截至2025年底，我国抽水蓄能已投产装机规模突破6200万千瓦，如期完成“十四五”规划目标；在建+核准项目总装机超2亿千瓦，纳入《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》的重点实施项目达4.21亿千瓦，全国技术可开发资源量约16亿千瓦，整体开发率不足4%。当前行业正处于规模高速扩张、机制加速完善、技术持续突破、格局深度优化的黄金发展期，“十五五”规划纲要明确2026-2030年全国新增投产抽水蓄能装机1亿千瓦左右，到2030年总投产规模将翻番至1.2亿千瓦以上，抽水蓄能已成为我国新型电力系统建设的核心调节支柱。
一、国家政策：顶层框架持续完善，从规模扩张转向高质量发展
国家层面已构建起“顶层规划-全流程管理-价格机制-市场化配套”四位一体的政策体系，核心导向从“鼓励快速上马”转向“规范有序开发、市场化价值兑现、全生命周期提质”。
1.顶层规划：锚定中长期发展目标，十五五战略升级
-基础纲领：《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》确立行业“三步走”发展目标：2025年投产6200万千瓦（已如期完成）、2030年投产1.2亿千瓦、2035年形成技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业体系，同时划定4.21亿千瓦重点实施项目库，明确“生态优先、需求导向、优化布局、有序建设”的核心原则。
-十五五战略升级：2026年发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，将抽水蓄能列为新型能源基础设施核心内容，明确新增投产1亿千瓦左右的核心目标，推动布局从东部负荷中心向中西部新能源富集区延伸，鼓励混合式、矿坑改造、中小微型等多元技术路线发展，首次将抽蓄与新型储能纳入统一的调节资源统筹布局。
2.全流程管理：首部专项规章出台，遏制行业无序竞争
2025年1月，国家发改委、能源局印发《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（发改能源规〔2025〕93号），是行业首个全生命周期管理的专项规章，核心突破包括：
-确立“国家定规模、地方定项目”的分级管理模式，由国家明确各省需求总规模，省级能源主管部门统筹项目综合比选、投资主体优选与建设时序，从源头避免盲目上马；
-明确项目分类管理规则，划分为服务省级/区域电网的公共服务项目、服务风光大基地/水风光一体化的配套项目，差异化规范规划纳入、成本分摊与实施流程；
-严禁将强制配套产业、投资落地等作为开发前置条件，规范项目调整与退出机制，强化生态环保、电网接入、造价管控等核心要求，压实投资主体全流程责任。
3.价格机制：里程碑式升级，打通“政策保障-市场化转型”路径
2026年1月，国家发改委、能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），对抽水蓄能价格机制进行里程碑式重构，实行“老站老政策、新站新政策、未来市场化”的差异化定价，彻底解决行业核心的收益保障痛点：
-存量项目：2021年633号文前开工的电站，继续执行政府定价的容量电价，稳定经营预期，避免收益大幅波动；
-增量项目：2021年633号文后开工的电站，实行“省级统一标杆容量电价+市场收益按比例分享”模式，省级每3-5年核定同期新开工电站统一容量电价，保障投资回收底线，同时允许电站通过电能量、辅助服务市场获得额外收益，激发运营效率提升；
-市场化转型：明确电力现货市场连续运行后，可将抽水蓄能纳入可靠容量补偿机制，鼓励新开工项目自主选择完全市场化模式，推动行业从“政策驱动”向“市场驱动”转型； -首次明确跨省跨区共用项目的容量电费分摊规则，解决跨省项目落地的核心制度障碍。
4.配套支持政策：全链条协同，强化技术与市场保障
-生态与审批：鼓励依托现有水库、废弃矿坑建设混合式、改造型抽蓄项目，简化环评审批流程，降低生态影响与投资成本（混合式项目投资可降低20%-30%，建设周期缩短2-3年）；
-网源协同：明确电网企业需保障送出工程与电站同步建设、同步投产，将抽蓄接入纳入电网规划刚性内容，杜绝“重电站、轻送出”问题；
-技术创新：将300MW级变速抽水蓄能机组成套设备、500米级高水头大容量机组、智能化电站技术列入能源领域首台套重大技术装备清单，给予研发补贴与应用优先支持；
-市场准入：推动抽蓄电站全电量参与电力现货市场、辅助服务市场，广东梅州抽水蓄能电站已实现全国首个“投产即入市”，为全国市场化运营提供可复制范本。
二、省级政策：区域分化显著，形成“东部领跑、中西部追赶”的全域布局
全国各省均已出台“十五五”抽蓄专项规划或能源规划专项篇章，截至2026年4月，已有19个省市明确2030年装机目标，合计规划规模超1.43亿千瓦，整体呈现“负荷中心保供优先、新能源基地配套为主、区域差异化布局”的特征，核心省份布局如下：
1.华东地区：全国核心增量市场，负荷中心+新能源双轮驱动
华东是我国用电负荷核心区，也是抽蓄开发最成熟的区域，四省一市均明确了千万千瓦级装机目标，项目核准与开工进度全国领先。
-浙江：全国规划规模最大省份，明确2030年累计投产不低于2400万千瓦，“十五五”新增装机超1000万千瓦。配套建立站点资源刚性保护机制、项目审批绿色通道，重点布局长三角负荷中心与浙西南风光基地，核心项目包括建德抽水蓄能（240万千瓦，华东最大在建项目）、景宁、松阳等项目，丽水片区总规划装机489.7万千瓦。
-安徽：2030年规划装机超1000万千瓦，聚焦长三角电网调峰与皖北新能源基地配套，2025-2026年集中核准开工超500万千瓦，核心项目包括绩溪家朋（140万千瓦）、桐城（128万千瓦，2026年底首台机组投产）、石台（120万千瓦）等。
-山东：2030年抽蓄与新型储能装机均达1000万千瓦，“十五五”争取核准开工300万千瓦大型项目+200万千瓦中小型项目。2026年省政府工作报告明确鼓励民营企业参与，支持矿坑改造型抽蓄，服务“外电入鲁”通道与胶东海上风电基地，核心项目包括蒙阴垛庄（2026年3月核准，国网“十五五”首个核准项目）、泰安二期（国产300MW变速机组示范项目）、沂源石桥等。
-江苏：2030年抽蓄+新型储能总装机达1300万千瓦，重点布局苏南负荷中心与苏北风光基地，已投产句容抽水蓄能电站，在建丰宁、连云港等多个项目。
2.华北地区：京津冀保供+风光大基地配套双核心
-河北：2030年规划装机8670万千瓦，居全国首位，聚焦京津冀电力保供、张北风光基地配套，“十五五”计划集中开工超2000万千瓦，核心项目包括易县（120万千瓦，2026年机组调试）、青龙冰沟（三峡集团首个河北项目，100万千瓦，2026年内开工）、抚宁、尚志等。
-山西：打造华北最大储能基地，“十五五”新增装机超500万千瓦，服务晋北风光基地与“西电东送”外送通道，核心项目包括忻州（120万千瓦）、蒲县、垣曲二期等，2025-2026年中标项目规模超300亿元。
-内蒙古：2030年规划装机240万千瓦，重点布局乌兰察布、包头等风光富集区，核心项目太阳沟抽水蓄能（内蒙古第三座抽蓄电站，2025年7月完成EPC中标）、岳五道窑80万千瓦项目。
3.华中、华南地区：电力调蓄中心+粤港澳大湾区保供
-湖北：2030年规划装机9122万千瓦，打造全国电力调蓄中心，重点推进鄂西电网项目与“核蓄一体化”示范，核心项目包括秭归（160万千瓦）、通城平等（70万千瓦，与咸宁核电协同）。
-河南：2030年规划装机1500万千瓦，聚焦中原负荷中心与豫西风光基地，核心项目包括嵩县（180万千瓦）、洛宁（国网“十五五”重点投产项目）、巩义后寺河等。
-广东：全国抽蓄市场化改革先行区，2030年规划装机1500万千瓦，梅州抽蓄实现全国首个全电量参与电力现货市场，核心项目包括岑田、揭阳惠来（与海上风电协同布局）、梅州二期等。
-广西：总规划装机1000万千瓦，已投产南宁抽水蓄能电站（国内首个“十四五”核准、开工、投产全周期完成项目），在建7座共880万千瓦，总投资超520亿元，“十五五”计划投产玉林、灌阳、贵港3个120万千瓦项目。
4.西南、西北地区：水风光协同+风光大基地配套，成未来核心增量
-四川：聚焦雅砻江、金沙江水电基地，重点发展混合式抽蓄，全球最大混合式抽水蓄能电站两河口（420万千瓦）2026年加速建设，江油、道孚等项目计划2026年开工。
-云南：“十五五”新增装机650万千瓦，2030年总规划装机1910万千瓦，核心项目包括泸西（210万千瓦，2026年4月完成EPC中标）、罗平（120万千瓦）、巧家等。
-新疆：“十五五”重点推进乌恰（440万千瓦，西北最大抽蓄项目）、哈密等项目，已投产阜康抽蓄（高海拔示范项目），服务南疆风光基地与“西电东送”外送通道。
-西藏：卡瓦白庆抽水蓄能（世界海拔最高、西藏首座大型抽蓄电站）计划“十五五”投产，拜木邓（280万千瓦）已启动前期工作。
三、开发商（投资主体）：国家队绝对主导，多元主体加速入局
抽水蓄能项目具有投资规模大、回收周期长、技术门槛高、公共属性强的特征，行业形成“电网系绝对主导、发电央企加速追赶、地方国企区域深耕、社会资本差异化入局”的格局，截至2026年3月，全国已核准项目中，央企投资占比超90%，其中国网系市场占比超60%。
1.第一梯队：电网系龙头，全产业链主导
电网企业凭借调度协同、电网接入、运营管理的天然优势，稳居行业绝对龙头地位，主导全国超70%的在运在建项目。
-国网新源控股有限公司：全球规模最大的抽水蓄能开发运营企业，截至2026年3月，管理的在运在建抽水蓄能装机规模突破9400万千瓦，国内市场占比超60%，承担国家电网经营区内抽蓄项目的开发建设与运营管理核心职能。“十五五”期间规划新开工、新投产装机均超3000万千瓦，2026年计划完成抽蓄投资310亿元，目标投产超300万千瓦、核准开工超600万千瓦。2025年完成365亿元增资扩股，引入三峡集团、中国石油等战略投资者，创下国资产权交易现金募资规模之最，进一步放大资本带动效应。
-南方电网储能股份有限公司：南方区域绝对龙头，国内唯一以抽水蓄能为主业的上市公司，截至2026年3月，在运抽蓄装机超1200万千瓦，在建装机超600万千瓦，主导广东、广西、云南、贵州等南方五省区抽蓄布局，重点推进梅州、南宁、贵港等项目，同步探索抽蓄市场化运营新模式，是南方区域电力市场改革的核心参与主体。
2.第二梯队：发电央企，新能源转型核心赛道
五大发电集团、三峡集团等水电/发电央企，是行业第二大投资主体，核心逻辑是通过抽蓄配套自身风光基地开发，解决新能源消纳难题，同时获取稳定现金流的优质抗周期资产，“十四五”以来累计核准装机超3000万千瓦。
-五大发电集团（华能、大唐、华电、国电投、国能投）：均已成立抽蓄专业开发平台，重点在华北、西北、西南区域落地项目，单个项目规模多在100-180万千瓦，其中华能、华电、国电投布局领先，已形成“风光储一体化”的协同开发模式。
-中国长江三峡集团有限公司：国内水电龙头，抽蓄布局加速推进，截至2026年3月，已核准装机超800万千瓦，同时参股国网新源15%股权，成为其核心战略投资者。重点布局河北、湖北、四川、云南等区域，2026年3月河北青龙冰沟抽蓄（100万千瓦）可研过审，计划年内开工；主导全球最大混合式抽蓄电站两河口项目建设，形成“常规水电+抽蓄”的独特协同优势。
-新入局央企：2026年3月，中国石油通过全资子公司战略参股国网新源，持股14.7945%，正式入局抽蓄赛道，构建“抽水蓄能+压缩空气储能”双轮驱动的长时储能战略，实现油气主业与新能源转型的能力协同。此外，中核、中广核重点推进“核蓄一体化”布局，在湖北、广东、福建等核电基地配套抽蓄项目，提升核电运行灵活性。
3.第三梯队：地方能源国企，区域市场深度绑定
各省属能源国企均已深度参与抽蓄开发，核心模式是与央企合资合作，主导省内中小型项目开发，深度绑定省内负荷中心与新能源消纳需求，代表企业包括浙能集团（浙江）、粤电集团（广东）、京能集团（北京）、鲁能集团（山东）、苏能集团（江苏）、桂能集团（广西）等。例如，浙能集团主导浙江建德抽蓄项目开发，持股超50%；粤电集团深度参与广东梅州、岑田等项目，是粤港澳大湾区保供的重要参与主体。
4.第四梯队：社会资本与民企，差异化探索入局
受抽蓄项目投资规模大、回收周期长、技术门槛高的限制，民企直接控股开发的大型项目较少，主要通过三种方式入局：一是参股央企项目公司，参与项目投资；二是承接中小型、矿坑改造型抽蓄项目，走差异化路线；三是参与设备供应、工程施工、运维服务等产业链环节。2026年以来，山东、辽宁等地已有民企注册抽蓄开发公司，探索中小型抽蓄项目的开发模式。
四、EPC总包商：高度垄断格局，中国电建占据绝对主导
抽水蓄能EPC总承包市场呈现“一超多强、高度集中”的格局，行业CR2（中国电建+中国能建）超95%，几乎垄断了国内大型抽蓄项目的勘测设计与EPC总承包业务，技术壁垒极高。
1.绝对龙头：中国电力建设集团（中国电建）
中国电建是国内抽蓄行业的绝对主导者，勘测设计市占率超90%，EPC总承包市占率超80%，是全球唯一具备抽水蓄能全产业链一体化服务能力的企业，参与了国内几乎所有大型抽蓄项目的勘测设计工作，主导制定了行业90%以上的技术标准。 其核心竞争力来自旗下七大勘测设计研究院，各有明确的区域与技术优势，是EPC总承包的核心实施主体：
-华东院：华东区域龙头，2025年中标安徽绩溪家朋抽蓄54.39亿元EPC总承包、浙江青田抽蓄17.99亿元土建EPC，是国内中标抽蓄EPC项目最多的设计院；
-北京院：华北、西北区域核心，主导河北易县、抚宁、内蒙古太阳沟等项目，2025年牵头中标内蒙古太阳沟抽蓄57.52亿元EPC总承包；
-昆明院：西南区域龙头，2026年4月以85.94亿元中标云南泸西抽蓄EPC总承包，创下2026年以来行业单笔最大中标额，深耕云南、贵州、四川市场；
-中南院、成都院、西北院、贵阳院：分别在华中/华南、四川、西北、贵州市场占据主导地位，实现全国区域全覆盖。
2.第二梯队：中国能源建设集团（中国能建）
中国能建是行业第二大主体，勘测设计市占率约5%，EPC总承包市占率约10%，旗下中电工程八大设计院具备较强的区域竞争力，重点布局华南、华东、西北区域。其中，中电工程广西院主导了广西南宁、贵港、桂林龙胜等几乎所有广西抽蓄项目的勘测设计，是国内首个实现抽蓄项目“十四五”全周期落地的设计院；华东院、中南院、西北院在浙江、湖南、陕西等区域实现突破，2025年以来中标多个中小型抽蓄EPC项目，同时在混合式、矿坑改造抽蓄领域形成差异化优势。
3.其他参与主体
-中国葛洲坝集团：2025年6月牵头中标山西垣曲二期抽蓄51.92亿元EPC总承包，打破了电建系对大型抽蓄EPC项目的垄断，展现了在大型水利水电工程领域的综合实力；
-中国安能集团：原武警水电部队转制企业，在土石方开挖、水库防渗、地下洞室施工领域具备极强的技术实力，2025-2026年在重庆武隆、安徽芜湖、山东枣庄等项目中中标核心标段，同时探索中小型抽蓄EPC总承包模式；
-中铁、中交等基建央企：主要参与抽蓄项目的道路、桥梁、隧洞等配套工程，极少涉足主体工程EPC总承包。
五、建设商：施工与设备供应双维度，央企主导+国产化率持续提升
抽水蓄能建设环节分为土建施工、机电安装、核心设备供应三大板块，均呈现“央企主导、技术壁垒高、国产化率持续提升”的特征，核心设备国产化率已超90%。
1.土建与机电安装施工单位
-核心主力：中国电建旗下水电工程局：占据国内抽蓄施工市场78%以上的份额，是项目建设的绝对主力军，8大核心工程局各有技术专长，形成了全覆盖的施工能力：
-水电十四局：地下厂房、输水发电系统施工领域龙头，国内超70%的大型抽蓄地下厂房由其参与施工，2025年中标重庆武隆银盘抽蓄输水发电系统核心标段；
-水电五局、水电六局：长距离输水隧洞、高压管道安装领域领先，2025年联合中标内蒙古太阳沟抽蓄EPC，2026年中标河南巩义后寺河、安徽宁国龙潭等项目核心标段；
-水电十一局：上、下水库大坝与防渗工程领域优势显著，2026年3月中标山西华电蒲县抽蓄上下水库土建工程；
-水电一局、三局、四局、八局、十二局等，分别在华东、华南、华北、西南区域深耕，参与广西桂林龙胜、安徽芜湖西形冲、河北迁西等项目施工。
-其他施工主体：
-中国安能集团：2026年3月以9.93亿元中标山东枣庄抽蓄水库施工标段，成为2026年以来单笔最大施工订单，在水库沥青防渗、高边坡处理领域技术领先；
-中国葛洲坝集团：重点布局机电安装领域，2026年3月中标牛首山抽蓄机电安装标段；
-中铁隧道局、中铁建等：参与部分长距离隧洞、辅助工程施工，在广西、重庆等喀斯特地貌区域项目中有所突破。
2.核心设备供应商
抽水蓄能核心设备国产化率已超90%，形成“双寡头主导、民企差异化突破”的格局，哈尔滨电气、东方电气、上海电气三大主机厂具备年产50台套以上大型抽蓄机组的产能，设备造价较早期进口阶段下降约30%。
-主机设备双寡头：
-东方电气集团：国内抽蓄主机市占率41.6%，行业第一，掌握300MW级变速机组、500米级高水头机组核心技术，服务全球最大丰宁抽蓄电站，2025年扩产后产能达50台套/年，是国网、南网的核心供应商；
-哈尔滨电气集团：与东方电气合计市占率超80%，是国内首台300MW变速抽蓄机组的研发制造主体，承担山东泰安二期变速机组示范项目，在东北、华北市场占据主导地位。
-民营设备龙头：
-浙富控股：国内最大民营抽蓄设备供应商，市占率约38%，将核级精密制造技术迁移至抽蓄设备，机组可靠性行业领先，手握70台套订单，在山西、江西、湖南等区域实现突破，2025年以来中标多个中小型抽蓄机组订单。
-辅助设备与其他厂商：天津阿尔斯通、上海福伊特等合资企业在高端变速机组、高水头机组领域仍有一定竞争力；国电南瑞、许继电气等企业在抽蓄电站控制系统、继电保护设备领域占据主导地位，国产化率达100%。
六、行业发展核心趋势与挑战
1.核心发展趋势
-规模持续高增，投产高峰来临：“十五五”期间将迎来投产高峰，年均投产超2000万千瓦，2030年总装机突破1.2亿千瓦，稳居全球第一，行业从“核准开工期”全面转向“投产运营期”；
-市场化加速转型，价值逻辑重构：容量电价机制完善+电力现货市场普及，推动抽蓄从“靠政策定价”向“靠能力赚钱”转型，机组调节效率、运营水平、市场化交易能力将成为核心竞争力；
-技术多元创新，国产化持续深化：300MW级变速机组、混合式抽蓄、矿坑改造、智能化电站、高海拔机组等技术加速落地，全产业链国产化水平持续提升，核心设备从“可用”向“高效、智能、长寿命”升级；
-布局区域转移，中西部成核心增量：东部优质站点开发进入中后期，中西部新能源富集区成为核心增量市场，跨省跨区项目、风光大基地配套项目加速落地，区域布局更趋均衡。
2.行业核心挑战
-部分区域无序开发，优质站址快速消耗：早期部分省份出现“抢站点、圈资源”现象，优质站址快速消耗，部分项目存在前期论证不充分、建设条件差、造价超支等问题，项目推进不及预期；
-市场化机制仍不完善，价值兑现不充分：当前电力市场体系中，抽蓄的辅助服务价值、系统安全价值未能完全市场化体现，部分省份容量电价核定滞后，项目投资回报不及预期；
-产业链产能与人才阶段性紧张：“十四五”以来项目集中开工，带来高端技术人才、核心装备产能、优质施工资源的阶段性紧张，部分项目出现工期延误、造价上涨等问题；
-生态环保与审批约束趋严：生态保护红线、用地用林、水资源管控等要求持续提升，项目环评、用地审批难度加大，部分项目前期工作周期拉长，推进进度不及预期。
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