储能行业之抽水蓄能——抽蓄步入战略发展期，关注下游中长期融资需求

■ 抽水蓄能将持续处于战略发展期，预计“十五五”期间新增装机年均复合增速在14%以上。随着新能源发电渗透率快速提升，电网对于系统实时平衡的灵活性资源需求也随之快速增加。电力系统的灵活性资源短期可通过火电灵活性改造等方式满足，中长期则需要不同类型的储能技术实现。抽水蓄能是当前不同类型储能路线中技术成熟度最高、能够满足大容量长时应用场景和全生命周期度电成本最低的技术路线。抽水蓄能装机需求主要受新能源渗透率、项目规划和电价政策等因素影响，目前的电价政策基本理顺抽蓄盈利模式，因此抽水蓄能中长期发展规划是决定其后续增长的核心因素。根据规划目标，预计2030年抽蓄累计装机规模达120GW，相较2025年末的62GW翻一番，未来5年抽蓄新增装机CAGR在14%以上。长期看，国内抽水蓄能累计装机规模市场空间在300GW以上，未来仍有较大增长空间。

■ 两部制电价政策托底抽蓄收益预期，初始投资成本、融资成本、运维费用和电量电价收入是影响收益的核心变量。抽水蓄能的电价政策是决定其经济性的关键因素，过去经历了单一电价制和租赁制等探索，逐步形成了两部制电价。两部制电价政策给抽蓄项目的经济性起到了兜底作用，其中容量电价按照项目40年经营周期和资本金内部IRR6.5%进行核定，用于回收项目固定成本；电量电价则按照是否进入现货市场进行区分定价，用于回收项目可变成本。抽蓄项目的实际收益率主要与初始投资成本、融资成本、运维费用和电量电价收入相关，其中初始投资成本主要影响容量电价；融资成本和运维费用较低的项目实际收益率情况更好；电量电价收入增长会带来较大的收益率弹性，但为保障项目的合理收益，后续容量电价存在调整的可能。

■ 抽蓄产业链成熟，下游投资方中长期融资需求最大，国网在抽蓄领域龙头地位稳固。抽蓄产业链包括了上游成套设备、中游EPC施工和下游投资运营环节，其中下游投资方在“十五五”期间中长期的融资需求超2700亿，将成为银行中长期资金投向的重要方向之一。未来抽蓄下游投资运营环节或将形成“电网公司为主导，投资主体适度多元化”的格局，国家电网在抽蓄领域的龙头地位稳固，国网旗下“抽蓄事业部”提升为总部直属单位并在年内完成混改募资，未来可撬动的抽蓄项目的投资体量巨大。

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正文

随着新能源渗透率不断提升，电力系统对于储能这一灵活性资源的需求日益增长，而抽水蓄能因其技术成熟度高、能够满足大容量长时储能的需求、全生命周期度电成本低等优势，成为电网企业最为偏好的技术路线。抽水蓄能主要应用场景在电网侧储能，帮助电网实现调峰、调频、备用等辅助服务，短期两部制电价政策使得其形成了清晰的盈利模式，抽蓄新增装机需求实现了跨越式发展，中长期抽水蓄能发展规划保障其规模持续增长，预计“十五五”期间国内抽水蓄能新增装机年均复合增速在14%以上。抽水蓄能项目的投资业主方以电网公司为主体，随着电力市场化改革不断推进，电网公司投资的抽蓄项目可能也会逐步放开社会资本进入，对于商业银行而言需要关注抽蓄项目外部融资放开带来的金融服务机会。

抽水蓄能将持续处于战略发展机遇期

（一）新能源渗透率快速提升增加电力系统灵活性资源需求

新能源渗透率快速提升驱动电力系统对灵活性资源的需求快速增加。2021年中国提出了“2030年前碳达峰和2060年前碳中和”的发展目标，在此目标下建立以新能源为主体的新型电力系统成为电力系统性脱碳的根本任务。随着出力具有随机性和波动性的新能源发电在电力系统中的占比不断提升，电网为实现电力系统实时的供需平衡需要更多灵活性资源作为支撑，并且在新能源渗透率处于不同的阶段下灵活性资源需求的迫切程度也显著不同。根据国家能源局的数据，截至2024年国内风电和光伏发电量占比已经达到18.5%左右，电网对灵活性资源的需求已经处于第三阶段，电力系统现有的设施和改进运行方式难以满足灵活性需求，需要对新的灵活性资源进行投资。

图1：新能源渗透率提升增加灵活性资源需求

资料来源：国际能源署、招商银行研究院

图2：国内新能源渗透率变化情况

资料来源：国家能源局、招商银行研究院

电力系统灵活性资源短期可以依靠火电灵活性改造等实现，中长期需要不同类型的储能技术满足。短期看，电力系统的灵活性可以通过存量火电机组的灵活性改造实现，进一步还可通过电网互济、优化调度运行和新增气电投资等方式提升灵活性，上述方式在新能源渗透率较低、新型储能成本高企的时期可以有效发挥其灵活性调节的作用。随着新能源渗透率快速突破电网平衡能力的临界值，叠加以电化学储能为代表的新型储能技术快速降本，不同类型的储能技术将在中长期成为电力系统灵活性资源的主要贡献者。

图3：电力系统灵活性提升路线图

资料来源：《中国电力系统灵活性提升的多元路径研究》、招商银行研究院

（二）抽水蓄能是当前应用成熟度最高、满足大容量长时场景、全生命周期度电成本最低的技术路线

抽水蓄能是目前所有储能技术路线中应用成熟度最高、技术风险最低的路线。储能按照电能量储存的媒介不同可分为物理形式的机械储能和化学形式的电化学储能，其中机械储能包括了抽水蓄能、压缩空气和飞轮储能等；电化学储能包括了锂离子电池、液流电池、钠硫电池、超级电容等。抽水蓄能本质上是利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站，它可以将电网负荷低时多余的电能转变为电网负荷高时的高价值电能，帮助电网实现调峰、调频、调相、备用等功能。综合比较不同储能路线的技术风险和成熟度，抽水蓄能是其中技术风险最低、技术成熟度最高的路线，除此之外锂电、钠电和压缩空气也进入了商业化应用阶段，而飞轮储能和液流电池仍处于示范与应用阶段，超级电容和氢储能则还处于早期研发阶段。

图4：储能不同技术路线分类情况

资料来源：招商银行研究院

图5：抽水蓄能技术原理图

资料来源：国家电网、招商银行研究院

图6：不同类型储能应用和技术成熟度情况

资料来源：水规总院、招商银行研究院

抽水蓄能适用于大容量、长时间周期的储能场景，广泛应用于电网侧储能。储能多种技术路线并存，技术特点、应用场景多元化，可以按照不同技术的系统级功率和充放电时间区别进行划分。其中，抽水储能和压缩空气储能容量大且放电时间长，适用于大规模可再生能源并网、电网调峰等能量型应用场景；超级电容和飞轮储能拥有较高的转换效率且能提供短时的功率输出，适用于需要快速响应的领域，如调频等功率型应用场景；电化学储能相较之下放电时间及储能容量的跨度都较大，且可以通过模块化实现规模化应用，适用领域更广泛多样。在实际项目投资中，需要根据项目预算、应用场景、实现目标等客观实际，结合可选储能技术的特征，确定技术种类、安装地点、容量以及各种技术参数，并且要重点考虑用户的经济承受能力，进行综合比较来选择适当的技术。其中涉及技术可靠性的主要指标包括：能量密度、功率密度、响应时间、储能效率、设备寿命、技术成熟度、安全和环境等方面。

图7：不同技术路线的储能适用的应用场景划分情况

资料来源：招商银行研究院

抽水蓄能全生命周期度电成本优势明显，适合大规模开发。抽水蓄能全生命周期度电成本的优势主要体现在初始投资适中、运行维护成本低和储能效率高等方面。其中初始投资成本方面，抽水蓄能电站通常建设规模较大，能够充分发挥规模效应，降低单位装机容量的建设成本。运行维护成本方面，抽水蓄能电站的生命周期在50年左右甚至更长，远高于电化学储能等其它技术路线，较长的设备寿命有助于降低运行维护成本。储能效率方面，抽水蓄能电站的能量转换效率通常可达75%-80%，在储能技术中处于较高水平。综合比较不同类型储能技术的优劣势，抽水蓄能全生命周期的度电成本优势显著，适合大规模开发。

表1：抽水蓄能与其它技术成熟度高的储能方式的综合比较情况

资料来源：国家电网、招商银行研究院

（三）抽水蓄能中长期发展规划保障其可持续增长，未来仍有较大增长空间

抽蓄新增装机稳步增长，项目主要分布在华东、华北、华中和南方地区。抽水蓄能装机需求主要和新能源渗透率、项目规划和抽蓄电价政策相关。2019年之前抽水蓄能的需求尚未打开，电价政策不清晰，各方投资主体投资意愿较低，随着633号文抽水蓄能的两部制电价正式出台，抽水蓄能能够形成稳定的盈利模式，装机需求开始大幅增长。2023年抽蓄的容量电价核价正式出台，整体价格核定略有降低，给前期过热的投资热情造成了阶段性冲击。在国家抽水蓄能发展规划等政策促进下，抽水蓄能再度回归至理性增长区间。2024年国内抽水蓄能新增装机容量7.75GW，同比增长42.2%，累计装机规模58.69GW，占国内电力储能项目累计装机的比重为42.4%，抽水蓄能和新型储能已经形成并举发展的态势，尽管抽蓄的累计装机占比受新型储能快速增长而有所下滑，但其在实际调度利用率和发电小时数上总体优于新型储能。从抽蓄装机的区域分布看，截至2024年底，国内抽水蓄能电站投产在运营的项目主要分布在华东、华北和南方地区，主要系不同地区抽水蓄能项目的建设区位开发条件存在一定差异；国内抽水蓄能电站核准在建的总装机容量达到约2亿千瓦，华中地区总装机容量最大，华东地区次之。

图8：中国电力储能项目累计装机分布（2024）

资料来源：CNESA、招商银行研究院

图9：抽水蓄能投产总装机和新增投产装机情况

资料来源：水规总院、招商银行研究院

图10：国内各区域投产在运和核准在建抽蓄项目

资料来源：水规总院、招商银行研究院

图11：抽水蓄能电站开发条件

资料来源：国家电网、招商银行研究院

抽水蓄能中长期发展规划保障其未来5年需求的高景气。根据抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年），到2025年底国内抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，到2030年投产总规模1.2亿千瓦左右，相比2025年末的投产总规模有望翻番，在国家规划的顶层设计下未来5年抽水蓄能的新增装机需求年均复合增速或将保持在14%左右，抽水蓄能在“十五五”期间依然保持快速增长的趋势。考虑到抽水蓄能项目从项目核准开工建设到全面投产并网的建设周期在6-8年左右，年度的新增装机可能会受到项目建设进度影响存在阶段性波动，但“十五五”总量的增长确定性强。

图12：2020-2030年国内抽水蓄能投产装机总规模变化情况

资料来源：国家能源局、招商银行研究院

图13：抽水蓄能电站开发流程情况

资料来源：国家电网、招商银行研究院

长期来看我国抽水蓄能等调节电源装机仍有较大提升空间。从全球主要国家调节性电源装机规模占电力总装机比例情况看，我国抽水蓄能、气电和电网侧电化学储能装机占比仅7%，相较欧洲、美国和日韩等发达经济体还有较大的提升空间。与上述发达经济体的调节性电源可以依赖气电不同，我国的天然气资源对外依存度高，大量利用气电调节势必会造成天然气价格上涨预期，从能源安全和经济性角度就决定了我国调节电源无法依赖气电，只有通过提高抽水蓄能和电网侧电化学储能的占比满足调节需求。长期看，2030年国内非化石能源消费比重达到25%左右，2060年达到80%以上。综合全国各省新能源发展规划、非水可再生能源消纳责任权重和产业链发展能力等，以2035年全国风电光伏装机总规模约3600GW作为边界条件，充分利用电力系统各类电源的调节能力和需求响应，预计2035年全国服务电力系统抽水蓄能和新型储能需求合计约720GW，按照抽蓄和新型储能需求占比40%和60%左右测算的话，预计2035年国内抽水蓄能需求约300GW，未来仍有较大的增长空间。

图14：各主要国家调节电源装机规模占电力总装机比例

资料来源：水电与抽水蓄能、招商银行研究院

两部制电价托底收益，初始投资成本、融资成本、运维费用和电量电价收入是影响收益的核心变量

随着储能在电力系统中的调节价值逐步显现，从中央到地方开始从电价政策上给予其形成稳定的盈利模式。其中抽水蓄能电站由两部制电价政策托底收益预期，新型储能（除抽水蓄能外）电站由地方136号文承接细则中的容量电价或容量补偿政策保障。抽水蓄能电站在两部制电价的政策体系下，其主要的现金流入项包括了容量电价收入、电量电价净收入和辅助服务收入等，现金流出项主要为固定成本（以初始投资成本为主）和可变成本（以运维费用为主）。

表2：两部制电价政策体系下抽水蓄能电站现金流分拆情况

资料来源：中信证券、招商银行研究院

（一）现金流入：容量电价收入回收固定成本，电量电价收入等回收可变成本

我国抽水蓄能电价政策经历了单一电价制、租赁制等探索，逐步建立完善形成了两部制电价。2004年之前，抽水蓄能电站投资主体多元，施行单一电价制，作为独立电厂运营，运营费用通过上网和销售电价传导至用户端；2004年发改能源71号文后新建的抽水蓄能电站由电网企业全资建设，不再单独核定价格，在此之前审批但未定价的抽水蓄能电站由电网企业租赁经营，租赁费用由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%；2014年发改1763号文再度放开抽水蓄能电站投资，单独核定电价，在电力市场形成前实行两部制电价；2019年《输配电定价成本监审办法》明确抽水蓄能电站相关成本费用不得计入输配电定价成本，影响了抽水蓄能电站投资积极性；2021年633号文正式明确了现阶段抽水蓄能继续坚持两部制电价，将容量电价纳入输配电价回收，电量电价引入竞争机制，有力地推动了抽水蓄能的开发建设；2023年5月《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），公布了在运及2025 年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的容量电价，释放了清晰的价格信号，同时国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）将抽水蓄能容量电费纳入系统运行费用，单列在输配电价之外。

图15：抽水蓄能电价政策演变情况

资料来源：国家电网、招商银行研究院

容量电价是回收抽水蓄能电站初始投资的核心保障，未来随着电价机制改革可能存在阶段性波动。国内多层次电力市场体系建设仍在推进中，主要包括了电能量市场和电容量市场等，对于在电容量市场发挥容量价值的主体应当给予容量电价保障其收益稳定性，目前已经纳入容量电价定价机制的有火电、抽水蓄能和部分地区的新型储能等。根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，按照抽水蓄能电站的现金流出情况，以40年经营周期、资本金内部IRR6.5%作为基准倒算推出其现金流入，并将这部分现金流入作为容量电费收入分摊至单位装机容量上即可得到容量电价。抽水蓄能电站的容量电价纳入系统运行费用，以三年为一个监管周期，在下一个监管周期输配电定价的政策中根据电站的现金流情况动态调整。未来抽水蓄能电价政策在相对稳定的基础上适当与市场做好衔接，短中期逐步探索抽水蓄能标杆容量电价机制体系，通过价格信号引导优质抽蓄资源开发，长期有计划、分步骤积极稳妥推进抽蓄电价机制改革和市场化发展。

图16：抽水蓄能容量电价核定的主要影响因素

资料来源：国家发展改革委、招商银行研究院

表3：抽水蓄能电站容量电价表（新投运）

资料来源：国家发展改革委、招商银行研究院

电量电价收入是回收抽水蓄能电站可变成本的主要来源，随着现货市场完善，电量电价收入占比有望提升。《抽水蓄能容量电价核定办法》中对于电量电价收入的确定方式按照电力现货市场是否正式运行进行了分类施策。在电力现货市场连续运行地区，抽水蓄能电站可以直接在现货市场报量报价进行购售电，通过峰谷价差套利模式实现盈利；而在非现货市场连续运行地区，抽水蓄能电站的售电价格为脱硫燃煤基准价，购电价格为脱硫燃煤基准价的75%，考虑到大部分抽水蓄能电站的转化效率在75%左右，因此在非电力现货市场连续运行地区的抽水蓄能电站仅靠购售电价差难以覆盖其可变成本。未来越来越多省市电力现货市场进入连续运行并转正状态，抽水蓄能项目电量电价收入增长弹性将有所显现。

图17：抽水蓄能电量电价的主要影响因素

资料来源：国家发展改革委、招商银行研究院

图18：国内电力现货市场建设进度情况

资料来源：国家能源局、招商银行研究院

（二）现金流出：初始投资成本趋于稳定，不同区域略有差异

抽水蓄能电站投资成本基本趋于稳定，未来短期内仍将保持稳定态势。根据水电水利规划设计总院的数据，2024年核准的抽水蓄能电站平均单位千瓦的静态投资成本在5767元/千瓦，较2023年微降1.5%，主要原因有两方面，一是建设条件相对较差投资成本较高的西北地区项目核准装机容量的占比有所下降，二是抽水蓄能项目贷款利率大幅降低。往后看，我国大型抽水蓄能电站规模分布较为集中，枢纽布置格局也基本类似，站点资源相对丰富，建设难度整体可控，因此不同项目的初始投资成本在区间分布上也趋于集中，短期内仍将保持稳定趋势。

图19：2021年以来抽水蓄能电站投资成本变化

资料来源：水规总院、招商银行研究院

图20：我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源分布

资料来源：水规总院、招商银行研究院

抽水蓄能电站初始投资成本不同区域存在较大差异，西北和华北地区的造价显著高于其他地区。根据水规总院的数据，2023年单个抽水蓄能电站项目静态投资成本中，建筑工程、机电设备及安装工程三部分成本占比合计达75.71%左右，不同地区项目投资成本差异性主要体现在上述三方面。从国内核准的抽水蓄能电站不同地区的造价水平看，西北和华北地区单位造价明显高于其它地区，其中西北地区由于核准项目地质条件较差、水资源稀缺，需要设置补水工程并承担一定的水权费用；华北地区主要由于核准项目地形地质条件较差导致建筑工程单位造价较高。

图21：抽水蓄能电站核准投资造价成本占比

资料来源：水规总院、招商银行研究院

图22：2024年国内不同区域抽蓄电站投资成本

资料来源：水规总院、招商银行研究院

（三）经济性分析：初始投资成本、融资成本、运维费用和电量电价收入是影响项目收益率主要因素

容量电价主要与抽水蓄能电站初始投资成本敏感性最高，贷款融资成本、运维成本和电量电价收入对项目实际收益率敏感度较高。对了更方便地量化测算影响项目收益率的核心因素，我们对某一抽水蓄能项目的容量电价和实际收益率进行模拟测算，基本假设如下：（1）项目总装机规模120万千瓦，初始静态投资总额72亿元；（2）项目资本金比例20%，剩余80%通过银行项目贷款融资，融资成本为3.5%，还款期限25年；（3）项目每年的运维费用在110元/千瓦左右；（4）项目处于非电力现货市场连续运行地区，暂时不考虑购售电价差即电量电价收入对项目收益的影响；（5）项目经营期资本内部收益率6.5%。

表4：抽水蓄能电站项目投融资及建设运营成本假设表

资料来源：招商银行研究院

经过模拟测算可发现：（1）初始投资成本的变动对容量电价的影响最大。当初始投资成本每变动2%，为了维持资本金内部IRR6.5%的水平，相应的容量电价同步变动1到2个百分点左右，影响程度最大。（2）项目贷款融资成本和运维成本对项目实际收益水平敏感度较高。按照抽水蓄能项目贷款的市场报价利率4.0%作为基数，每当融资成本上下浮动0.1%，对项目资本金内部IRR影响15BP左右；按照抽水蓄能项目运维成本的中位数110元/KW作为基数，每当运维成本变动2.0%，对项目资本金内部IRR影响12BP左右。（3）当考虑抽水蓄能项目进入现货市场通过峰谷价差套利获得电量电价收入时，以项目的电量电价收入0.30元/KWh作为基数，电量电价收入每变动0.05元/KWh，对应的资本金内部IRR变动50BP左右。未来国内电力现货市场建设不断完善，现货市场峰谷价差不断拉大，抽水蓄能项目有望获得更高的电量电价收入，电量电价收入在整体收入结构中的占比将有所提升。而电量电价收入的20%由抽蓄电站留存，剩余80%纳入下一监管周期核定容量电价时扣减，因此电量电价收入占比大幅提升的情况下，项目的容量电价则存在阶段性调整的可能。

图23：容量电价与初始投资成本之间敏感性分析

资料来源：招商银行研究院

图24：项目资本金IRR与电量电价敏感性分析

资料来源：招商银行研究院

表5：项目资本金IRR与融资成本和运维费用二者的敏感性分析速算表

资料来源：招商银行研究院

表6：项目资本金IRR与容量电价和电量电价收入二者的敏感性分析速算表

资料来源：招商银行研究院

抽水蓄能产业链成熟，下游电网等业主方融资需求最大，国网在抽蓄领域的龙头地位稳固

（一）抽水蓄能产业链下游投资运营环节对中长期贷款的融资需求最大

抽水蓄能产业链主要包括上游成套设备、中游EPC施工和下游投资运营。国内的抽水蓄能电站在勘察设计施工、成套设备设计制造和电站运行等方面均实现国产化，形成了较为完备的产业链体系。其中产业链上游主要是成套设备，核心设备包括水力机械设备水轮机组和电气一次设备发电机等；产业链中游主要是EPC施工，由于抽水蓄能项目投资金额巨大、施工难度要求较高，具备EPC施工能力的企业也相对较少；产业链下游主要是抽水蓄能电站的投资运营商。

图25：抽水蓄能产业链图示

资料来源：招商银行研究院

从抽水蓄能产业链的融资需求角度看，下游环节的项目贷款融资需求最大。抽水蓄能下游投资运营商项目投资的资本金比例在20%-30%左右，按照2030年抽水蓄能中长期发展规划目标，“十五五”期间抽水蓄能新增装机规模在58GW左右，按照5767元/千瓦的静态投资成本测算的话，“十五五”期间抽蓄项目融资总规模达到2700亿元左右。中游EPC环节为大型水电工程施工类企业，其中中国电建在抽蓄项目规划设计和建设承包环节的市占率都处于绝对领先地位，其在项目公司在抽蓄电站开发过程中存在资金垫付的压力，主要以供应链金融需求为主。上游设备供应商比如水轮机厂商（哈尔滨电气和东方电气）受益于电力行业投资持续增长，订单相对充足，现金流较为充沛，短期也不存在较大的项目融资需求。

图26：抽蓄中游EPC环节市场竞争格局

资料来源：招商银行研究院

图27：抽蓄上游水轮机设备环节市场竞争格局

资料来源：招商银行研究院

（二）未来抽水蓄能投资运营有望形成“电网公司为主导，投资主体适度多元化”的格局

国内存量在运抽水蓄能项目由国网和南网占据绝对主导地位。由于抽水蓄能电站电价政策和开发建设管理办法的历史政策调整，国内抽蓄项目基本以国家电网和南方电网两大电网公司为主导进行投资运营。形成上述竞争格局主要的影响政策是2004年的出台的发改能源71号文，该政策明确了新建抽蓄项目由电网公司全资建设，在71号文之前审批但未定价的抽蓄电站由电网企业租赁经营。截至2024年底，国网和南网控股的抽水蓄能电站累计装机规模达50.84GW，占全国抽水蓄能累计装机规模比重高达87%。

图28：国内在运抽水蓄能电站市场格局

资料来源：北极星储能网、招商银行研究院

图29：国网和南网控股的抽水蓄能电站规模情况

资料来源：国家电网、南方电网、招商银行研究院

预计未来电网公司在增量抽蓄项目中仍保持其主导地位，但逐步有新的投资方参与进来。根据国家电网和南方电网提出的抽水蓄能装机规划目标，“十四五”和“十五五”末二者合计达到64GW和129GW，已经超出了国家能源局提出的中长期发展目标，因此可以预计未来两大电网公司仍然是抽水蓄能项目投资的主导力量，其在抽蓄项目中绝对领先的市场地位不会改变。但随着电力市场化改革政策催化，抽水蓄能项目的初始资本金投入未来也可能会逐步向社会资本放开，大型发电企业、能源建设管理公司和金融机构有望直接或间接参与抽水蓄能项目的投资，未来抽水蓄能或将形成“电网公司为主导，投资主体适度多元化”的格局。

表7：抽水蓄能电站中游和下游参与主体梳理情况

资料来源：招商银行研究院

（三）国家电网在抽蓄投资运营领域龙头地位稳固，国网新源完成混改未来撬动投资体量巨大

国家电网作为抽水蓄能行业的龙头企业，在抽蓄领域不断加码巩固其战略地位。根据国家电网官网公布的数据，截至2024年底，其控股在运的抽水蓄能项目将近40个，累计装机规模高达40.56GW，占全国累计装机规模比重超过7成。国家电网也从内部组织架构上对抽蓄业务板块进行整合调整，今年7月份国网将国网新源集团有限公司和国网新源控股有限公司调整为“国网抽水蓄能事业部，标志着国家电网将抽水蓄能业务从原“抽水蓄能和新能源事业部”中分离出来，成为独立的事业部，并提升为总部的直属单位，进一步强化了抽水蓄能在新型电力系统中的战略地位。

图30：国家电网抽水蓄能事业部“变身”历程

资料来源：国家电网、招商银行研究院

国网抽蓄项目储备丰厚，叠加国网新源年内完成混改引战，未来撬动项目投资体量巨大。根据国家电网公告和抽水蓄能行业分会的数据，截至2025年一季度末，国家电网已核准尚未投产的抽蓄项目合计装机规模为49.86GW，基本能够保证其完成“十五五”规划的新投产项目目标。与此同时，国网新源于今年7月23日在北京产权交易所完成增资扩股，引入战略投资365亿元，募集资金将全部投入抽水蓄能项目建设，预计可撬动项目投资超3000亿元。

表8：国家电网已核准未投产的抽水蓄能项目梳理

资料来源：招商银行研究院

业务布局建议及风险因素分析

（本部分有删减，招商银行各行部请登录“招银智库”查看原文）

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本期作者

杨荣成 招商银行研究院 行业研究员

yangrongcheng@cmbchina.com

任淑文总行授信审批部 授信审批岗

went15@cmbchina.com

车险峰 总行战略客户部 战略客户经理岗

chexianfeng@cmbchina.com

感谢实习生马一铭对本文的贡献

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