城投布局能源新基建系列推文将在深度剖析十五五政策蓝图的基础上，系统梳理城投公司在大型清洁能源基地、分布式能源、绿色氢能、新型电力系统、抽水蓄能、新型储能、虚拟电厂、智能微电网、绿电直连、算电协同、零碳园区等核心赛道的战略机遇、切入模式与实战案例，旨在为城投公司明晰路径、提供范本。

本篇文章聚焦抽水蓄能这一赛道，阐述城投公司的切入策略与实战案例。

一、抽水蓄能政策梳理及发展趋势

（一）抽水蓄能概述

抽水蓄能电站是当前技术最成熟、经济性最优、具备大规模开发潜力的电力系统绿色灵活调节电源，其核心运行逻辑为“低谷抽水蓄能、高峰放水发电”，依托上下水库水位差实现电能跨时段存储与释放，具备调峰、调频、调压、系统备用、黑启动五大核心功能。在新型电力系统框架下，抽水蓄能是平抑风光新能源出力波动、解决昼夜用电峰谷差、支撑 “西电东送、北电南供”跨区域电力互济的关键基础设施，能够大幅提升电网消纳新能源能力、强化全域电力保供韧性。

（二）抽水蓄能相关政策演进

从政策演进脉络看，抽水蓄能的国家级制度框架已日趋严密。

《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》作为专项规划，明确全国分阶段装机目标，其中到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右，到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。《新型能源体系建设“十五五”规划》上调建设节奏，要求2030年抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右。

《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＂为核心的收益模式，即通过容量电费回收固定成本、电量电费体现发电运行收益；《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）对具体容量电价进行了核定与公布。

《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（发改能源规〔2025〕93号）首次从政策层面构建了覆盖从资源调查、规划、核准、建设到运行、监管的全流程建设管理规则，并将项目明确划分为“服务电力系统项目”与“服务特定电源项目”两类。

（三）抽水蓄能十五五发展趋势

规模扩张方面，根据《中国可再生能源发展报告》，2025年，我国抽水蓄能产业保持快速发展，全年新核准抽水蓄能电站27座，装机容量3580万千瓦；新增投产装机容量748万千瓦；截至2025年底，全国投产在运总规模达到6594万千瓦，完成“十四五”规划6200万千瓦目标，并连续10年领跑全球。根据规划要求，十五五期间新增投产装机容量1亿千瓦左右。

技术创新方面，智能建造、数字孪生勘察设计、智慧运维等产业全链条的数字化和智能化技术广泛应用，更好适应新型电力系统对灵活调节资源需求。

区域布局方面，“十四五”抽水蓄能电站主要集中在东部负荷中心，十五五将同步向中西部风光新能源富集区拓展，形成“东部负荷中心与西部新能源富集区协同发展”新格局，与新能源协同更加密切，有效平抑新能源出力波动，大幅提升新能源利用效率与消纳水平。

市场收益方面，在两部制电价基础上，全国统一电力现货与辅助服务市场深化落地，抽水蓄能电站调频、备用等辅助服务超额收益分成机制常态化，绿证、碳减排等绿色权益增值空间持续释放。

二、城投公司参与路径和盈利模式

抽水蓄能电站项目具备三大高门槛特征：投资巨大，百万千瓦级（100万千瓦±20万千瓦）主流项目的总投资约60～100亿元；建设周期长，通常在5—7年；选址条件苛刻，需具备天然地形落差、上/下水库库盆条件及充足水源，前期勘测、征地移民、环评审批协调难度极大。另外，作为重大电力基础设施，其投资主体核准、接入系统调度权限高度集中于电网央企或经国家认可的中央发电集团/省属能源巨头。

实践中，地方国企“单打独斗”开发此类项目较少，更多采用“央地合作”、“与上市公司合资” 及“省市国资联合投资”等协同模式，以整合资金、技术、资源和本地化优势。

（一）省属城投平台（能源集团）：控股主导开发

省属能源集团/投资平台作为省级抽水蓄能规划落地的核心主导力量，以控股主导或自主开发为主。对于纳入国家重点库的大型系统型抽蓄电站，省属国企可作为控股方牵头组建项目公司，统筹站址申报、规划入库、项目核准全流程，完整分享电站长期稳定发电收益。

（二）市县级城投公司：参股投资

对于大型抽蓄电站，市县级城投主要以财务投资人身份参股项目公司，获取长期分红收益；同时发挥城市属地协调优势，承接项目征地拆迁、移民安置、场内土建、配套交通道路、生态修复等属地配套工程，通过工程建设、后期运维服务获取短期确定性现金流。

（三）“抽水蓄能+”综合业态延伸

抽水蓄能的上水库往往形成高山人工湖景观，在确保电站安全运行、不扰动库岸稳定、不影响水工建筑物的前提下，城投可联合项目业主积极探索“抽水蓄能+”综合业态开发，延伸项目价值链条。比如依托水库库区、山地景观资源开发文旅景区、生态康养、户外休闲项目，配套民宿、研学、水上娱乐等经营性业态；同步开展库区水土治理、生态修复、水资源综合利用业务，有效盘活存量资产，形成对地方经济的二次带动。

当前，我国抽水蓄能电站实行以“两部制电价”为主体的盈利模式，其收入主要来源于容量电费和电量电费，并可分享部分市场收益(参与辅助服务市场或利用价差获利，形成的超额收益可与电网分享)。另外，抽水蓄能本体不核发国家统一绿证，目前暂无抽水蓄能 CCER 通用方法学，因此也无法直接申报和交易CCER。

三、案例分析

案例1：福建省南安抽水蓄能电站项目

该项目为福建省“十五五”重点实施项目及2025年度省级在建重点项目，项目位于泉州市南安市东田镇，总投资约80.19亿元，规划装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦的可逆式水泵水轮发电机组，总工期69个月，力争在2030年前建成投运。项目建成后，年均发电量约12.6亿千瓦时，每年可节约标煤48.2万吨、减少二氧化碳排放118万吨，承担福建电力系统的调峰、填谷、调频、调相、储能及紧急事故备用等任务，预计每年贡献税收约1亿元。

项目采用“省属国企主导，省市国资联合投资”的合资开发模式，三方共同组建项目公司——福建省东田抽水蓄能有限公司，其中福建福能股份有限公司（省属上市国企）出资60%，为控股股东，福建省水利投资开发集团有限公司（省属国企）出资20%，南安市能源工贸投资发展集团有限公司（南安市属国企）出资20%。项目动态总投资78.02亿元，单位造价约6501元/千瓦，其中项目资本金占总投资的20%，约15.6亿元，由三家股东按股比自筹，剩余80%通过银行贷款等融资渠道解决，既保障了项目资本金实力和专业运营经验，又以20%的较低资本金比例降低了财务杠杆压力。2025年4月，福建省发改委正式核准该项目；2025年7月30日，项目筹建期关键工程“三洞一路”（进厂交通洞、通风兼安全洞、自流排水洞及永久道路系统）由中国水利水电第八工程局以约3.12亿元中标，标志着项目进入实质性建设阶段。截至目前，项目输水发电系统工程也已公开招标，计划于2026年12月28日开工。

南安市能源工贸投资发展集团有限公司作为投资与建设主体，同步推进“抽水蓄能+文旅”融合项目谋划，因地制宜植入休闲观光、科普教育等新业态，统筹做好道路景观打造、基础设施完善、配套服务提升等工作，推动项目与周边区域深度融合、联动发展，积极推动南安市抽水蓄能综合文旅项目，项目总投资2亿元。项目拟依托电站建设所形成的“高山平湖”景观、高差景观以及配套基础设施，构建一个集文化展示功能、生态观光功能、休闲体验功能于一体的综合性项目。

“抽水蓄能+文旅”融合项目深度践行绿色低碳发展理念，打破传统能源项目单一发电运营模式，实现清洁能源产业与文旅产业双向赋能、协同提质。项目深度挖掘抽水蓄能工程特色、山水生态资源与本地乡土文化底蕴，串联东田镇本土自然生态、乡村文旅资源，有效盘活区域文旅资源、带动周边餐饮、住宿、农副产品销售等关联产业发展，吸纳本地群众就业增收，持续激活区域经济活力，实现生态效益、经济效益与社会效益有机统一，为福建省抽水蓄能项目多元化、产业化、融合化发展提供优质示范样板。

案例2：安徽绩溪家朋抽水蓄能电站项目

安徽绩溪家朋抽水蓄能电站项目是纳入国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》的“十四五”重点实施项目，也是安徽省属能源企业首个控股建设的大型抽水蓄能电站。项目站址位于安徽省宣城市绩溪县家朋乡与荆州乡境内，地处皖南山区，距绩溪县城直线距离约35公里，距宣城、南京、合肥等城市分别为80公里、200公里和235公里，接入系统条件良好。电站为一等大（Ⅰ）型工程，总装机容量140万千瓦，安装4台单机容量35万千瓦的可逆式水轮发电机组，额定水头583米，为日调节纯抽水蓄能电站，设计年发电量14亿千瓦时，年抽水用电量18.7亿千瓦时，综合效率约75%。

项目的运作主体为绩溪皖能抽水蓄能发电有限公司，成立于2024年3月20日，注册资本16.8亿元。出资比例为：安徽省皖能股份有限公司出资71%，为控股股东，长三角（宣城）抽蓄新能源发展有限公司出资19%，绩溪县龙川控股集团有限公司（绩溪县属国企）出资10%。项目总投资约83.98亿元，力争2030年全部机组并网发电，建成后将主要承担华东电网的调峰、填谷、储能、调频、调相及紧急事故备用等任务，在生态层面以零碳运行模式助力风光新能源高效消纳，在经济层面将有效降低电网整体运行成本、保障电力供应稳定。

2024年10月28日，安徽省发改委正式批复同意建设安徽绩溪家朋抽水蓄能电站（皖发改能源〔2024〕569号），标志着项目从前期论证进入实施阶段。2024年12月起，项目先后启动勘察设计、EPC总承包招标等前期工作，其中EPC总承包工程于2025年7月完成招标（中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司以54.39亿元中标），明确了“设计牵头、施工协同”的一体化建设模式。2025年9月，中国水电建设集团十五工程局中标前期洞室道路工程（Q1标），合同金额约2.54亿元，主要承担输水系统、地下厂房等关键部位的洞室开挖及道路建设。

项目作为安徽省属企业控股的首个大型抽水蓄能电站，为安徽省能源集团在抽水蓄能领域打开了市场先机，也为后续省内其他抽蓄项目的投资开发提供了重要经验和示范。绩溪地方国资以10%的股权比例参与其中，既有效利用了省级能源国企的资金实力和专业化运营能力，又通过较低比例的股权机制最大限度地减少了地方财政压力，同时确保了地方在项目推进中的话语权和属地协调效率，实现了省地共享、区域共赢的发展格局。