根据国家能源局以及中国电力企业联合会的数据统计，截至2023年底，国家电网累计投产抽水蓄能电站2700万千瓦，占全国总装机的 65%；南方电网累计投产抽水蓄能电站1500万千瓦，占全国总装机的36%。国网南网合计占比91%。

国网南网为什么会成为抽水蓄能行业的主力军和专业排头兵，小编通过公开信息将相关原因整理如下：（欢迎补充讨论）

一、政策设计明确排除发电集团主导权

1、开发权归属电网企业

国家发改委《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（2021年）规定，抽水蓄能电站由省级能源主管部门核准，并要求与电网企业签订长期购售电协议，实质将开发权绑定电网企业。

2、发电集团无直接收益机制

抽水蓄能电站的价值通过调峰服务、容量备用体现，无法直接转化为发电集团的售电收入。其平均上网电价（0.3-0.4元/千瓦时）低于火电标杆电价（0.35-0.45元/千瓦时），发电集团缺乏投资动力。国家能源局数据显示，2023年抽水蓄能电站发电量仅占全国总发电量的0.3%，但为其服务的电网企业可通过辅助服务市场获得年收益超200亿元。

二、电网企业独享核心利益链

1、调度控制权垄断

抽水蓄能电站的启停和功率调节完全由电网实时调度，需与电网负荷曲线深度耦合。即使发电集团控股电站，也需将控制权移交电网。

2、成本回收机制依赖电网侧

抽水蓄能电站通过容量电价+辅助服务补偿获利，这两项收入需纳入电网企业输配电价成本。例如，广东2023年工商业用户每度电含0.3分容量电费，发电集团若自建抽水蓄能需额外向电网购买调峰服务，反增成本。

三、技术经济性差异导致发电集团被动退出

1、投资回报周期过长

抽水蓄能电站建设周期8-10年，投资回收期约12-15年，而发电集团主业（煤电、风电）投资回收期通常为5-8年。五大发电集团2022年资产负债率均值达70%，难以承担长期低收益资产。

2、资源匹配门槛高

抽水蓄能需与电力负荷中心（如长三角、珠三角）和清洁能源基地（如西北风电）形成互补，而发电集团多布局在能源富集地区，缺乏东部沿海项目落地条件。电网在长三角、珠三角的抽水蓄能装机占比达60%，发电集团在这些区域的布局不足10%。

四、发电集团的替代方案失败

1、煤电灵活性改造局限性

煤电机组最小出力限制（通常≥50%额定容量）导致调峰能力远低于抽水蓄能（可短时启停至0%）。某煤电灵活性改造后调峰能力仅提升至18%，而同期建设的某抽水蓄能电站（120万千瓦）可提供全额调峰。

2、新型储能尚未突破经济性

电池储能电站度电成本约0.6-0.8元/千瓦时，且存在安全隐患，短期内无法替代抽水蓄能的大规模调峰需求。