抽水蓄能的"地方国资化"趋势

抽水蓄能的"地方国资化"趋势

一场重塑能源版图的静水深流

2025年7月23日，北京产权交易所的一场签约仪式，悄然改写了中国抽水蓄能产业的资本版图。国家电网旗下国网新源完成365亿元增资扩股，四家战略投资方中，安徽省能源集团以42亿元成为唯一入选的地方国有战略投资者，持股5.48%。不到一年后的2026年6月，广西能源（600310.SH）获自治区发改委核准，以83.3亿元投资建设贺州抽水蓄能电站——又一家省级能源国企入局。一场被业界称为"地方国资化"的趋势，正以远超表面所见的深度和广度展开。

一、历史起点：从央企独占到多元开放

1.1 旧格局：央企双雄的绝对主导

中国抽水蓄能产业的发展史，长期以来是一部央企双雄的独奏曲。

国家电网旗下的国网新源，是全球最大的抽水蓄能专业化运营公司。截至2026年3月，其管理电站75座，其中在运抽蓄38座（装机4488万千瓦）、在建37座（装机4551万千瓦），另管理6座调频常规水电（495.4万千瓦），总管理装机达9404万千瓦，国内市场占比超60%。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。南方电网旗下的南网储能（600995.SH），截至2025年末在运抽蓄装机1268万千瓦（接近全国总量的五分之一），在建9座合计1080万千瓦，到"十五五"末力争达到2100万千瓦。

这两家企业合计占据了中国抽水蓄能装机的绝对主体。行业曾有不成文的格局："两大电网建电站，五大发电分杯羹，地方企业看热闹。"

1.2 政策转折点：633号文的"破冰"效应

转折发生在2021年。当年4月30日，国家发改委印发《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），确立了以两部制电价为主体的定价框架：电量电价体现调峰服务价值，容量电价体现调频、调压、备用和黑启动等辅助服务价值。最关键的是——633号文明确了经营期40年、资本金内部收益率6.5%的收益保障机制。

这一政策彻底改变了抽水蓄能"投资大、周期长、回报不确定"的旧有印象。对于地方能源企业而言，6.5%的资本金IRR虽然不算高，但考虑到抽水蓄能项目长达40年的经营期、稳定的容量电费收入（占电站总收入95%以上），以及其在"双碳"战略中的基础设施属性——这几乎是一笔"类固收"的优质长期资产。

633号文同时明确：电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同，坚持公平公开公正原则实施调度。这等于为地方企业入场提供了制度性保障——你投资建设的电站，电网不会区别对待。

政策破冰，资本闻风而动。

1.3 规划牵引：万亿赛道的政策确定性

2021年，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，明确到2025年投产总规模达到6200万千瓦以上，到2030年达到1.2亿千瓦左右。截至2025年底，全国抽水蓄能投产在运装机规模已达6594万千瓦，较"十三五"末实现翻番，超额完成"十四五"6200万千瓦目标，连续10年领跑全球。核准在建装机规模达2.29亿千瓦，投产与在建总装机规模合计达2.95亿千瓦。2025年全年新核准电站27座，装机容量3580万千瓦，新增投产748万千瓦。

2025年2月，国家发改委、国家能源局联合印发《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》，明确了省级能源主管部门在项目布局中的核心角色。2026年6月，水电水利规划设计总院发布《抽水蓄能产业发展报告2025年度》，进一步明确"十五五"期间全国新增投产抽水蓄能1亿千瓦左右，预计到2030年总投产规模达1.6亿千瓦左右，远期到2035年基本达到4亿千瓦。

政策框架的日臻完善，为地方国资入场提供了三层确定性：收益可预期、市场有保障、规划有空间。

二、"地方国资化"的三种路径

地方能源集团进入抽水蓄能领域，并非简单地"投资一个项目"，而是呈现出清晰的层次递进。从目前的实践看，已形成三种典型路径。

路径一：战略入股央企平台——以资本换"席位"

典型案例

安徽省能源集团入股国网新源

2025年7月，国网新源增资扩股引入四家战略投资方，募集资金365亿元，创造了国资产权交易现金募资规模之最，预计可撬动超3000亿元项目投资。增资后股权结构为：国网新源集团34.67%、三峡集团15%、中石油太湖投资14.79%、债转股基金17.72%、保实诚源6.85%、安徽省能源集团5.48%、新源股权投资基金5.48%。

安徽省能源集团出资42亿元，创下了该集团单笔股权投资最大规模纪录。此前虽与国网新源合作过琅琊山、响洪甸、响水涧、天荒坪等抽蓄项目，但均为参股角色。通过此轮战略入股，它正式成为全球最大抽蓄运营平台的股东，从"项目合作方"升格为"平台战略方"。值得注意的是，新源股权投资基金中还出现了四川川投资本的的身影——意味着川投能源也通过基金间接持有了国网新源的权益。

这种模式的本质是以资本换话语权。地方国企不直接操盘项目建设，而是通过持有央企平台股权，分享行业整体增长红利，同时为未来更深层次的项目合作铺路。

路径二：自主控股项目——从"配角"到"主角"

典型案例

绩溪家朋抽水蓄能电站（安徽）

2024年1月，安徽省能源集团在竞标中胜出，成为绩溪家朋抽水蓄能电站项目的投资主体。这是首个由安徽省属企业控股建设的一等大（1）型纯抽水蓄能电站，总装机140万千瓦，动态投资约83.98亿元。2025年9月底前期洞室道路工程开工，2025年12月31日举行主体工程建设动员会，项目全面进入施工阶段。首台机组计划2029年12月投产，全部机组2030年8月发电。

典型案例

陕投集团佛坪抽水蓄能电站（陕西）

佛坪抽水蓄能电站：装机140万千瓦，投资98.54亿元，2024年12月10日主体工程开工，计划2028年12月首台机组发电、2029年底全面竣工。通过技术优化，总投资从预可研阶段的108亿元降至98.5亿元，静态单位千瓦投资5885元/kW。截至2026年上半年，主厂房岩锚梁混凝土施工收官、上水库大坝填筑启动、进场路主体完工、4#施工支洞贯通——多个关键节点接续突破。丹凤鱼岭抽蓄（装机140万千瓦，投资约90亿元）仍在推进核准，陕投集团"开工一个、核准一个、储备一个"的滚动开发策略已初见雏形。

典型案例

福建福能南安抽蓄

福建福能股份（600483.SH）与福建省水利投资开发集团、南安市能源工贸投资发展集团按60%、20%、20%股比共同投资，建设南安抽水蓄能电站。装机120万千瓦，核准动态总投资80.19亿元，2025年4月3日获福建省发改委核准。2025年7月"三洞一路"工程完成招标（中国水电八局中标），2026年3月输水发电系统工程总承包招标启动，截至2026年5月三条隧道同步掘进，全面进入施工高峰期。福能股份还在同步推进华安、木兰两大抽蓄项目，三大抽蓄总装机400万千瓦。

最新案例

广西能源贺州抽水蓄能电站

2026年6月1日，广西能源股份有限公司（600310.SH）收到广西自治区发改委核准批复，获准建设贺州抽水蓄能电站。装机140万千瓦，总投资约83.3亿元，项目资本金16.66亿元由广西能源全额出资。这是又一家省级能源国企以独立出资方式控股抽蓄项目，标志着"地方国资化"趋势从东部沿海向中西部地区加速蔓延。

这种模式的特征是地方国企操盘、央企退居技术支撑角色。以绩溪家朋为例，EPC总承包由长江三峡技术经济发展有限公司和中咨工程管理咨询有限公司联合体承担，设计方为中国电建集团华东勘测设计研究院——央企从"业主"转变为"服务商"，地方国企成为真正的投资决策者和运营主体。

路径三：跨省收购——突破地理边界

典型案例

川投能源收购湖北远安抽蓄

2025年1月，川投能源（600674.SH）以1.479亿元收购中国三峡建工集团持有的湖北远安抽水蓄能有限公司87%股权，并承担81.99亿元的项目总投资。收购后项目顺利开工建设。

截至2026年上半年，远安抽蓄通风兼安全洞开挖支护完成1032米（完成率72.8%），5月10日进厂交通洞正式进洞施工，上水库进场公路路面混凝土浇筑完成，场内道路骨架全线贯通——工程建设稳步提速。

这笔交易极具标志性意义。首先，它是一笔典型的央企退出、地方国企接盘的交易——三峡建工作为三峡集团旗下央企，在项目核准后选择退出。其次，这是川投能源在四川省外投资建设的首个百万千瓦级抽蓄项目，实现了跨省布局。川投能源还在同步推进四川宜宾屏山抽蓄项目（可研阶段），构建"一主两辅"的产业格局。

这种跨省收购模式揭示了一个深层逻辑：抽水蓄能的优质站址资源具有强烈的地理依附性。四川作为水电大省，省内优质抽蓄站址日趋稀缺，而湖北、湖南等中部省份仍有较好资源。川投能源以极低的股权对价获取了百亿级项目的控制权，本质上是"以时间换空间"——用资金换取已核准项目的成熟开发权。

三、深层动因：地方国资为何"跑步入场"

3.1 新能源消纳的"倒逼效应"

截至2025年底，中国风电和太阳能发电累计装机已达18.4亿千瓦，历史性超越火电，占总装机比重47.3%。2025年风光合计新增装机4.4亿千瓦，占新增发电装机总量的80%。风光发电的间歇性和波动性，使电网调峰压力陡增。

对各省而言，新能源消纳不再是一个全国性问题，而是一个地方性命题。陕投集团佛坪抽蓄电站建成后"主要承担陕西电网负荷中心的调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用等功能，并兼顾全省新能源消纳"。福建南安抽蓄同样定位为"在福建电力系统中主要承担系统调峰、填谷、调频"。广西贺州抽蓄则将填补广西大型调峰储能电源空白。

地方能源集团作为各省能源保供的主力军，面对本省新能源装机快速增长带来的消纳压力，投资建设抽水蓄能已成为"不得不做"的基础设施投资。

3.2 能源安全的"自主权"诉求

2021年夏季的全国性缺电、2022年四川极端高温干旱导致的水电骤减，让各省深刻认识到能源自主调控能力的战略价值。

抽水蓄能电站兼具"储能"和"调峰"双重功能，其调峰能力相当于为省级电网安装了一个"超级充电宝"。对于能源输入省份（如安徽、浙江），抽水蓄能可以增强电网在用电高峰时段的自主保障能力；对于能源输出省份（如四川、云南），抽水蓄能可以平滑水电出力曲线，提升外送电力的稳定性。

地方国资对抽水蓄能的投资，本质上是地方政府对能源安全自主权的战略投资。这解释了为什么省级能源集团愿意在6.5%的IRR水平下投入数十亿甚至上百亿资金——这不仅是财务投资，更是战略基础设施投资。

3.3 国企改革与资本布局的"政绩驱动"

党的二十届三中全会明确提出："推动国有资本向关系国家安全、国民经济命脉的重要行业和关键领域集中，向关系国计民生的公共服务、应急能力、公益性领域等集中，同时向前瞻性战略性新兴产业集中。"

抽水蓄能恰好位于"能源安全"和"战略性新兴产业"的交汇点。以安徽省能源集团为例，2026年上半年累计完成投资126.4亿元，同比增长39.3%，新兴产业投资占比超90%。集团资产总额已超1400亿元，并锚定"十五五"末"211"目标——资产总额突破2000亿元、年度利润超100亿元、新能源装机超1000万千瓦且占比超50%。出资42亿元入股国网新源、控股绩溪家朋抽蓄项目，是其"国有资本投资公司改组试点"成效的直接体现。

对地方国企而言，投资抽水蓄能同时实现了三个目标：资产规模扩张、产业转型升级、政治正确性。这种"一箭三雕"的属性，使其成为省属国企领导层最愿意推进的投资方向之一。

3.4 容量电价机制的制度红利

633号文确立的两部制电价机制，为地方国资入场提供了关键的收益安全垫。容量电费纳入输配电价回收，由电网企业支付，意味着电站的建设成本和合理收益有了制度性保障。

南网储能曾在机构调研中透露，其抽蓄电站收入中容量电价占比超过95%，电量电价仅占3%-5%。这种"准固收"特性，对于追求长期稳定回报的地方国企具有天然吸引力。

但这一红利正在收窄。2026年1月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），对633号文出台后开工的增量电站实行"一省一价"——由各地按照弥补平均成本的原则制定统一容量电价，同时电站需自主参与电力市场，获得的收益由电站和用户分享。

四、新格局下的博弈与张力

4.1 央企与地方国企：从垄断到共治

地方国资的入场并未动摇央企的主导地位。但力量的天平正在微调。2025年以来新核准和成立的抽水蓄能项目公司中，投资格局已呈现"央企引领、地方国企深度参与、产业资本跨界融合"的多元化特征：

7个项目公司中，5个有地方国企参与，且地方国企在其中的话语权明显提升——不再是象征性参股，而是作为重要投资方甚至控股方出现。广西能源贺州抽蓄更是由地方国企100%出资，开创了地方国资独立控股大型抽蓄项目的先例。

4.2 央企的"退"与地方国企的"进"

一个值得注意的现象是：部分央企正在主动收缩抽水蓄能项目的直接投资，转而以平台化、服务化方式参与。

川投能源收购湖北远安抽蓄87%股权的案例中，三峡建工在项目核准后选择退出。国网新源365亿元增资扩股本身，就是国家电网"优化抽水蓄能投融资策略，联合各方打造抽水蓄能投融资和资产运营平台"战略部署的体现。增资后，三峡集团持股15%、中国石油通过中石油太湖持股14.79%——央企和产业资本以平台股东身份参与，而非直接操盘项目。

央企"退"的方式有三种：股权转让（如三峡建工退出远安抽蓄）、平台开放（如国网新源增资扩股）、角色转换（从投资运营商转为EPC总承包商和技术服务商）。

地方国企"进"的方式也对应三种：产权收购（通过产权交易所摘牌获取已核准项目控股权）、战略入股（通过资本注入成为央企平台股东）、自主开发（从规划阶段即作为投资主体）。

4.3 成本与效率的新考验

地方国企自主控股项目，面临的最直接挑战是成本控制能力。一座装机100万千瓦的抽水蓄能电站建设周期长达7-8年。当前新建项目单位千瓦造价普遍在6000-7000元区间，部分地形复杂项目造价更高。

陕投集团佛坪项目通过多轮技术论证和方案优化，将总投资从108亿元降至98.5亿元，静态单位千瓦投资5885元/kW——这展示了地方国企在成本管控上的潜力。2026年以来，佛坪项目主厂房岩锚梁、上水库大坝填筑、进场路等关键节点均如期或提前完成，初步验证了地方国企的工程管控能力。但能否在更多项目中复制这一水平，仍有待观察。

114号文"一省一价"的容量电价机制将进一步放大成本竞争。省级价格主管部门按"弥补平均成本"原则制定统一容量电价，意味着低于平均成本的项目将获得超额收益，高于平均成本的项目将面临亏损。

五、风险与隐忧

5.1 市场化转型的能力鸿沟

114号文的核心精神是推动抽水蓄能从"政策定价"走向"市场定价"。633号文出台后开工的新建电站需自主参与电能量和辅助服务市场，收益结构从"容量电价独大"转向"容量电价+市场收益"的多元化模式。

这对传统上依赖政策保障的地方国企构成了严峻挑战。以往抽水蓄能电站更多依赖政策保障，市场运营经验相对不足，短期内可能难以快速适应市场化交易节奏，出现"交易策略不合理、调节资源利用不充分"等问题。

广东梅州抽水蓄能电站的实践提供了一个参照——2024年10月，它成为全国首个以报量报价方式全电量参与电力现货市场的抽水蓄能电站。2025年8月梅蓄二期首台机组投产，同步进入电力市场交易，实现"投产即入市"。截至2026年，梅州抽蓄累计交易市场化电量近20亿千瓦时，响应市场需求启动4200余次，电力市场交易规模达150万千瓦，居全国抽蓄之首。这种"低价抽水、高价发电"的主动交易模式，对电站的市场研判、交易策略和运行优化能力提出了远高于传统模式的要求。

5.2 优质站址的"跑马圈地"隐忧

随着各省抽水蓄能项目加速布局，优质站址资源的竞争日趋激烈。截至2025年底，全国核准在建抽蓄装机已达2.29亿千瓦，2025年单年新核准27座、3580万千瓦。按照"十五五"新增投产1亿千瓦的目标，未来五年年均投产需达2000万千瓦——是2025年748万千瓦新增量的近3倍。

这种"跑马圈地"式扩张存在结构性风险：部分项目可能并非基于电网实际需求，而是地方政绩驱动下的"为建而建"。114号文已引入"电价承受能力评估制度"，明确"电力系统可靠容量充裕或用户经济承受能力较弱的地区，要从严控制新增调节性电源项目"。这一"紧箍咒"能否有效约束地方投资冲动，仍有待观察。

5.3 跨省项目的利益协调难题

川投能源跨省收购湖北远安抽蓄的案例，揭示了跨区域项目的深层复杂性。114号文明确了区域共用抽水蓄能电站的容量电费分摊原则——"按容量分配比例分摊"，但具体分摊比例、结算周期、跨省协调机制等细则仍需各省进一步明确。

涉及多省份、多主管部门的利益博弈，协调难度极大。若分摊机制长期不明确，可能导致项目建设主体难以准确测算投资回报，影响跨区域项目的投资决策。

六、趋势展望：从"规模扩张"到"能力竞争"

6.1 "地方国资化"仍将持续深化

多重因素决定了地方国资在抽水蓄能领域的参与度将继续提升：

政策空间："十五五"新增投产1亿千瓦的目标意味着未来五年年均投产约2000万千瓦，远超当前节奏

布局西移：抽蓄重心从东部负荷中心向中西部新能源富集区延伸，更多省级能源集团将获得属地化开发机会

省级自主权诉求：随着新能源占比持续提升，各省对自主调节能力的需求只会增强不会减弱

融资渠道拓宽：国网新源增资扩股的模式可复制，更多央企平台可能向地方资本开放

6.2 竞争维度将从"资金"转向"能力"

在633号文的"准固收"时代，地方国企入场的核心门槛是资金——只要能拿出资本金，容量电价机制就能保障合理回报。

114号文之后，竞争维度发生根本性转变。"一省一价"机制下，同一省份所有新建电站执行统一容量电价，成本低于省级均价的项目获得超额利润，成本高于均价的项目面临亏损。同时，市场交易收益占比将逐步提升，电站的交易策略和运行优化能力将成为盈利分化的关键变量。

这意味着，未来抽水蓄能行业的竞争将从"谁有钱投"转向"谁能管好"——项目选址能力、建设成本控制能力、市场化运营能力、技术创新能力，将成为决定投资回报的核心要素。在这一维度上，拥有数十年抽蓄运营经验的国网新源和南网储能仍具有显著优势，地方国企的"能力追赶"仍需时日。

6.3 产业格局的长期演化方向

长远来看，中国抽水蓄能产业可能形成三层格局：

第一层：央企平台型运营商——国网新源、南网储能等继续作为行业基础设施型平台，运营大型跨区域项目和存量项目，同时通过开放股权引入多元资本。国网新源"十五五"期间规划新开工、新投产装机均超3000万千瓦

第二层：省级控股型运营商——皖能、陕投、福能、川投、广西能源等省级能源集团作为本省抽水蓄能项目的主要投资运营主体，自主控股省内项目，同时参股央企平台

第三层：产业资本与跨界投资者——陕煤、中国石油等产业资本和金融机构以财务投资方式参与，提供多元化资金来源。中国石油通过中石油太湖持有国网新源14.79%股权，构建"抽水蓄能+压缩空气储能"双轮驱动的长时储能战略

这一格局的形成，标志着中国抽水蓄能产业从"寡头垄断"走向"分层竞争"的成熟阶段。

结语：静水深流中的能源版图重构

抽水蓄能的"地方国资化"，表面上看是投资主体的多元化，深层看是中国能源治理体系的一次结构性重构。

从央企独占到多元共治，从政策定价到市场定价，从规模扩张到能力竞争——这场变革的核心逻辑是：让最了解本地能源需求的地方主体，承担起本域能源安全的责任；让市场机制而非行政指令，决定调节性电源的布局效率。

安徽省能源集团用42亿元买入国网新源的"入场券"，川投能源用1.479亿元摘牌湖北远安的"控股权"，陕投集团用近百亿元在秦岭深处打下佛坪电站的"地基"，广西能源用83.3亿元开启贺州抽蓄的"新篇章"——这些数字背后，是省级能源集团从"旁观者"到"参与者"再到"主导者"的角色跃迁。

2026年1月的114号文，则为这场变革设定了新的游戏规则：不再保护落后，不再补贴低效，让市场来检验每一座电站的真实价值。而"十五五"1亿千瓦的新增投产目标，则为这场变革提供了前所未有的舞台。

万亿赛道全面爆发的喧嚣之下，一场关于资本、能力和制度重塑的静水深流，才刚刚开始。