亿元。

据不完全统计，2025 年新增抽水蓄能相关企业数量同比增长超 60%，其中注册资本超 10 亿元的企业达 23 家，市场主体的快速扩容为行业发展注入了强劲动力。

三、项目爆发：标志性工程落地，万亿合同额支撑行业增长

2025 年，抽水蓄能项目进入 “密集开工期”，从东部沿海到西部戈壁，从江南丘陵到西南高原，超 200 个项目同步推进，标志性大项目的合同额屡创新高，成为行业增长的 “压舱石”。

（一）技术引领型项目：刷新行业标准

湖北秭归抽水蓄能电站：总投资 120 亿元，全球最高水头抽水蓄能电站，采用 800MW 冲击式机组，预计 2031 年首台发电。该项目的安全监测、施工供电等工程已完成招标，长江空间信息技术工程有限公司、中国电建集团湖北工程有限公司等企业中标，合同总额超 15 亿元。

陕西丹凤抽水蓄能电站：总投资 90 亿元，装机容量 120 万千瓦，是西北地区重点调峰项目。中国电建西北院凭借对本地市场的把握、项目经验及综合服务能力，击败报价更低的竞争对手，拿下近 2 亿元的勘察设计合同，彰显了技术与服务在项目竞争中的核心价值。

（二）区域标杆型项目：支撑能源结构优化

浙江宁海抽水蓄能电站：总装机 140 万千瓦，总投资超 100 亿元，2025 年实现全面投产。该电站紧邻沪杭甬负荷中心和东部沿海千万千瓦级新能源基地，每年可消纳弃风弃光电量超 50 亿千瓦时，成为长三角能源转型的重要支撑。

青海格尔木南山口抽水蓄能电站：青海首个 “沙戈荒” 地区抽水蓄能项目，总投资 85 亿元，2025 年顺利通水投运。项目创新性地实现了新能源基地与抽水蓄能的一体化布局，为西北干旱地区抽水蓄能建设提供了可复制的经验。

广西南宁抽水蓄能电站：总装机 120 万千瓦，总投资 92 亿元，2025 年完成全部机组转子吊装。作为南方区域重要的调节性电源，该项目投产后将大幅提升两广地区电网的新能源消纳能力。

（三）数据见证热度：合同额与项目规模双增长

据建设通大数据统计，2025 年 1-11 月，全国抽水蓄能项目招标总额达 3200 亿元，同比增长 45%；其中超百亿级项目 12 个，50-100 亿元项目 38 个。从区域分布看，华东、华北、南方区域占比分别为 35%、28%、22%，西部 “沙戈荒” 地区项目占比同比提升 10 个百分点，呈现 “东强西兴” 的格局。

四、政策护航：制度完善 + 目标明确，为行业发展保驾护航

抽水蓄能的爆发式增长，离不开国家政策的持续赋能。2025 年，一系列关键政策密集出台，从规划目标、价格机制到管理规范，构建起全方位的制度保障体系。

（一）顶层设计持续优化

2025 年 10 月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确提出 “加快抽水蓄能电站建设，充分发挥削峰填谷等多重作用”，并要求健全完善抽水蓄能容量电价机制、推动新建电站具备变速调节能力。这一政策与 2021 年《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》、2025 年 1 月《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》形成闭环，从发展目标、管理规范到技术要求，为行业高质量发展提供了清晰指引。

根据规划，到 2030 年我国抽水蓄能总规模要达到 1.2 亿千瓦，较 2025 年的 6200 万千瓦目标实现翻倍增长；到 2035 年，将形成满足新能源高比例发展需求的现代化产业体系，这意味着未来十年行业仍将保持高速增长。

（二）价格机制破解 “盈利难题”

2021 年以前，抽水蓄能项目因投资回报不清晰、盈利难度大，推进速度缓慢。2021 年国家出台新电价政策后，采用 “两部制电价”（竞争性电量电价 + 核定容量电价），明确将容量电价纳入输配电价回收，确保投资方在 40 年经营期内获得 6.5% 的资本金内部收益率。这一机制从根本上解决了企业的 “后顾之忧”，极大激发了投资积极性。2025 年新发布的《指导意见》进一步提出 “创新促进新能源消纳的价格机制”，为抽水蓄能参与辅助服务市场、拓展收益来源提供了政策空间。

五、挑战与展望：从 “规模扩张” 到 “高质量发展” 的转型之路

尽管抽水蓄能行业迎来 “黄金时代”，但在规模快速扩张的同时，也面临着优质站点减少、技术难度提升、生态约束收紧等挑战。未来，行业将从 “拼规模” 转向 “拼质量”，在技术创新、成本控制、生态保护等方面实现突破。

（一）当前面临的三大挑战

优质站点资源稀缺：随着前期项目开发，条件优越、经济性好的山谷站点日益减少，西北、华北等地区剩余技术可开发量已进入 “最后一公里”，后续项目需面对更复杂的地质条件与更高的建设成本。

电价机制仍需完善：现有容量电价核定方式缺乏灵活性，未充分考虑地理位置、建设成本等差异；同时，抽水蓄能参与辅助服务市场的范围有限，爬坡速率、惯量支撑等 “隐藏技能” 尚未完全转化为收益。

生态与技术约束：部分项目涉及自然保护区、水源地，环评审批周期延长至 3 年左右；西部高寒、高海拔地区的施工技术难题，对装备可靠性与工程管理水平提出更高要求。

（二）“十五五” 发展四大趋势

技术迭代升级：变速调节、交流励磁、700 米级超高水头技术将成为主流，TBM 硬岩掘进机等先进装备全面应用，推动电站响应速度提升至毫秒级，效率稳定在 85% 以上。2025 年 6 月，我国 300 兆瓦级变速抽水蓄能发电电动机全尺寸交流集电系统完成验证试验，打破国外技术垄断，为国产化替代奠定基础。

“混搭储能” 成新方向：抽水蓄能与液流电池、超级电容等新型储能的 “混编模式” 将逐步推广，通过 “优势互补” 降低成本约 10%，同时提升系统灵活性，适应新能源出力波动特点。

存量电站 “焕新”：全国 1700 万千瓦服役超 15 年的老电站将启动智能化改造、扩机增容，加装变速机组，延长使用寿命并提升调节能力，实现 “老站新用”。

国际化与市场化并行：我国抽水蓄能技术、装备与施工经验将加速 “出海”，在中亚高海拔、东南亚热带、东欧高寒地区开展项目合作，推动 “中国标准” 走向世界；同时，全国统一电力市场体系不断完善，抽水蓄能的辅助服务价值将进一步凸显，收益来源更加多元化。

（三）对能源转型的深远影响

到 2030 年，1.2 亿千瓦抽水蓄能装机将全面建成，每年可消纳弃风弃光电量超 3000 亿千瓦时，相当于减少二氧化碳排放 2.5 亿吨，为我国新能源占比提升至 25% 以上提供坚实支撑。同时，抽水蓄能将有效保障电网安全稳定运行，避免极端天气下的拉闸限电，每年可为全国节省购电成本约 300 亿元，既助力 “双碳” 目标实现，又惠及民生。

结语：万亿赛道再提速，抽水蓄能改写能源格局

从中国雅江集团的战略入局到国网新源的 365 亿增资，从世界最高水头电站的落地到 “沙戈荒” 项目的突破，抽水蓄能行业的爆发式增长，本质上是我国能源结构转型的必然结果。在政策、资本、技术的三重驱动下，这条超 2 万亿的赛道已从 “蓝海” 走向 “红海”，但行业的发展空间仍十分广阔。

未来五年，抽水蓄能将从 “规模扩张” 转向 “高质量发展”，技术创新、成本控制、生态保护将成为竞争核心。对于企业而言，唯有把握技术迭代趋势、深耕区域市场、完善服务体系，才能在万亿蛋糕中占据一席之地；对于国家而言，通过持续优化政策机制、破解发展瓶颈，可推动抽水蓄能成为新型电力系统的 “核心支柱”，为实现碳达峰、碳中和目标注入强劲动力。当一座座 “超级充电宝” 藏进深山、融入戈壁，它们托住的不仅是新能源的狂飙突进，更是中国能源转型的坚定步伐。抽水蓄能的 “下半场”，注定比上半场更精彩。