项目概况与投产情况 - 广西南宁抽水蓄能电站于12月19日首批机组投产，该项目是国家“十四五”规划重大工程[1] - 首批投产的两台机组位于地下百米厂房，每小时可将50万立方米水能转化为60万度电，满足十万户居民一天用电需求[3] - 项目总投资约80亿元，共安装四台机组分两批投产，是“十四五”期间华南地区首个抽水蓄能电站工程[5] - 第二批两台机组已进入投产前最后准备阶段，确保月底前全面投产[6] 技术原理与行业地位 - 抽水蓄能电站工作原理是利用电力富余时将水抽至山顶储存，在电力不足时放水发电，如同大型“充电宝”，可促进风电、光伏等新能源稳定接入电网[8] - 截至当前，中国抽水蓄能装机容量已超过6400万千瓦，为新能源大规模高质量发展提供坚实支撑[8] 项目效益与影响 - 首批机组投产后，将为电网增加120万千瓦的调节能力，支撑广西大规模风电、光伏并网[5] - 电站全面投产后，每年最多可消纳清洁能源约25亿千瓦时，相应减少二氧化碳排放220万吨[6]

抽水蓄能电站与分布式微电网协同调峰，光伏道路与零碳建筑重塑城乡空间，循环经济产业园将污水、 垃圾转化为能源——在这份跨域联动的生态答卷中，江苏正以技术叠加与系统整合，悄然重塑能源、产 业与城乡的发展逻辑。 作为江苏目前最大的抽水蓄能电站，其总装机容量达150万千瓦，设计年发电量20.07亿千瓦时。电站不 仅是华东电网调峰、调频、事故备用的骨干电源点，更以每年输送绿色清洁能源超过18亿千瓦时、节约 标煤50万吨、减少二氧化碳排放100万吨的效能，为"双碳"目标提供支撑。 电站累计投入生态建设资金1.2亿余元，实施绿化工程235公顷，植被恢复率达99%，污水回收利用率达 100%，与天目湖景区融为一体，成为"生态明珠"。 12月17日至18日，江苏省生态环境厅组织"生态江苏绿色答卷"媒体采风活动，智通财经 （www.thepaper.cn）跟随采访团从常州到苏州，深入多个绿色低碳前沿现场。 从常州的能源系统柔性升级，到苏州的产业循环与零碳建筑集群，一条以 "系统整合、场景创新、跨界 融合" 为核心的绿色转型路径已清晰浮现。 让绿电"看得见、用得好、可调节" 在溧阳天目湖畔，江苏国信溧阳抽水蓄能电站的六台机组静卧山 ...

中国抽水蓄能电站行业综述 - 抽水蓄能电站是一种利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的储能方式，具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用和黑启动等多种功能 [2] - 与其他发电和储能方式相比，抽水蓄能具有技术成熟、容量大、寿命长、运行成本低等优势，是当前最成熟、应用最广泛的大规模储能技术 [3] - 建设抽水蓄能电站可带来显著的静态效益（如容量效益、能量转换效益）和动态效益（如调频、调压、提高系统可靠性），并产生节煤和环保等环境效益 [3] 行业发展宏观环境 - **政策环境**：行业已建立起包括主管部门、自律组织在内的监管体系，并形成了国家标准、行业标准、企业标准和团体标准并存的标准体系，国家及地方层面出台了一系列政策规划以支持行业发展 [3][4] - **经济环境**：中国宏观经济的持续增长（如GDP、工业增加值、固定资产投资）为电力需求和能源基础设施建设提供了坚实基础，有利于抽水蓄能行业发展 [4] - **社会环境**：中国城镇化水平提升、能源消费结构向清洁能源转型、全社会发电装机容量和用电量持续增长，特别是可再生能源装机占比提高，加大了对灵活调节电源如抽水蓄能的需求 [4] - **技术环境**：行业相关技术专利申请和授权数量活跃，技术领先企业集中，热门技术领域明确，技术创新为行业发展提供动力 [4] 全球抽水蓄能发展模式与借鉴 - **全球发展现状**：全球抽水蓄能装机量持续增长，其区域分布、建设现状（运营、在建、计划、公布）与经济发展水平、电源结构变化、电力体制及电网管理需求密切相关 [4][5] - **日本模式**：拥有独特的建设投资管理体制、电价机制和补偿机制，抽水蓄能电站建设规模大且分布广泛 [5] - **美国模式**：其发展基于电力现货市场交易机制、多样化的运营商调度模式和定价模式 [5] - **欧洲模式**：发展背景依托于欧洲电网构建模式和电力市场交易模式 [5] - **经验借鉴**：全球主要市场的制度背景、运营模式和发展现状为中国抽水蓄能电站的市场化运营和机制设计提供了参考 [5] 中国抽水蓄能建设与运营现状 - **发展概况**：行业在取得主要成就的同时，也存在一些问题，其区域规划布局和站址选择受多种因素影响 [6] - **建设现状**： - 截至2025年，中国抽水蓄能电站装机容量持续增长，但占水电及总发电装机容量的比重仍有一定提升空间 [6] - 装机规模区域分布不均，已建和在建项目主要集中在特定区域 [6] - 新增装机容量、已建在建规模以及规划项目数量显示行业处于快速发展期 [6] - **投资建设**： - 电站总体投资规模及分项投资（建筑工程、安装工程、设备工器具购置、其他费用）均呈增长态势 [6] - 抽水蓄能电站发电量规模及其在总发电量中的占比逐年提升 [6] - 行业建设盈利规模和市场规模测算值持续扩大 [6] - **运营模式**：主要存在电网统一运营（如十三陵电站）、租赁运营（如广州抽水蓄能电站）和独立运营（如华东天荒坪电站）三种模式，各有其优劣势 [6][7] 市场需求分析 - **电力需求基础**：中国全社会用电量、分产业用电量及居民用电量持续增长，驱动电网建设投资保持高位，为抽水蓄能发展创造了市场空间 [7] - **联合经济效益**：抽水蓄能电站与风电、火电等联合建设可产生显著的经济效益，提升整体电力系统的经济性和稳定性 [7] 产业链与上游市场 - **产业链结构**：产业链涵盖上游设备供应、中游工程承包建设及下游电站运营等多个环节 [7] - **上游成本与设备**： - 电站投资成本构成中，建筑工程、设备购置等占比较高 [7] - 核心设备包括变压器、发电电动机、水泵水轮机以及输水系统、压缩空气系统、监控系统等，其市场供应、技术特点及主要供应商情况直接影响电站建设 [7][8] - **中游建设与运营市场**：工程承包建设市场存在竞争，参与者运营模式多样；日常运营市场同样存在竞争，其市场规模随行业发展而增长 [8] 区域电网发展分析 - 报告详细分析了华东、华北、南方、东北、华中、西北及西南电网的装机容量、电源结构、调峰填谷需求、抽水蓄能电站建设现状（总体情况、已建、在建）及需求前景 [8][9][10] - 各区域电网因资源禀赋、负荷特性和电源结构不同，对抽水蓄能电站的需求和建设进度存在差异 [8][9][10] 效益补偿与价格机制 - **价格机制现状**：当前电力市场价格模式及抽水蓄能电站的价格形成机制存在上网电价被低估、峰谷电价制度不完善、辅助服务功能未获合理补偿等问题 [10] - **辅助服务定价**：电力市场辅助服务有明确的定义、种类、定价机制原则、成本分析及费用回收机制，抽水蓄能电站提供的备用、调频、无功支持、黑启动等服务需有相应的计价方法 [11] - **效益分摊与补偿**：抽水蓄能电站的效益受益主体包括电网、火电企业等，需要建立新的效益补偿机制思路，通过电网企业、火电企业及政府等多方进行补偿 [11] 典型电站与专业企业 - **典型电站分析**：报告详细介绍了浙江天荒坪、河北丰宁、安徽响水涧、湖南黑麋峰、山东泰山、福建仙游、广东惠州、广东广州等抽水蓄能电站的地理位置、投资规模、股东结构、建设历程、水库概况及运行效益 [11][12][13] - **专业运作企业**：国网新源控股有限公司和南方电网调峰调频发电有限公司是行业内主要的专业化建设运营企业，其经营业务和运营电站情况在行业中占据重要地位 [13] 建设前景与投资预测 - **前景预测**：报告对中国抽水蓄能电站建设趋势进行了预判，并对未来装机容量和市场规模进行了预测 [14] - **投资分析**：分析了抽水蓄能电站的投资体制，包括投资方式、电力投融资体制改革成就及存在问题，并就建设投资提出了建议 [14]

核心观点 - 中国水电行业在规模与技术方面已领跑全球，正通过智能化、数字化转型注入新活力，并将在能源结构转型中扮演“稳定器”与“调节器”的多重角色，未来发展需依靠产学研协同破解高寒高海拔建设、核心技术攻坚等难题，实现从规模扩张向高质量发展的转型 [1][5][7] 规模与技术领跑全球 - 截至今年10月，中国水电装机容量达4.4亿千瓦，连续多年保持世界第一，是第二巴西的三倍 [3] - 单机容量从三峡工程70万千瓦发展到白鹤滩100万千瓦，不断刷新世界纪录，形成了具有完全自主知识产权的技术体系和标准体系 [3] - 在高坝建设领域成就卓越：世界已建最高的十座混凝土拱坝、十座混凝土重力坝、十座心墙堆石坝、十座面板堆石坝中，中国分别占据5座、5座、3座、4座，并在300米级高混凝土拱坝、200米级混凝土重力坝等高坝工程技术上世界领先 [3] - 智能化转型为行业注入活力，未来需加强全域全三维多场耦合计算预测技术在工程设计、建设中的应用 [3] - 正联合清华大学研发数字化模拟培训平台，预计3年内完成并投入使用，以虚拟化方式培训职工 [4] - 三维激光跟踪测量等新技术已在白鹤滩等工程应用，使巨型转子圆度达到0.6毫米以内，实现转子零配重投运，大幅提升运行稳定性 [4] - 未来将推动三维激光测量技术向头戴式单人操作升级，并构建厂房三维可视化巡查系统 [4] 水电价值重塑与机遇凸显 - 在新型电力系统中，水电的战略定位从传统电能供应者向“稳定器”、“调节器”多重角色转变 [6] - 水电具有较大转动惯量，能为电力系统提供频率稳定支撑，是保障系统安全运行的核心资源 [6] - 抽水蓄能转换效率较高，成本仅为电化学储能的40%，且能提供日、周甚至季节性调节能力 [6] - 抽水蓄能将成为行业新增长极，我国中长期发展规划纳入的站点资源总量达8.23亿千瓦，发展前景广阔 [6] - 三峡建工集团本月底即将投产浙江天台抽水蓄能首台机组，标志我国高水头大容量抽水蓄能技术迈上新台阶 [6] - 力争到2030年，全国抽蓄装机达到1.2亿千瓦 [6] - 多能互补模式开辟新路径，通过水电与新能源深度融合及跨流域、跨区域、跨季节联合调度，可提升可再生能源整体利用效率 [6] 产学研协同破解发展难题 - “十五五”时期，水电建设将面对高寒高海拔建设、核心技术攻坚、数字化转型等挑战，需深化产学研协同创新 [7][8] - 需强化流域梯级调度与跨流域互补，探索在不同流域间建设调蓄水库群、引水通道等，实现跨流域水电资源的互补调节 [8] - 需突破核心装备与关键技术瓶颈，聚焦20万千瓦以上变速抽蓄机组、冲击式水轮机组等核心装备国产化，攻克几何建模引擎、约束性算法等“卡脖子”问题，打造国产BIM设计平台和数据模拟软件 [8] - 需加快高水头、大容量、变速抽蓄技术研发，推动常规水电蓄能改造，提升装备供应链韧性 [8] - 需深化数字化与智慧水电建设，构建覆盖全生命周期的数字化体系，重点推进智慧工地、智慧电站建设，研发水电行业大模型，实现施工全工序智能化 [8] - 需创新水风光一体化开发模式，提升资源勘测与出力预测能力，探索水电与新能源联合制氢、抽蓄与制氢耦合等技术，实现多时空尺度互补调节 [9] - 行业实现高质量发展的核心在于夯实人才基础 [9]

公司战略与搬迁 - 中国水电十二局第二工程公司于今年6月从浙江金华迁址至湖北省武汉市江岸区[1][2] - 公司搬迁是母公司中国水电十二局今年将分公司陆续从浙江迁往全国各地的战略部署一部分 旨在深入开拓全国新市场[2] - 公司选择武汉是因为武汉涉江治水产业集聚 场景丰富 市场支撑和项目合作发展优势明显 且当地营商环境良好[3] 业务发展与项目机会 - 公司新址位于江岸区黄埔国际中心 距三峡集团总部不到3公里 与三峡集团等龙头企业正谋划多个大型水电项目[2] - 公司目前在全国有十余座绿色“充电宝”（即抽水蓄能电站）在建[3] - 公司落户武汉后 将在传统水电及抽水蓄能电站建设上持续发力 并积极推动属地武汉周边电力与能源、水资源与水环境治理、基础设施建设等业务领域多元化发展[3] 行业与产业背景 - 抽水蓄能电站是一种绿色“充电宝” 在用电低谷时利用多余电能将水抽至上水库储存 在用电高峰时放水发电 实现电能错峰存储与释放 平衡电网负荷[3] - 抽水蓄能电站是我国重点发展的清洁能源之一[3] - 武汉涉江治水产业集聚 拥有三峡集团、长江水利委员会、长江航务管理局等重点机构和龙头企业[2] 地方政府支持 - 今年初 江岸区政府主要领导带队赴杭州拜访中国水电十二局总部 深入对接产业合作方向[3] - 在企业落地过程中 当地招商服务团队一周内帮助30多户随迁家庭解决租房问题[3] - 该企业的入驻将进一步提升江岸区涉江治水产业集聚度 助力世界级水电总部经济集聚区建设[4]

公司项目澄清 - 公司明确福建省永安抽水蓄能电站项目并非其投资建设项目 [1] 公司经营理念与项目进展 - 公司秉持“百年大事、质量至上”的经营理念 [1] - 公司在建项目严格遵循国家及行业标准以及公司内控管理制度有序推进 [1]

全球海上风电发展 - 全球海上风电装机容量约为8300万千瓦，其中中国占比超过50% [5] - 中国海上风电新增并网容量超过350万千瓦，连续五年居全球首位 [5] 抽水蓄能电站建设 - 广西南宁抽水蓄能电站首轮蓄水完成，4台30万千瓦机组将于本月全部投产 [9] - 该电站每年抽水发电量可达22.6亿千瓦时，预计减少二氧化碳排放220万吨 [9] 重大交通基础设施进展 - 湖北汉南长江大桥南锚碇沉井顺利下沉至设计标高，该核心结构重达16万吨，分8节浇筑成型 [13] - 该大桥是武汉都市圈环线高速的控制性工程，建成后将完善区域高速公路网络，优化长江过江通道体系 [13]

核心观点 - 国网重庆市电力公司在“十四五”期间，通过大规模电网投资与建设，显著提升了重庆电网的电力保供能力、跨区域电力调配能力及绿色能源消纳能力，为经济社会高质量发展提供了坚强电力保障 [1][2][3][4][6][9] 电网建设与保供能力提升 - 2025年11月，渝黔背靠背联网工程获核准，将在重庆新建柔性直流背靠背换流站，新增换流容量300万千瓦，以加强国家电网与南方电网互联 [1] - “十四五”期间，重庆电网构建“一交一直”特高压网架，正式迈入特高压交直流混联新阶段 [2] - 川渝1000千伏特高压工程于2024年12月投运，将川渝两地电力最大输送能力提升400万千瓦 [2] - 哈密—重庆±800千伏特高压直流工程于2024年6月投产，单日最大输电量近1亿千瓦时，最大输送功率超过重庆电网最大负荷的10% [2] - “十四五”期间，重庆市对外联络通道输电容量从1000万千瓦跃升至2000万千瓦以上，外电入渝在夏季高峰首破1000万千瓦，占全市用电负荷的1/3 [2] - “双环两射”坚强主网架基本成形，“十四五”期间累计投产69项主网度夏保供工程 [3] - 截至“十四五”末，10千伏线路总长超12.65万公里，较“十三五”末增加30.45% [3] - “十四五”期间，公司完成电网建设投资582亿元，较“十三五”末增长39.9% [3] - “十四五”期间，市内电力装机增加1500万千瓦以上，总规模超过4200万千瓦，分别是“十三五”末的4倍和1.6倍 [3] 能源绿色转型与清洁能源发展 - “十四五”期间，重庆以年均2.4%的能源消费增速支撑了年均5.6%的经济增长，单位地区生产总值能耗降至0.31吨标准煤/万元 [4] - 2024年5月，西南地区首座百万千瓦级抽水蓄能电站——重庆蟠龙抽水蓄能电站全面投产，设计年发电量20.04亿千瓦时，今夏发电量超2亿千瓦时 [4] - “十四五”期间，重庆累计建成投产电网侧新型储能项目13个，合计装机规模达140万千瓦 [5] - 公司服务“百万千瓦屋顶分布式光伏”建设行动，全市新增屋顶光伏达239.64万千瓦 [6] - 目前，重庆光伏发电装机容量累计超过500万千瓦，约占全市电源总装机的14% [6] - “十四五”期间，重庆风光新能源发电装机容量年均增速超35.75%，发电量年均增速达36.94% [6] - 目前，重庆新能源装机容量达815万千瓦 [6] 绿色消费与配套设施建设 - 目前全市新能源汽车保有量已超过80万辆 [7] - 公司简化充电设施接电流程，居民最快可在5个工作日内完成接电 [7] - “十四五”时期已累计投入16亿元，用于充电设施接入电网的建设改造 [7] - 截至2024年9月30日，全市累计接入公共充电站6170座、居民私人充电桩38.2万户，总充电量达17.05亿千瓦时 [8] - “十四五”时期，公司实现市内长江沿线主要游轮码头岸电全覆盖，累计替代电量超60亿千瓦时 [8] 未来发展规划 - 公司正着力谋划“十五五”时期重庆电网发展规划 [8] - 未来将以“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”为方向，引入优质清洁能源，发展虚拟电厂等新业态 [9] - 规划加快建设以川渝特高压交流环网为支撑、跨区直流和省间灵活互济为保障、500千伏“双环两射”为骨干的“西电东送”能源资源配置枢纽 [9] - 将加快碳管理和碳业务体系建设，服务新型用能、分布式能源、零碳园区等发展 [9]

抽水蓄能业务发展 - 公司在建抽水蓄能项目共10座 总装机容量达1200万千瓦[2] - 梅州二期项目已经投产 南宁项目预计2025年底前投产 其余多个项目将于十五五期间陆续投产 云南西畴项目预计十六五初期投产[2] - 公司拥有超过1000万千瓦的抽蓄储备项目 将根据国家规划及电力系统需求适时推进[2] - 南宁抽水蓄能电站总库容1340万立方米 装机规模120万千瓦 预计年底前投产 每年可消纳清洁能源25亿千瓦时[4] 新型储能业务布局 - 公司积极研究制定十五五发展规划 除锂离子电池外 还密切关注钠离子、液流、压缩空气、重力储能等技术路线[3] - 云南丘北宝池储能站同时采用锂电池与钠电池 为新技术示范应用提供实践场景[3] 公司政策与战略 - 未来新建抽蓄电站收益结构可能发生变化 收益将更多取决于市场竞争能力 具体政策尚待明确[2] - 公司原则上年度现金分红比例不低于归母净利润的30% 兼顾股东回报与企业发展需求[3] - 公司将通过多种方式保障未来较大的资金开支[3] - 公司将全力推进项目建设力争早投产早受益 并加快布局战略新兴业务与国际市场 打造企业第二增长曲线[4] 行业背景与活动信息 - 抽水蓄能与新型储能作为重要调节资源 在双碳目标推动下市场需求持续增长[3][4] - 我是股东活动吸引了国海证券及个人投资者共计24人参与 通过现场参观和座谈交流深入了解公司[1]

项目投产与规模 - 梅州抽水蓄能电站二期工程于11月28日全面投产，是“十四五”期间粤港澳大湾区首个投产的抽水蓄能工程 [1][2] - 项目总投资约120亿元，为粤港澳大湾区投资规模最大的抽水蓄能电站 [2] - 电站总库容达9200万立方米，相当于6.5个西湖的容量 [2] - 二期工程安装4台30万千瓦机组，新增调节能力240万千瓦 [2] 清洁能源消纳与效益 - 工程投产后每年最多可消纳清洁能源72亿千瓦时，清洁能源消纳能力居国内同规模抽蓄电站之首 [4] - 年消纳电量相当于328万居民用户一年的用电需求 [4] 技术国产化与装备升级 - 电站是我国机组国产化程度最高的抽水蓄能电站，首次实现主机设备和控制系统全面国产化 [6] - 规模化应用国产化设备，包括115类关键技术元器件和500多块国产控制芯片 [8] - 成套开关、空压机等重要国产设备首次在国内工程中应用 [8]