365亿，国家电网大手笔增资这一大赛道

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抽水蓄能行业，传出重磅消息。

近日，国家电网新源控股有限公司（下称“国网新源”）增资扩股项目在北京产权交易所签约。本次募资金额达到365亿元，创下国资产权交易现金募资规模之最，同时也是国内2025迄今最大一笔私募股权投资。

本次投资阵容也颇为“豪华”，中国石油、中国人保、皖能集团、农银投资、交银投资、中银资产、中信金融资产、海港人寿、皖能资本、川投资本等大型央国企和金融机构均参与增资。

值得注意的是，国网新源增资扩股项目正式签约的消息披露后，国家电网新事业部国网抽蓄事业部也在近日正式成立运行。

据“电网头条”消息，国家电网在7月24日召开的2025年下半年重点工作推进会后，国家电网各单位认真落实会议部署推进下半年工作，其中便包括“国网抽蓄事业部（新源集团、新源控股）”。

“我国抽水蓄能经历了消化吸收到国产化替代的转变。”国网抽蓄事业部（新源集团、新源控股）主任（董事长）郭炬近日在接受《中国电力报》专访时曾表示。事实上，我国抽水蓄能领域规模化投产和运营实践时间较短，早期相关技术研究未起步时，设备全部依靠进口，但价格高昂，且关键部件的供货周期有时需要3至6个月。

2003年，国家电网和各有关单位共同研究，确定了采用技贸结合方式，以工程与科研协同推进，通过技术引进、掌握优化和自主创新三个阶段，逐步实现我国大型抽水蓄能机组自主化的策略。

2005年，国网新源应运而生，以抽水蓄能储能电源业务为核心，承担起集约化、专业化开发建设运营绿色调节电源的使命。

直到2012年11月，国网新源安徽响水涧抽水蓄能电站投入商业运行，成为我国第一座全面实现设备国产化的大型抽水蓄能电站，标志着我国抽水蓄能电站步入主辅设备设计制造国产化阶段。

随后在2015年7月，国家电网公司与中国长江三峡集团公司签署资本合作协议。根据协议，三峡集团以现金方式对国网新源控股有限公司进行增资，增资完成后，国家电网持股70%，三峡集团公司持股30%。双方将目前拥有及今后获取的抽水蓄能电站储备项目，统一纳入国网新源进行开发和运营。

时隔五年，国网新源又在2020年9月完成了一笔融资——引入资金85.71亿元，是国家电网当时引入资本规模最大的混改项目，也是公司首次实现主导产业混合所有制改革。

其中，新源（北京）债转股专项股权投资中心投资60亿元，该基金由中行、农行、交行所属金融资产投资公司以及国网海外投资公司共同出资；三峡集团则同步增资25.71亿元，继续保持30%的原持股比例。

多年来，国家电网作为国内电力行业的领军企业，一直高度重视抽水蓄能的发展，积极参与抽水蓄能电站的投资、建设和运营，在技术研发、工程建设、运营管理等方面积累了丰富的经验。目前，国家电网在运在建抽蓄电站75座、容量9404万千瓦，已成为全球抽蓄运营规模最大的企业。

今年以来，国家电网已经全面投产辽宁清原、浙江宁海2座抽水蓄能电站，累计投产9台机组，新增装机容量257.5万千瓦，完成年度投产建设任务的70%。

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发展抽水蓄能为什么如此重要？

新能源靠天吃饭、波动性大的特点在行业内早已被广泛认知。风光等新能源发电造成发电曲线与用电曲线无法匹配，这是新能源相比于火电、水电等传统电源最大的劣势之一。在新能源比例较低时，可以利用火电可控的特性，在新能源多发时降低出力，少发时提高出力来解决这一问题。但随着风光比例继续提高，火电调节能力被挖掘完后，就需要储能技术来解决这一问题。

因此双碳战略提出后，储能也随着光伏、风电行情表现突出，产业内配储战略也使得储能的需求相对明确。

而抽水蓄能是公认的解决这一问题的重要手段。

抽水蓄能作为目前技术最为成熟、应用最为广泛的大规模储能方式，其基本原理是在用电富裕时利用电能将水抽至高处，在用电紧张时放水发电，从而起到储能的作用，因而成为保障电力系统安全稳定运行、促进新能源消纳的关键一环。

不过，由于抽水蓄能建设受地理因素限制较多，降本空间有限，而且本身并不直接生产电能，甚至还会产生一定程度的损耗，在电力市场并未充分建立的年代，其成本分摊机制一直是制约其发展的主要因素。

因此我国抽水蓄能建设长期处于较低水平，据统计，2014—2020年的7年时间里，全国 累计新增996万千瓦装机，年均仅142万千瓦。

对此，2021年，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》，明确了对抽水蓄能电站实行“容量电价+电量电价” 的两部制电价机制。

所谓“两部制电价”，简单来说，就是抽水蓄能固定成本部分根据给定收益率核算为容量电价，并进入输配电价回收，而抽水发电形成的收益部分的20%由抽水蓄能企业留存，80%在下一监管周期扣减（相当于返还至用户）。这样便在保证了抽水蓄能合理收益率的基础上，留有一定程度的灵活性

在两部制电价加持下，抽水蓄能建设加速。

在上述政策出台后不久，2021年9月，国家能源局就发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035 年）》，提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，到2030年投产1.2亿千瓦左右。中长期规划布局重点实施项目340个（4.21亿千瓦）、储备项目247（3.05 亿千瓦）。

据不完全统计，2022、2023、2024年我国核准抽水蓄能装机分别达到70、65、35GW，总计170GW。按照7-8年的建设周期，即使不考虑目前在建的项目，到2030年抽蓄投产装机也将大幅超过1.2亿千瓦的规划。

但，这又在随后引发了新的问题。

通常意义上的容量电价，实际上是用户为了保证电力供给充足而支付给冗余电源的一笔保险。在成熟市场，通常由政府或电网来预测未来需要配置的冗余机组容量，然后由发电公司竞标获取相应的容量电价。

但我国抽水蓄能的容量电价，事实上相当于一种辅助服务。且我国抽水蓄能的容量电价由地方核准、并按各个项目实际发生成本核定，从而导致“旱涝保收”发生， 因此这种模式一定程度上导致我国抽水蓄能建设加速、核准和开工量远超国家规划。如果抽水蓄能大幅超预期建设，可能导致电站利用率下降、投资浪费、用户承担的成本增加。

于是，针对上述问题，今年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》，要求各省结合本身电力系统发展实际、在国家下达的总量规模基础上、确定建设项目。

“新出台的《抽水蓄能项目开发建设管理暂行办法》，规范了开发秩序，消除了额外负担，投资价值逐步回归，效率效益成为行业共识。”国网抽蓄事业部（新源集团、新源控股）主任（董事长）郭炬在前述采访时表示，后续抽蓄的建设可能会更加趋于理性，“准确把握项目投资成本特点，是科学评判行业开发成本高低的基础。”

对于下阶段国网在抽水蓄能方面的具体举措，郭炬则透露，推进新一代抽水蓄能发展是一项系统工程，需要前瞻性思考、凝聚各方资源，全环节发力。

一是深化发展研究，围绕勘测设计、装备制造、调控运行等重难点领域，通过产学研用协同创新，产业链共享合作，尽快实现工程示范。二是坚持需求导向，结合系统需求和资源禀赋，个性化设计电站技术功能，提升特定场景的适用性和友好性，高效匹配差异化需求。三是推动政策完善，引导资源有效集聚，争取财政、价税和金融等政策支持，推动市场机制完善，激发投资积极性，营造良好发展环境。

本文来自微信公众号“预见能源”，作者：杨锐，36氪经授权发布。