江西密集上马抽蓄项目，多元主体投资待检验回报。

赣县、寻乌、永新、铅山、遂川。

五个 120 万千瓦级的抽水蓄能电站，在不到一年半的时间里相继获批或开工。单个项目投资均超过 77 亿元，总投资逼近 400 亿元。

这五个项目分别对应五家投资主体：江西赣能股份联合中国电建华东院拿下赣县项目；三峡集团独资建设寻乌项目；华能国际联手三家基建央企操盘永新项目；中广核风电接手铅山项目；江西省投资集团负责遂川项目。

预见能源注意到，牵动这笔资金的主体，不再是过去包圆抽蓄赛道的国家电网。一批发电央企、地方国企、基建巨头正在成为这一轮投资的主力。

这不是一份政策文件的愿景陈述，而是正在江西山区落地的投资清单。江西为什么要密集上马这批项目？谁在掏钱？又面临什么样的回报考验？

江西不缺电

缺的是调节能力

江西的电力结构有一个尴尬的现实。

新能源装机占比已超过火电，但灵活性调节资源几乎没有跟上。

根据预见能源掌握的数据来看，截至 2025 年 6 月底，江西省新能源装机规模达 3583 万千瓦，近五年装机年均增长 25%，在全口径装机中占比已超过 50%。

也就是说，风电和光伏成为省内第一大电源。但同时，抽水蓄能和新型储能的装机容量仅占总装机的 1.62% 和 1.59%。

当风光大发时，电网没有足够的 " 缓冲池 " 来吸纳多余电力；当风光出力骤降时，也缺乏快速响应的调节手段。

国网江西省电力公司董事长姚格平在一次公开场合直言，" 电源灵活性调节能力跟不上能源绿色转型步伐，影响了新能源消纳利用 "。

分时电价政策的调整也暴露了同样的问题。2025 年 6 月，江西省发改委修订分时电价机制，在 3 至 11 月新增午间低谷和深谷时段，引导工商业用户主动在光伏大发的中午时段多用电。政策解读中明确提到，" 新能源特别是光伏发电的快速增长，极易形成 ' 午间富电、晚峰缺电 ' 现象 "。

用价格信号引导需求侧响应，只能解决一部分问题。真正的症结还在电源侧。

抽水蓄能是目前技术最成熟、度电成本最低的大规模储能方式。

一座 120 万千瓦的抽蓄电站，可以在用电低谷时用低价电把水抽到上水库，用电高峰时放水发电。赣县项目投产后，预计每年可吸纳 17.28 亿千瓦时低谷电量，提供 12.96 亿千瓦时高峰电能。

对江西电网来说，这五个项目相当于五个大型 " 电力缓冲池 "，能在风光出力波动时提供分钟级的调节响应。

投资主体换了一拨人

过去很长一段时间，抽水蓄能电站的投资运营高度集中于电网公司手中。

江西这五个项目的股东名单里，电网企业没有出现在任何一家。

寻乌项目由中国长江三峡集团独资建设。三峡集团手握金沙江巨型水电站群，是国内抽蓄领域最资深的玩家。

它的进入意味着江西项目已进入头部央企的战略视野，看中的是长期资产配置和战略卡位。

永新项目的股东结构最复杂：华能国际持股 53%，中铁十局持股 22%，中国安能持股 15%，中建三局持股 10%。

这是华能集团的第一个抽水蓄能项目。" 发电集团 + 基建央企 " 的绑定，说明土建工程体量之大已到需要股权层面锁定的程度——三家基建央企合计持股 47%，承担电站主体工程建设，工程款与投资收益形成闭环。

遂川和铅山两个项目有一个共同点：原投资主体均为国家电投江西公司，后因故退出，2025 年 11 月重新公开优选投资主体。省发改委的公告中明确写道，" 原投资主体已分别正式来文明确放弃投资建设铅山、遂川抽水蓄能项目 "。

投资主体在中途换手，在一个百亿级基础设施项目上并不多见。遂川项目最终由江西省投资集团接盘，铅山项目则花落中广核风电。

赣县项目则由江西赣能与中国电建华东院 50:50 合资，让设计方深度绑定项目全生命周期收益，而非只拿一笔设计费走人。

江西赣能是省属能源上市平台，华东院是国内水电勘测设计领域头部力量，这种组合意在让技术和资本在同一个利益盘子里面运转。

五种组合，五种商业逻辑。央企看中战略卡位和资产配置，地方国企要稳定现金流，基建央企要锁定工程订单，设计院想分运营收益。没有谁只是 " 响应号召 "。

投资后

回报的算盘怎么打

商业回报仍有不确定性。

2026 年 3 月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114 号），明确了抽水蓄能电价改革方向：存量电站维持原政策，增量电站执行 " 标杆容量电价 + 市场收益分享 " 机制。

新建项目不再享受固定电价，容量电价仅覆盖平均成本，盈利更多依赖参与电力现货市场和辅助服务市场的交易收益。

这意味着投资方不仅要会建电站，还要会卖电。市场收益受电力供需、峰谷价差、交易策略等多种因素影响，不确定性显著增加。

江西电力现货市场目前仍处于试运行阶段。到这批项目在 2030 年前后陆续投产时，市场规则会变成什么样，谁也说不准。

还有两个实际问题绕不开。

一是送出工程。五个项目均以 500 千伏电压等级接入系统，送出工程由国网江西省电力有限公司投资建设。

电网的接入意愿和建设进度，直接决定电站能否按期并网。项目核准了、电站建好了，但电送不出去，这种尴尬在新能源领域并不少见。

二是生态与移民。抽水蓄能电站需要建设上下两个水库，占地面积大，对地形地貌改变显著。

五个项目均位于山区，涉及生态保护和移民安置。赣县项目还纳入了峰山国家森林公园文旅规划。这种 " 能源 + 旅游 " 的模式能否跑通，国内尚无成熟案例。

谁在定义下一程

从产业角度看，这批项目更大的价值在于检验一个判断。

抽水蓄能是否正在从 " 电网的配套工程 " 变成 " 市场的可交易资产 "？

过去，抽蓄电站是电网系统的一部分，算的是系统账。未来，它要在电力市场里自己挣钱，算的是经营账。

这要求投资方具备两种能力：一是工程建设能力，把百亿级的投资按时落地；二是市场运营能力，在电力交易、辅助服务、容量拍卖等环节赚到该赚的钱。

五种股东组合里，谁更具备这两种能力的叠加优势，谁就更有可能在下一轮竞争中跑出来。

赛道已经划出来了。谁能在里面跑出速度、跑出利润，2030 年前后见分晓。

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