在“雙碳”目標與能源革命的雙重驅動下,抽水蓄能發電行業正迎來歷史性發展機遇。作為當前技術最成熟、經濟性最優的儲能方式,抽水蓄能電站不僅是電力系統的“穩定器”和“調節器”,更是構建新型電力系統的關鍵基礎設施。
一、抽水蓄能發電行業市場現狀分析
1. 政策體系完善催生建設熱潮
近年來,國家發改委、能源局密集出臺政策,將抽水蓄能納入“十四五”能源規劃重點。2024年《抽水蓄能中長期發展規劃(2025-2035年)》明確提出,到2030年裝機規模突破1.8億千瓦,2035年達到3億千瓦。地方層面,廣東、浙江等地推出“抽水蓄能+新能源”捆綁開發模式,要求風電、光伏項目按15%比例配套建設抽水蓄能電站。政策倒逼下,2025年核準項目達48個,總投資超6000億元,創歷史新高。
2. 技術突破重塑成本競爭力
裝備國產化是成本下降的核心驅動力。哈爾濱電機廠自主研發的400MW級可逆式機組效率達80.7%,較進口設備成本降低30%;東方電氣推出的變速抽水蓄能機組,響應時間縮短至2秒,滿足新能源高比例接入需求。與此同時,數字化技術深度應用,國網新源建設的“數字孿生電站”實現遠程運維,年節約人工成本超2000萬元。技術突破推動抽水蓄能電站單位千瓦造價降至5500元以下,較“十二五”末下降35%。
根據中研普華產業研究院發布的《2024-2029年中國抽水蓄能發電行業市場深度調研與發展分析報告》顯示:
3. 市場需求分層驅動業態創新
需求端呈現三大特征:一是電網側需求剛性,華東、華南區域負荷中心項目占比超60%;二是用戶側需求崛起,江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲能電站通過“峰谷套利”年收益率達8.5%;三是新能源配套需求爆發,西北地區“風光水儲一體化”基地配套抽水蓄能裝機占比提升至45%。這種需求升級推動行業從“單一建設”向“綜合服務”轉型。
1. 總體規模與細分領域表現
2025年中國抽水蓄能裝機規模達8000萬千瓦,較2020年翻番,占全球市場份額的35%。從細分領域看,電網側儲能占比65%,新能源配套占比30%,用戶側儲能占比5%。全球視角下,2025年全球市場規模將突破1.2萬億元,中國貢獻超40%增量,成為主要增長引擎。

數據來源:中研普華
2. 區域市場與投資主體
區域分布呈現明顯的不均衡性:華東、華南地區因經濟發達、用電負荷高,裝機占比超50%;華中、華北地區因新能源基地建設,裝機增速領先,年均增長25%。投資主體呈現多元化趨勢,國網新源、南網儲能等央企占比仍超70%,但民營企業通過PPP模式參與度提升,如三峽集團與比亞迪合資建設的湖南平江抽水蓄能電站,民營資本持股比例達30%。
3. 商業模式與盈利能力
容量電價機制是行業盈利的核心保障。2025年實施的“兩部制電價”將容量電費占比提升至60%,項目資本金內部收益率(IRR)穩定在6.5%-7.5%。與此同時,輔助服務市場拓展盈利渠道,廣東抽水蓄能電站通過調頻服務年增收超5000萬元。此外,碳交易市場提供額外收益,單臺機組年碳減排量達12萬噸,按50元/噸碳價計算,年增收600萬元。
1. 技術革命:從設備國產化到智慧化升級
裝備迭代:600MW級超大容量機組、海水抽水蓄能等前沿技術進入示范階段,預計2030年實現商業化;材料創新:高強度混凝土、耐腐蝕涂層等新材料應用,延長電站壽命至80年;數字孿生:全生命周期管理系統覆蓋90%在建項目,運維成本降低40%。
2. 模式創新:從單一儲能到綜合能源服務商
“抽水蓄能+”模式興起,與光伏、風電、氫能等耦合形成微電網,浙江長龍山電站通過“水光蓄一體化”年增發電量1.2億千瓦時;虛擬電廠整合,江蘇句容電站參與華東電網調峰,單次調用補償費用達200萬元;碳資產管理,單電站年碳資產收益突破千萬元。
3. 全球布局:從技術輸入到標準輸出
國產裝備出口加速,哈爾濱電機廠簽約土耳其400MW機組訂單,單價較西門子低20%;技術標準國際化,IEC抽水蓄能機組標準工作組落戶中國,主導制定5項國際標準;海外投資升溫,南方電網參股菲律賓1200MW項目,獲取長期收益權。
4. 挑戰與應對
生態約束:需建立“生態影響評估-修復補償”全鏈條機制,單項目環保投入占比提升至3%;市場機制:完善輔助服務市場規則,推動抽水蓄能參與電力現貨交易;融資創新:探索REITs、綠色債券等新型融資工具,降低資產負債率。
結語
抽水蓄能發電行業正處于政策紅利、技術革命與需求升級的三期疊加窗口。未來十年,行業將呈現三大趨勢:技術驅動的智慧化電站成為主流,生態整合加速產業升級,全球拓展從“規模擴張”轉向“價值輸出”。企業需在技術創新與市場機制間找到平衡,構建綜合能源服務生態,深化國際化布局,方能在能源轉型浪潮中占據制高點。作為新型電力系統的核心支柱,抽水蓄能的每一次迭代,都將是綠色低碳發展的生動注腳。
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