证券研究报告请务必阅读正文之后第41页起的免责条款和声明抽蓄建设风起云涌，哪些企业受益？抽水蓄能行业专题｜2022.8.11中信证券研究部核心观点孙明新基础材料和工程服务行业首席分析师S1010519090001华鹏伟电力设备与新能源行业首席分析师S1010521010007袁健聪新能源汽车行业首席分析师S1010517080005李想公用环保行业首席分析师S1010515080002“碳中和”背景下，以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容，大幅提升电力系统对储能技术应用的需求，而抽水蓄能凭借技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，预计将继续作为主流储能技术。我国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求，根据能源局规划及人民日报发文，近10年间抽蓄建设将大幅提速，同时，2021年抽水蓄能电价改革的落地也将在保障投资方基本收益的同时，释放向上盈利弹性。抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节。▍新能源发展激发储能需求，抽水蓄能综合性能占优。“碳中和”约束下，我国以风电、光电为代表的可再生能源装机规模及占比快速提升，而可再生能源发电具有波动性，提高了电力系统对储能技术应用的需求，储能可缓解或解决电能供需在时间和强度上不匹配的问题。对比其他储能技术，抽水蓄能具有技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，是当前最主流的储能技术，根据中国能源研究会储能专委会等发布的《储能产业研究白皮书2022》，2021年抽水蓄能在国内各项储能装机规模中占比达到86.3%。▍抽蓄供远低于求，近10年建设进度将大幅提速。我国2021年底抽水蓄能装机容量为36.4GW，需求端，抽水蓄能与风光发电装机量之比从2015年13.3%下降至2021年5.7%，现有抽水蓄能装机量无法满足风光发电快速发展的需求：1）对比美国2020年水平（10.2%，根据Wind数据计算），我们预测国内到2030年抽蓄装机需求为122.4GW；2）若按照各地2021年来风光配储10%-20%的要求测算，乐观情形下，到2030年，国内抽蓄需求须达到154GW。供给端，国家能源局规划到2025、2030年我国抽水蓄能投产装机规模将分别达到62GW、120GW，而2022年经济增长依赖基建发力背景下，抽蓄电站加快开工。我们从北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态，据不完全统计，2022年1~7月，全国新立项、新签约、进行预可研或可研审查、新开工的抽水蓄能项目超过168个，装机量超过202GW，项目推进速度明显加快。根据中国电建集团董事长丁焰章在《人民日报》（2022年6月13日，第11版）发文，“十四五”我国抽水蓄能开工目标高达270GW，远超能源局规划进度。我们根据抽水蓄能项目单瓦投资（平均6.2元）及建设周期（平均6.4年）测算，“十四五”至“十五五”10年期间，我国抽蓄年均投资规模或超1600亿元。▍电改助力抽蓄走出盈利低谷，激发各方参与动力。我国抽水蓄能电站电价定价政策发展相对曲折，长期以来其收益与成本脱钩，主要由电网企业负责投资运营，其他各方参与意愿总体较低。2021年国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，一方面通过容量电价保障投资企业6.5%的保底资本金内部收益率，另一方面通过20%电量电价分成，打开投资企业盈利向上弹性，即抽蓄电站可在电价波谷抽水、电价高峰发电，从而获取差价盈利，我们测算一座装机容量为1.2GW的抽蓄电站，在度电价差为0.9元（部分省份目前波峰、波谷电价差已超过1元）、年发电小时数为1200小时情形下，仅电量电价可分享的收益就达到2.59亿元。▍产业链包括投资运营、总承包、设备三大环节。产业链角度，抽水蓄能大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节：1）投资运营环节主要参与者为国家电网、南方电网，2021年两者在在运抽蓄电站装机量占比分别为63.3%、22.9%，其中文山电力曾公告拟通过资产重组获南网双调的抽水蓄能、调峰水电等资产，将成为南方电网唯一抽蓄业务上市平台；2）总承包环节，中国电建承担了国内绝大部分抽蓄电站的规划或建设工作，在国内抽水蓄能规划设计方面市场份额约90%，承担建设项目份额约80%，并在2022年拟使用定增募集资金投资运营第抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明2李家明基础材料和工程服务分析师S1010522070001华夏电力设备与新能源分析师S1010520070003汪浩新能源汽车分析师S1010518080005一个抽蓄电站项目，全年投资计划中计划核准抽水蓄能项目4个，总装机容量约为5GW。中国能建葛洲坝集团先后承建江苏宜兴等多个抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌，并在2022年与中国电建联手成立联合体承接抽水蓄能项目；3）设备环节，哈尔滨电气和东方电气是国产抽蓄机组主机设备生产的骨干企业，正持续引领抽蓄机组国产化替代。▍风险因素：抽水蓄能项目建设进度不及预期；其他储能对抽水蓄能形成替代；政策变化导致抽水蓄能资产盈利波动；各环节竞争加剧导致企业盈利空间缩窄；局部疫情反复超预期抑制电力需求。▍投资策略：“碳中和”背景下，以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容，大幅提升电力系统对储能技术应用的需求，而抽水蓄能凭借技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，将继续作为主流储能技术。我国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求，根据国家能源局规划及电建集团董事长在人民日报发文，我们预计近10年间抽蓄建设将大幅提速。此外，2021年抽水蓄能电价改革的落地也将在保障投资方基本收益的同时，释放向上盈利弹性。抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节，建议关注总承包环节的中国能建、中国电建，投资运营环节的文山电力，设备环节的东方电气。重点公司盈利预测、估值及投资评级简称代码收盘价EPSPE评级2122E23E24E2122E23E24E文山电力600995.SH17.480.030.270.350.41583655043买入中国电建601669.SH6.980.570.771.021.3812975买入中国能建601868.SH2.220.160.200.230.261411109-东方电气600875.SH16.500.730.951.181.4123171412买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测；注：股价为2022年8月8日收盘价，中国能建盈利预测为Wind一致预期。抽水蓄能行业评级强于大市（维持）抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明3目录新能源发展激发储能需求，抽水蓄能综合性能占优..........................................................6“双碳”背景下新能源发电比例提升，储能提升电力系统稳定性.........................................6抽水蓄能技术成熟、经济性良好，是当前大规模储能的主流技术.....................................9抽蓄供远低于求，近10年建设进度将大幅提速.............................................................12需求：风光发电装机提速，抽水蓄能配建需求随之而起.................................................12供给：抽蓄规划“十四五”、“十五五”持续翻番，稳增长背景下再度提速..........................14电改助力抽蓄走出盈利低谷，激发各方参与动力............................................................19抽蓄电站电价政策曲折，成本难以顺利传导...................................................................19两部制电价新政策完善抽蓄价格形成机制，收益保底兼具向上弹性...............................23电力现货市场峰谷价差扩大，为抽蓄电量电价打开盈利空间..........................................24辅助服务为抽蓄电站提供补偿.........................................................................................29产业链：投资运营、总承包、设备三大环节...................................................................32抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节...................................32投资运营：两大电网主导，发电企业入场.......................................................................33总承包：龙头份额高度集中.............................................................................................36设备：哈电、东电引领抽蓄机组国产化替代...................................................................38风险因素.........................................................................................................................39投资策略.........................................................................................................................40抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明4插图目录图1：2009~2021年主要类型电源发电量占比情况..........................................................6图2：可再生能源在不同发展阶段对电网的挑战...............................................................6图3：全国弃风率逐月变化情况........................................................................................6图4：全国弃光率逐月变化情况........................................................................................6图5：各电网最高用电负荷逐月变化情况.........................................................................7图6：全国最高发电负荷与最高用电负荷差值逐月变化情况............................................7图7：储能在各环节、应用场景的价值体现......................................................................8图8：主要储能技术分类...................................................................................................8图9：抽水蓄能电站示意...................................................................................................9图10：中国电力储能市场累计装机规模类型结构.............................................................9图11：各类储能技术年发电量随发电时间变化..............................................................11图12：各类储能技术度电成本随发电时间变化..............................................................11图13：不同储能技术在各应用场景下的最低度电成本（2020年和2040年）..............11图14：中国纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比...................................................12图15：全球和部分国家纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比.................................12图16：全国抽水蓄能站点资源区域分布.........................................................................15图17：规划与实际抽水蓄能电站装机量对比..................................................................15图18：2022年1~7月新立项、新开工抽水蓄能项目装机量不完全统计........................16图19：“十四五”期间抽蓄建设进度或超国家能源局2021年规划...................................17图20：在运、在建、拟建抽蓄电站单体投资额..............................................................17图21：在运、在建、拟建抽蓄电站单瓦投资额..............................................................17图22：分省市抽蓄电站单体投资规模.............................................................................18图23：在运、在建、拟建抽蓄电站建设时间..................................................................18图24：国网新源执行两部制电价的收入情况..................................................................22图25：国网新源执行两部制电价的利润情况..................................................................22图26：2021年新规的电量电价计算方式.......................................................................24图27：山东电力现货交易市场用户侧价格单日波动.......................................................25图28：2022年6月山东电力现货交易市场单日价差.....................................................25图29：2022年6月山东电力现货交易市场单日最高价最低价出现时间........................25图30：2022年1~7月部分地区一般工商业峰谷电价差平均值......................................27图31：抽蓄电站利用电力市场峰谷价差实现套利模式示意............................................28图32：抽水蓄能产业链主要环节及参与企业情况...........................................................32图33：全国在运抽水蓄能电站市占率（截至2022年7月）.........................................33图34：全国在建抽水蓄能电站市占率（截至2022年7月）.........................................33图35：国家电网在运、在建抽水蓄能电站分布（截至2020年年底）...........................35图36：全国抽水蓄能电站机组设备累计使用情况...........................................................38抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明5表格目录表1：储能技术类型、应用场景与作用时间......................................................................8表2：常规水电站改建混合抽水蓄能电站的路径.............................................................10表3：储能技术比较........................................................................................................10表4：基于风光发电装机量的纯抽水蓄能需求预测.........................................................13表5：部分省市风光发电配储要求..................................................................................13表6：基于风光配储的储能需求预测...............................................................................14表7：国家和部分省市“十四五”规划抽水蓄能项目..........................................................15表8：“十四五”至“十五五”10年期间抽蓄投资规模预测...................................................19表9：国内外抽水蓄能电站主流电价机制比较................................................................20表10：国网新源抽水蓄能机组盈利能力测算..................................................................20表11：南网双调惠州抽蓄经营情况.................................................................................21表12：国网新源两部制电价抽蓄电站购电成本与上网电价............................................22表13：五凌电力在2013年出售黑麋峰抽蓄电站前后盈利水平大幅改善.......................23表14：呼和浩特抽水蓄能电站经营情况.........................................................................23表15：抽蓄电站定价模式变化示意................................................................................24表16：部分地区峰谷分时电价峰平谷电价标准..............................................................26表17：2022年1~7月部分地区一般工商业峰谷电价差.................................................27表18：不同抽水电价和上网电价组合情境下的发电度电价差收益测算..........................28表19：不同发电小时和度电价差收益组合情境下的可分享收益测算..............................29表20：电力辅助服务分类及补偿方式.............................................................................30表21：抽水蓄能参与调峰获得收益/补偿的方式比较......................................................31表22：广州抽水蓄能电站一期的容量电费结算模式.......................................................32表23：2021年抽蓄电站工程造价各部分投资占比.........................................................33表24：部分非电网企业投资抽蓄项目情况.....................................................................34表25：南网双调公司储能和调峰水电业务资产及定价模式............................................36表26：中国能建参建的部分抽水蓄能项目.....................................................................37表27：在运在建抽水蓄能项目国产机组供应商..............................................................39表28：重点企业盈利预测及估值....................................................................................40抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明6▍新能源发展激发储能需求，抽水蓄能综合性能占优“双碳”背景下新能源发电比例提升，储能提升电力系统稳定性新能源发电量提升，电网调节难度增加。2009年至今，我国各类电源发电量中风电、太阳能发电等新能源发电占比不断上升，2021年可再生能源发电占比约32.6%，其中风电和太阳能发电量占比约为7.8%和3.9%。可再生能源渗透比例提升对电网整体的稳定性带来挑战。①当可再生能源渗透比例为10%~30%时，对电网的挑战来源于送出网络和并网等局部环节，体现为局部地区的弃风和弃光。根据全国新能源消纳监测预警中心统计，我国弃风弃光问题在2018年后已得到缓解。②当可再生能源渗透比例达到30%~50%时，发电设备的分布式与集中式并存使电源侧与负荷侧的不匹配程度大幅度增加；我国光伏和风电装机增速加快，电力系统正迈入此阶段，调峰调频需求增大，电网调节难度增加。③可再生能源渗透比例超过50%时，电力系统的经济性、稳定性都将受到影响，需要未雨绸缪保障电力系统稳定、安全运行。图1：2009~2021年主要类型电源发电量占比情况资料来源：Wind，中信证券研究部图2：可再生能源在不同发展阶段对电网的挑战资料来源：《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》（卓振宇、张宁、谢小荣等），中信证券研究部图3：全国弃风率逐月变化情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中信证券研究部图4：全国弃光率逐月变化情况资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，中信证券研究部0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%2009201020112012201320142015201620172018201920202021火电水电风电太阳能发电核电0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%2017201820192020202120220.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%201720182019202020212022抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明7尖峰负荷快速增长，储能需求攀升。随着三产及居民生活用电比重不断上升，负荷尖峰化特征明显，尖峰负荷规模持续增加，尖峰负荷单次持续时间短、出现频次低、波动性明显、电量少，但对电力系统产生挑战。2010-2021年，全国电网最高用电负荷从596.4GW增至1191.6GW，全国最高发电负荷低于全国最高用电负荷的现象越来越明显。2021年，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》中要求，“到2030年省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力”。2022年上海市人民政府发布《上海市碳达峰实施方案》提出“到2025年需求侧尖峰负荷响应能力不低于5%”。依靠增加发电装机量来应对尖峰负荷会造成资源浪费，利用储能技术应对尖峰负荷可以提高电力系统稳定性、节省电网投资成本。图5：各电网最高用电负荷逐月变化情况（GW）资料来源：Wind，中信证券研究部说明：南方电网2010年12月、2011年12月缺少统计值，分别取前后两月统计值的平均值计。图6：全国最高发电负荷与最高用电负荷差值逐月变化情况（GW）资料来源：Wind，中信证券研究部测算说明：根据Wind统计的全国主要电网最高用电负荷和最高发电负荷测算。储能在电力系统中发挥功能价值、容量价值、能量价值，提升电力系统灵活性与稳定性。可再生能源发电具有波动性，提高了电力系统对储能技术应用的需求，储能可缓解或解决电能供需在时间和强度上不匹配的问题。电源侧储能可优化、减少弃风弃光，缓解能源浪费；电网侧储能可提供调峰调频服务，削峰填谷，维持供需平衡，降低电网系统波动性；用户侧储能可调节用电时间，在电力网络外短时供电，保证电力质量。0.0200.0400.0600.0800.01,000.01,200.02006-072006-122007-052007-102008-032008-082009-012009-062009-112010-042010-092011-022011-072011-122012-052012-102013-032013-082014-012014-062014-112015-042015-092016-022016-072016-122017-052017-102018-032018-082019-012019-062019-112020-042020-092021-022021-072021-122022-05华北东北华东华中南方西北-1.50-1.00-0.500.000.501.001.502.002.503.002017-022017-042017-062017-082017-102017-122018-022018-042018-062018-082018-102018-122019-022019-042019-062019-082019-102019-122020-022020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-042022-06全国最高发电负荷与全国用电负荷差值抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明8图7：储能在各环节、应用场景的价值体现资料来源：《中国高比例新能源带来的平衡挑战》（郭剑波），中信证券研究部储能技术应用于多应用场景，多时间尺度调峰调频。按照技术路径分类，储能可分为机械储能、电化学储能、电磁储能等类型，满足多类应用场景需求，在秒级、分钟级、小时级及以上等多时间尺度发挥作用。秒级储能功率高、响应速度快，应用于电网支撑、辅助一次调频，提升电能质量；分钟至小时级储能需要具有一定规模、循环次数多，应用于削峰填谷，平滑电力系统出力；数小时及以上级别的储能规模大（100MW以上）、循环次数多（充放5000次以上）、运行寿命长、能量吞吐规模大，应用于电网削峰填谷和负荷调节。在各类储能技术中，抽水蓄能因其技术成熟、储能容量大、循环寿命长，在多时间尺度发挥调峰调频作用。图8：主要储能技术分类资料来源：《储能技术分类及国内大容量蓄电池储能技术比较》（巩俊强、邓浩、谢莹华），《能源互联网背景下的电力储能技术展望》（李建林、田立亭、来小康），《氢储能系统关键技术及应用综述》（霍现旭、王靖、蒋菱等），中信证券研究部表1：储能技术类型、应用场景与作用时间作用时间应用场景运行特点技术要求主要类型秒级电网支撑辅助一次调频电能质量动作周期随机毫秒级效应大功率充放电高功率、高响应速度、高存储/循环寿命、高功率密度和紧凑型设备形态飞轮储能超级电容器抽水蓄能电化学储能分钟至数小时级平滑系统出力二次调频削峰填谷提高设备利用率充放转换频繁秒级响应能量需求大具备一定的规模、高循环寿命、便于集成的设备形态电化学储能抽水蓄能数小时级以上电网削峰填谷负荷调节大规模能量吞吐大规模（100MW、100MWh以上）、深充深放（循环寿命5000次以上）、资源和环境友好、成本低抽水蓄能压缩空气储能熔融盐储氢资料来源：《中国高比例新能源带来的平衡挑战》（郭剑波），中信证券研究部抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明9抽水蓄能技术成熟、经济性良好，是当前大规模储能的主流技术抽水蓄能的基本原理为水的重力势能与电能的相互转化。抽水蓄能电站主要由海拔高度不同的上下水库、水轮机、水泵组成。用电高峰时，高海拔上水库向低海拔下水库放水推动水轮机发电，将水的重力势能转化为电能；用电低谷时，水泵从下水库向上水库抽水，将电能转化为水的重力势能。抽水蓄能电站的效率约为75%，即抽水耗电量与发电量比例约为4:3，简称为“抽四发三”。图9：抽水蓄能电站示意资料来源：Voith官网，中信证券研究部抽水蓄能是当前累计装机规模最大的电力储能方案。根据中国能源研究会储能专委会的全球储能项目库不完全统计，截至2021年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模中，抽水蓄能的累计装机规模占比达86.3%，占据主导地位；新型储能累计装机规模占比12.5%，包括电池（锂离子、铅蓄、液流等）、压缩空气、超级电容、飞轮等。我们根据电化学储能和其他储能占比增速测算，预计2030年抽水蓄能占比为64%。《能源》杂志2022年第7期《抽水蓄能冷与热》（武魏楠）报道，中国电建总工程师周建平“初步测算全国储能规模2030年将超过2.4亿千瓦,其中抽水蓄能规模超1.8亿千瓦”，2030年抽水蓄能规模约占储能规模的三分之二。图10：中国电力储能市场累计装机规模类型结构资料来源：2017至2022年度《储能产业研究白皮书》（CNESA；2016-2021数据），中信证券研究部预测。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2016201720182019202020212025E2030E抽水蓄能电化学储能其他抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明10常规水电站可以改建为混合抽水蓄能电站。抽水蓄能电站根据能否利用天然径流发电，可以分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站。纯抽水蓄能电站的运行依靠上下水库的水循环，需要适时补水；混合抽水蓄能电站有天然径流汇入，可利用径流进行常规发电。常规水电站通过上库结合、加泵扩机、一体化改造的方式，可以改建为混合抽水蓄能电站，在常规发电的基础上，补充抽水蓄能调峰调频的功能。利用常规水电改造的混合抽蓄电站建设周期短，例如白山抽水蓄能电站利用下游已建的红石水库为下库、白山水库为上库进行改建，工期46个月，较新建抽蓄电站工期（7年左右）大幅缩短。表2：常规水电站改建混合抽水蓄能电站的路径改建路径说明上库结合常规水电站水库作为上库，下游选址新建下库加泵扩机常规水电站水库作为水库，下库利用相邻常规水电站水库或新建下水库一体化改造相邻两个梯级水库分别作为上、下库，开挖地下厂房和输水系统资料来源：《常规水电结合开发抽水蓄能效益分析及开发建议》（任志武、何永胜、胡小丽等），中信证券研究部抽水蓄能技术成熟，运行稳定，但建设周期较长。从储能时效上看，抽水蓄能技术属于长时储能技术，连续储能时间长，装机容量大，可稳定用于电力系统削峰填谷和离网储能；但与同属长时储能的电化学储能相比（秒级），抽水蓄能的响应时间更长（分、秒级）。从使用寿命看，抽水蓄能依托上下游水库发挥作用，在工程施工质量得到保障的前提下，抽蓄电站坝体可使用数十年，电机设备等我们预计使用年限也可达50年左右。但水库等土建类基础设施建设周期长、选址要求高，施工周期远超过其他类型储能方式。表3：储能技术比较储能类型响应时间放电时长寿命（年）建设期（年）能量转换效率度电成本（元/kWh）里程成本（元/MW）其他优点其他缺点机械储能抽水蓄能分/秒＞4h＞50770~85%0.21~0.25——技术成熟、容量大、运行稳定建设周期长、选址要求高压缩空气储能分——30~50250~65%————容量大能量转换率低、响应速度慢、依赖地形和燃气资源飞轮储能毫秒数秒≈20——＞95%——9.23~12.75功率密度大、响应速度快储能量低电化学储能锂离子电池毫秒＜1h5~15190~95%0.62~1.266.18~9.78功率、能量密度大，响应速度快安全隐患大、成本高铅蓄电池毫秒＞4h5~15190~95%0.61~0.82——技术成熟、性价比高能量密度低、不能深充深放、环保问题液流电池毫秒＞4h5~20190~95%0.71~0.95容量大、可深度充放、能量与功率分开控制环境温度要求高、需辅助液泵电磁储能电磁储能毫秒数秒循环数百万次——＞95%————响应速度快、功率密度较高储能量低，维护成本高，技术不成熟超级电容器毫秒数秒≈10＞95%12.74~17.39功率密度大储能量低、自放电率高资料来源：《储能的度电成本和里程成本分析》（何颖源、陈永翀、刘勇等），《各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨》（梁廷婷、崔继国），《储能在电力系统调频调峰中的应用》（张晓晨），《基于全寿命周期成本的储能成本分析》（傅旭、李富春、杨欣等），《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》（卓振宇、张宁、谢小荣等），中信证券研究部抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明11抽水蓄能现阶段度电成本低，但未来或被新型储能技术超越。度电成本（即平准化成本LCOE）是对储能电站全生命周期内的总成本和总处理电量进行折现处理后的储能成本，度电成本可以判断储能技术的经济性。根据伦敦国王学院OliverSchmidt、SylvainMelchior、AdamHawkes等发布的文章《ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies》（《Joule》2019年第1期），在不同年循环次数和单次循环时间组成的应用场景中，抽水蓄能当前具有明显的度电成本优势，且在年循环500至1000次、单次循环4至16小时的场景中具有绝对优势；但随着锂电池、氢储能等新型储能技术不断成熟，抽水蓄能的度电成本优势或不断下降，单次循环16小时以内场景的度电成本优势将转移至锂电池，抽水蓄能、压缩空气储能在16小时以上长时储能中具有成本优势，氢储能在300小时以上单次循环时间的季节性储能中的成本优势将逐步扩大。图11：各类储能技术年发电量（亿千瓦时）随发电时间（h）变化资料来源：《基于全寿命周期成本的储能成本分析》(傅旭、李富春、杨欣等)，中信证券研究部图12：各类储能技术度电成本（元/千瓦时）随发电时间（h）变化资料来源：《基于全寿命周期成本的储能成本分析》(傅旭、李富春、杨欣等)，中信证券研究部图13：不同储能技术在各应用场景下的最低度电成本（2020年和2040年）资料来源：《ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies》（OliverSchmidt、SylvainMelchior、AdamHawkes等），中信证券研究部说明：图中颜色反映在不同年循环次数和单次循环时间的应用场景下，最低度电成本所属的储能类型，深色表示该技术有较强成本优势，颜色越深成本优势越明显；浅色表示至少有两种技术在竞争，颜色越浅成本竞争越激烈；白色表示至少两种技术的度电成本相差不到5%。2020年的成本分布反映出抽水蓄能在过半应用场景下具有成本优势，2040年的成本分布反映出锂电池在过半应用场景下具有成本优势。0.005.0010.0015.0020.0025.00200400600800100012001400160018002000抽水蓄能压缩空气铅酸电池钠硫电池液流电池锂离子电池0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.00200400600800100012001400160018002000抽水蓄能压缩空气铅酸电池钠硫电池液流电池锂离子电池抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明12▍抽蓄供远低于求，近10年建设进度将大幅提速需求：风光发电装机提速，抽水蓄能配建需求随之而起风光装机量提升，现有抽水蓄能装机量无法满足风光发电需求。国内风光发电装机量与抽水蓄能装机量均逐年上升，2015-2021年，纯抽水蓄能累计装机量复合增速为7.9%、风电累计装机量复合增速为16.6%、太阳能发电累计装机量复合增速为39.2%，纯抽水蓄能发展速度远低于风光发电发展速度；纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比从2015年13.3%下降至2021年5.7%，现有纯抽水蓄能装机量无法满足风光发电快速发展的需求。图14：中国纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比资料来源：Wind，中信证券研究部图15：全球和部分国家纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比资料来源：Wind，中信证券研究部通过进一步比较其他国家的抽水蓄能与风光发电装机情况，判断未来我国在风光发电快速增长时所需的纯抽水蓄能装机量。全球及美国、法国、英国、西班牙的抽水蓄能与风光发电装机量之比均呈现逐年下降的趋势，2020年全球纯抽水蓄能与风光发电装机量之比为8.6%、美国为10.2%、西班牙为9.0%、英国为6.9%、法国为5.9%，均高于我国（5.7%）。根据《2030年前碳达峰行动方案》要求，“到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”。我们预测，当未来我国纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量的增速一致时，即纯抽蓄与风光装机比例维持现状（5.7%）时，2025年纯抽蓄装机量为48.2GW、2030年为68.8GW；当2030年纯抽蓄与风光装机之比达到7%（英国2020年水平）时，2025年纯抽蓄装机量为53GW、2030年为84GW；当2030年纯抽蓄与风光装机之比达到9%（西班牙2020年水平）时，2025年纯抽蓄装机量为60.5GW、2030年为108GW；当2030年纯抽蓄与风光装机之比达到10.2%（美国2020年水平）时，2025年纯抽蓄装机量为65GW、2030年为122.4GW。0.0%5.0%10.0%15.0%0.0100.0200.0300.0400.02015201620172018201920202021风电累计装机量（GW）太阳能发电累计装机量（GW）纯抽水蓄能装机量（GW）抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比（右轴）4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%201520162017201820192020中国美国法国英国西班牙全球抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明13表4：基于风光发电装机量的纯抽水蓄能需求预测2016201720182019202020212022E2023E2024E2025E2030E风光发电累计装机量（GW）223.8294.4358.6413.4535.2635.0697.8760.6823.4886.11200.0纯抽蓄装机量（GW）（2022年后抽蓄与风光装机之比维持现状）26.729.430.030.330.336.439.041.945.048.268.8纯抽蓄装机量（GW）（2030年抽蓄与风光装机之比达7%）40.044.048.353.084.0纯抽蓄装机量（GW）（2030年抽蓄与风光装机之比达8%）40.845.650.956.796.0纯抽蓄装机量（GW）（2030年抽蓄与风光装机之比达9%）41.547.253.560.5108.0纯抽蓄装机量（GW）（2030年抽蓄与风光装机之比达10.2%）42.449.256.665.0122.4资料来源：Wind，中信证券研究部预测说明：2022年至2030年数据为预测值，2030年风光发电累计装机量为规划值。风光配储扩大储能建设空间。为缓解风光发电与用电负荷的不匹配问题，降低弃风弃光率、提高风光发电利用效率，近年来多省份在风电、光伏发电项目开发建设申报方案中要求“配套建设一定比例的储能设施或提供响应的调峰能力”。根据各省市发布的风光开发建设方案，集中式风光发电配置储能比例大多在10%-20%之间，配储要求推动储能规模扩张。表5：部分省市风光发电配储要求省市风电配储光伏配储连续储能小时文件名称安徽10%电化学储能10%电化学储能1《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》福建——10%、15%电化学储能2、4《关于启动2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知》甘肃河西10%、其他5%河西10%、其他5%2《关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》广西20%15%2《2021年市场化并网陆上风电、光伏发电及多能互补一体化项目建设方案的通知》海南——10%1《关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知》海南澄迈——15%~25%电化学储能2《关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知》河北南网10%、北网15%南网10%、北网15%3《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》河南I类区域10%、II类区域15%I类区域10%、II类区域15%2《关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》湖北10%10%化学储能2《湖北省2021年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）》湖南15%电化学储能5%电化学储能2《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》江苏——长江以南8%，长江以北10%2《关于开展2022年光伏发电市场化并网项目开发建设工作的通知》江西——10%2《关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》辽宁10%15%3《辽宁省2022年光伏发电示范项目建设方案》《省风电项目建设方案（征求意见稿）》内蒙古15%15%4《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见（试行）》宁夏10%10%2《自治区发展改革委关于加快促进储能健康有序发展的通知》青海10%10%2《支持储能产业发展的若干措施（试行）》山东10%10%2《2021年全省能源工作指导意见》山东枣庄——15%~30%2~4《枣庄市分布式光伏开发建设规范》山西10%10%~15%——《2021年风电、光伏发电开发建设竞争性配置工作方案》陕西陕北地区10%关中地区10%、延安10%、榆林20%2《陕西省新型储能建设方案（暂行）（征求意见稿）》抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明14省市风电配储光伏配储连续储能小时文件名称天津15%10%1《2021~2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》浙江临安10%~20%10%~20%——《杭州临安十四五光伏发电规划》浙江义乌——10%2《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则（征求意见稿）》浙江诸暨——10%——《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案》资料来源：各地方政府网站，中信证券研究部假设未来风光发电配储比例有10%、15%、20%三种情景，《2030年前碳达峰行动方案》规划2030年风光发电总装机量12亿千瓦，届时风光配储需求将达到120GW、180GW、240GW，按抽蓄占比64%计，预计届时抽蓄规模将分别达到77GW、115GW、154GW。表6：基于风光配储的储能需求预测20212022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E风光发电装机量（GW）635.0681.5731.5785.1842.6904.3970.61041.71118.11200.0储能类型抽水蓄能占比86.3%83.8%81.3%78.9%76.4%73.9%71.4%69.0%66.5%64.0%新型储能占比13.7%16.2%18.7%21.1%23.6%26.1%28.6%31.0%33.5%36.0%情景一：10%配储所需储能（GW）63.568.273.178.584.390.497.1104.2111.8120.0——抽蓄（GW）54.857.159.561.964.466.869.371.874.376.8情景二：15%配储所需储能（GW）95.3102.2109.7117.8126.4135.7145.6156.3167.7180.0——抽蓄（GW）82.285.789.392.996.5100.3104.0107.8111.5115.2情景三：20%配储所需储能（GW）127.0136.3146.3157.0168.5180.9194.1208.3223.6240.0——抽蓄（GW）109.6114.3119.0123.8128.7133.7138.7143.7148.7153.6资料来源：Wind，《储能产业研究白皮书》（CNESA），《2030年前碳达峰行动方案》（国务院），中信证券研究部预测说明：2021年风光发电装机量为Wind统计数据、2030年风光发电装机量为《2030年前碳达峰行动方案》规划值，2021年储能类型占比为CNESA统计值，其他数据均为预测值。供给：抽蓄规划“十四五”、“十五五”持续翻番，稳增长背景下再度提速抽水蓄能可建设规模大，在运规模不及预期。根据中国水力发电工程学会统计，2020年国家能源局组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素共普查筛选出资源站点1529个，总装机规模达16.04亿千瓦，多分布在南方、华北、华中、华东等区域。截至2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿千瓦（重点实施项目4.21亿千瓦，规划储备项目3.05亿千瓦），其中9792万千瓦项目已经实施。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》，2025年我国抽水蓄能投产装机规模将达62GW，2030年将达120GW，中长期规划布局重点实施项目340个、总装机容量421GW，中长期规划储备项目247个、总装机305GW。回顾我国2009年以来的抽水蓄能装机量，均未达到历次五年规划的目标。为实现2030年碳达峰目标，“十四五”和“十五五”期间抽水蓄能电站预计将加快发展。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明15图16：全国抽水蓄能站点资源区域分布（GW）资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2021》（中国水力发电工程学会），《2021年中国抽水蓄能发展现状与展望》（韩冬、赵增海、严秉忠等），中信证券研究部说明：西南地区站点资源量125.1GW，纳规站点资源量143GW。图17：规划与实际抽水蓄能电站装机量对比（GW）资料来源：Wind，国家能源局，中信证券研究部表7：国家和部分省市“十四五”规划抽水蓄能项目国家和各省份抽水蓄能项目重点项目国家和各省份抽水蓄能项目重点项目国家·已批复：华北电网区域的河北滦平、徐水、灵寿，内蒙古美岱、乌海，山东泰安二期，山西浑源；东北电网区域的辽宁庄河、大雅河，黑龙江尚志华东电网区域的浙江磐安、泰顺、天台、建德、桐庐，安徽桐城、宁国、岳西、石台、霍山，江苏连云港，福建云霄；华中电网区域的江西奉新、洪屏二期，河南鲁山，湖北大幕山、平坦原、紫云山，湖南安化；西南电网区域的重庆栗子湾；西北电网区域的甘肃昌马，青海哇让，宁夏牛首山；南方电网区域的广西南宁，贵州贵阳（石厂坝）、黔南（黄丝），海南羊林。·中小型抽蓄示范：在中东南部地区利用已建成的山谷水库和沿岸山顶地势，试点推进灵活分散的中小型抽水蓄能电站建设；研究探索利用矿井等开展中小型抽水蓄能电站布局。湖北·大型抽水蓄能：罗田平坦原、通山大幕山、黄梅紫云山、远安宝华寺、长阳清江、五峰太平、南漳张家坪、松滋江西观、崇阳土桥、蕲春花原、张湾黄龙滩·中小型抽水蓄能：恩施大龙潭、竹山潘口、大悟黑沟、团风魏家冲、麻城黑石咀、枣阳新市、钟祥北山、武穴荆柱、谷城山西·力争建成：浑源、垣曲·力争开工：河津、蒲县·中长期规划电站：绛县、垣曲二期、西龙池二期、盂县上社、沁源、沁水、长子、代县黄草院·中小型抽水蓄能示范：重点实施2~3个中小型抽水蓄能电站示范项目湖南·在建：平江抽水蓄能电站·完成科研：安化、炎陵、攸县、桃源、汨罗·中长期规划：桂阳、双牌、安仁、衡南、常宁、江华、浏阳、辰溪内蒙古·力争投产：赤峰芝瑞·确保开工：乌海、包头·开展规划选址和前期论证：乌兰察布、兴安盟、呼和浩特二期、巴彦淖尔、呼伦贝尔、乌海二期、鄂尔多斯、赤峰、通辽福建·计划建成：厦门、永泰、周宁·加快建设：云霄·前期工作，力争开工：仙游木兰、永安、华安、古田溪一级广东·计划投产：梅州五华、阳江阳春·开工建设：云浮水源山、肇庆浪江、汕尾三江口、惠州中洞河源岑田、梅州二期、阳江二期、茂名电白河南·力争建成：南阳天池、洛宁大鱼沟、光山五月·开工建设：鲁山花园沟、挥县九峰山、嵩县龙潭沟、济源逢石河、巩义后寺河、林州弓上、灵宝窄口、汝阳菠菜沟广西·开工建设：南宁、灌阳、贵港、玉林、防城港、钦州、来宾、百色·推进：柳州、武鸣、梧州辽宁·力争建成：抚顺清原一期·拟开工项目：庄河、兴城、大雅河、朝阳、清原二期、太子河、玉石、龙潭·前期论证项目：阜新、西露天青海·开工建设：贵南哇让、格尔木南山口·力争开工：玛尔挡（同德、玛沁）·前期研究：龙羊峡浙江·已开工：长龙山、宁海、缙云、衢江、磐安·计划开工：泰顺、天台、建德、桐庐江苏·建设中：句容·力争开工：连云港·开展前期工作：石砀山铜矿、韦岗青山湖050100150200250300350400450500南方西北华中华北东北华东西南站点资源量（GW)已纳入规划的站点资源量（GW）0.020.040.060.080.0100.0120.0十一五十二五十三五十四五十五五规划装机量实际装机量抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明16国家和各省份抽水蓄能项目重点项目国家和各省份抽水蓄能项目重点项目江西·力争核准建设：奉新、洪屏二期·加快推进：赣县、铅山、遂川、永新、寻乌·开展30万千瓦级以下抽水蓄能电站试点建设。山东·开工建设：沂蒙、文登、潍坊、泰安二期·推动前期工作：枣庄山亭·开展论证：青州朱崖、莱芜船厂、威海乳山重庆·建成：綦江蟠龙·开工建设：丰都栗子湾四川·推动建设：大邑、道孚宁夏·实施：青铜峡天津·推进前期工作：蓟州资料来源：国家和各省份能源发展“十四五”规划，中信证券研究部2022年以来经济增长依赖基建发力，抽蓄电站加快开工。今年，在地产投资承压、消费疲软背景下，经济增长愈发依赖基建投资，而国内“铁公基”等传统基建已相对完善，建设空间有限，在能源转型叠加碳中和背景下，单体投资规模较大的抽水蓄能等基础设施将成为本轮稳增长发力主要方向。我们通过北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态，据不完全统计，2022年1~7月，全国新立项、新签约、进行预可研和可研审查、新开工的抽水蓄能项目超过168个，装机量超过202GW，项目推进速度明显加快。图18：2022年1~7月新立项、新开工抽水蓄能项目装机量不完全统计（单位：GW）资料来源：各地方政府网站，北极星水力发电网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部近10年期间建设进度或超去年能源局规划。根据中国电建集团董事长丁焰章在《人民日报》（2022年6月13日，第11版）发文《发展抽水蓄能推动绿色发展》，“十四五”期间我国将在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标270GW，考虑到抽水蓄能项目建设周期通常在7年左右，建设速度远超去年能源局规划（2030年装机达到120GW）。020406080100120新立项、新签约预可研、可研审查新开工抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明17图19：“十四五”期间抽蓄建设进度或超国家能源局2021年规划（GW）资料来源：国家能源局，人民日报，中信证券研究部预测；注：2010~2020年数据来源于国家能源局历次能源五年规划，2025~2030年规划数据来源于《抽水蓄能中长期发展规划（2021~2035年）》，2030年数据为根据《人民日报》发文数据预测。综合在运、在建、拟建项目情况，抽蓄单瓦投资6.2元左右，且呈现上升趋势。（1）整体上装机规模越大，投资规模越大，1200MW规模的抽蓄电站投资额多为70~80亿元，1400MW~180MW规模的抽蓄电站投资额多为80~100亿元。（2）单瓦投资受地域影响较大，目前在运、在建、拟建抽蓄电站装机量单瓦投资约6.2元/瓦，广东（6~10元/瓦）、江西（5~9元/瓦）、甘肃（7~9元/瓦）、宁夏（8元/瓦）等地抽蓄电站平均单瓦投资额较高，可能受到地方物价水平、工程建设难度影响较大。（3）抽蓄电站单瓦投资逐步上升，在运项目单瓦投资大多为4~6元/瓦，在建项目单瓦投资大多为6~7元/瓦，拟建项目单瓦投资大多为6~7.5元/瓦。图20：在运、在建、拟建抽蓄电站单体投资额（亿元）资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部图21：在运、在建、拟建抽蓄电站单瓦投资额（元/瓦）资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部0501001502002503003502010201520202025E2030E实际装机量能源局规划据人民日报发文测算装机量0.050.0100.0150.0200.0250.00100200300400投资规模（亿元）装机容量（万千瓦）抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明18图22：分省市抽蓄电站单体投资规模（元/瓦）资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部平均建设时长6.4年左右。根据我们初步统计，当前抽水蓄能电站建设时间平均约6.4年，电站装机量越大，建设时间越长。装机量为1000MW-1200MW的抽蓄电站建设时间为5~7年，装机量1200MW-1800MW的抽蓄电站建设时间为6~8年。与项目总投资和单瓦投资类似，抽蓄电站建设时间与装机量规模和选址施工难度有关。图23：在运、在建、拟建抽蓄电站建设时间（月）资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部预测“十四五”至“十五五”10年期间抽蓄年均投资规模或超1600亿元。根据前述“十四五”期间新开工270GW抽水蓄能项目、单瓦投资规模6.2元（，根据已运营、在建、拟建抽水蓄能项目测算，下同）、平均建设周期6.4年测算，预计在“十四五”至“十五五”10年期间（最晚一批项目开工年份在2025年，而2030年碳达峰目标约束下，其有望在2030年及以前完工），我国抽蓄电站建设总投资将达到1.67万亿元左右，年均投资规模达到1670亿元。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明19表8：“十四五”至“十五五”10年期间抽蓄投资规模预测指标名称规模“十四五”新开工装机规模（GW）270单瓦投资（元/W）6.2建设周期（年）6.4总投资（亿元）16740“十四五”至“十五五”10年年均投资（亿元）1674资料来源：各地政府网站，《2021年中国抽水蓄能发展现状与展望》（韩冬、赵增海、严秉忠等），北极星储能网，南方电网技术情报中心，人民日报，中信证券研究部预测▍电改助力抽蓄走出盈利低谷，激发各方参与动力抽蓄电站电价政策曲折，成本难以顺利传导“厂网分开”改革使抽蓄电站成本与效益分开，电网公司和发电企业缺乏投资热情。2002年《电力体制改革方案》提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的目标，原国家电力公司拆分为11家新公司，发电企业发展迅速，发电量飙升。但抽水蓄能运行产生的费用发生在电网侧，效益产生在发电侧，电网公司和发电企业对抽蓄电站缺乏投资热情。租赁模式未解决收益与成本不挂钩问题，抽蓄电站建设积极性受挫。2004年《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，规定“抽蓄电站原则上由电网经营企业建设和管理……成本纳入电网运行费用统一核定……发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争”；审批但未定价的抽蓄电站作为遗留问题由电网经营企业租赁经营，租赁费由政府核定。此后，在“网建网用”模式中出租人和承租人都是电网经营企业，且租赁费用与电站运行强度不挂钩，租赁制难以发挥优势。2008年，国家发改委发布通知将部分抽水蓄能电站的“租赁费”改为“容量电费”，核定标准不变，抽蓄电站电价以单一容量电价为主，收益与电站使用仍不挂钩，抽蓄电站建设积极性受挫。抽蓄两部制电价初探曲折，抽水蓄能成本传导机制未打通。2014年，国家发改委发布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，抽蓄电站实施容量电价和电量电价两部制电价，“电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑”，抽蓄电站成本可由终端用户承担。但由于当时抽蓄电站对电网作用有限且电站产权分配不清晰，该政策并未落地。2016年《省级电网输配电价定价办法（试行）》规定，抽蓄电站“不得纳入可计提收益的固定资产范围”。2019年《输配电定价成本监审办法》规定，抽蓄电站成本费用“不得计入输配电定价成本”，至此，抽蓄电站建设遇冷。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明20表9：国内外抽水蓄能电站主流电价机制比较电价机制采用条件优势劣势内部核算制由电网公司或厂网合一的电力公司全资建设经营电网自行结算，电网调度调用的积极性高调用频繁，无法明确抽水蓄能电站静态效益和动态效益电网统一核算机制租赁制没有电力市场交易制度，没有辅助服务市场等计算方法简单，方便电网统一管理调控接受调度指令，不能自行确定生产计划单一容量电价接受调度指令，运营成本随机组运行时间增加而增加，电站运行缺乏积极性，租赁费回收经常受阻单一电量电价接受调度指令，容易多发超发，电网调度调用缺乏积极性两部制电价有对应的辅助服务交易市场或准确的电价测算方法明确抽水蓄能电站在电网中的重要作用，更准确地计算抽水蓄能电站在电网中的价值一般为接受调度指令，计算方法复杂，需要制定完善的招标竞价方式、电价测算方法，明确工作时间节点和各方职责等参与市场竞价发电侧已实现市场化，已形成以竞价为基础的成熟的辅助服务市场可以自己制定生产计划，充分调动电站的积极性，使电站在电网中发挥最大作用市场机制建立时间较长固定收入+变动收入资料来源：《抽水蓄能电站运营模式对比分析》（何峻、黎国斌、胡苗等），中信证券研究部从盈利情况看，“网建网用”模式下，仅电网企业运营的抽蓄电站盈利能力尚可。以国家电网控股的国网新源控股有限公司为例，其负责开发建设和经营管理抽水蓄能电站。2022年3月，国网新源运营的22家抽蓄电站中有13家执行单一容量电价。2021年，国网新能运营的抽蓄电站抽发次数2.9万次/年，上网电量263亿千瓦时/年，综合利用效率79.87%；公司毛利率31.46%，净利率16.04%，折旧费和购电成本占成本30%和50%。根据在运发电机组运行情况和公司财务指标，在运抽蓄电站上网电量单度收入约0.6元/千瓦时、单度成本约0.4元/千瓦时，单度净利润约0.1元/千瓦时，按历年发电利用小时数计算，一座1000MW规模电站的年净利润约1.2亿元、1200MW规模电站的年净利润约1.4亿元。表10：国网新源抽水蓄能机组盈利能力测算20172018201920202021在运机组运行情况可控装机容量（GW）19.0719.0719.0720.5723.72抽水次数（次）31,49522,46826,77724,96329,242发电次数（次）29,05727,12823,63526,63133,144抽水电量（亿千瓦时）307.54283.74262.45276.09332.10发电量（亿千瓦时）243.08225.12208.34220.60265.26上网电量（亿千瓦时）236.13218.73202.19215.68262.53综合利用小时数（小时）2,887.002,669.762,468.752,516.762,810.14发电利用小时数（小时）1,275.001,181.131,092.511,117.801,247.85综合利用效率79.04%79.34%79.38%79.90%79.87%财务指标营业总收入（亿元）122.87128.15123.91129.37153.84营业毛利率26.51%28.10%28.67%32.69%31.46%毛利润（亿元）32.5736.0135.5242.2948.40营业成本（亿元）90.3092.1488.3987.08105.44——折旧费（亿元）28.9728.0427.3528.4431.59——折旧费占成本比重32.08%30.43%30.94%32.66%29.96%——购电成本（亿元）36.9239.4735.4240.4352.71抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明2120172018201920202021——购电成本占成本比重40.89%42.84%40.07%46.43%49.99%净利润（亿元）16.3816.3917.3516.8224.67净利率13.33%12.79%14.00%13.00%16.04%机组盈利能力（测算值）上网电量单度收入（元/千瓦时）0.520.590.610.600.59上网电量单度成本（元/千瓦时）0.380.420.440.400.40——上网电量单度折旧费（元/千瓦时）0.120.130.140.130.12——上网电量单度购电成本（元/千瓦时）0.160.180.180.190.20上网电量单度净利润（元/千瓦时）0.070.070.090.080.091000MW电站年净利润（亿元）0.880.890.940.871.171200MW电站年净利润（亿元）1.061.061.121.051.41资料来源：《国网新源控股有限公司2021年度跟踪评级报告》《国网新源控股有限公司2022年度跟踪评级报告》《国网新源控股有限公司2020年度跟踪评级报告》（中诚信国际），中信证券研究部测算；说明：在运发电机组运行情况和财务指标数据来自历次跟踪评级报告，机组盈利能力为测算值。再以南方电网控股的南方电网调峰调频发电有限公司为例，其主营抽水蓄能和调峰水电。惠州抽水蓄能电站由南网双调运营，执行单一容量电价，装机量240万千瓦。根据公司公告，2021年惠州抽蓄营业利润3.58亿元，净利率达到28.04%，高于国网新源的净利率水平。表11：南网双调惠州抽蓄经营情况20202021营业收入（亿元）9.519.63营业成本（亿元）5.255.22营业利润（亿元）3.133.58净利润（亿元）2.282.70净利率23.97%28.03%资料来源：《文山电力重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，中信证券研究部不过从盈利结构上看，即使是电网运营的抽蓄电站，也未充分发挥两部制电价的盈利性。根据国网新源公告，在公司执行两部制电价的抽蓄电站中，容量电价收入和电量电价收入约占总收入的70%和30%，容量电价利润和电量电价利润约占总利润的85%和15%。根据执行两部制电价抽蓄电站的上网电量，按79.5%的综合利用效率（2017~2021年国网新源运营抽蓄电站利用效率平均值）测算购电量和单位购电成本，2016-2019年9月，单位购电成本0.271~0.277元/千瓦时，平均上网电价0.369~0.370元/千瓦时。购电成本约为上网电价的73.4~74.9%，与电站综合利用效率79.5%接近，未创造足够大的盈利空间（抽发电价比值越低，与电站利用效率差距越大，盈利空间越大），导致抽蓄电站未发挥两部制电价应有的盈利性。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明22表12：国网新源两部制电价抽蓄电站购电成本与上网电价2016201720182019M1~9上网电量（亿千瓦时）85.79104.72111.1875.34平均上网电价（元/千瓦时）0.3700.3690.3760.370购电成本（亿元）29.4935.9238.6726.33购电量（亿千瓦时）（按79.5%利用效率测算）107.90132.49140.1394.91单位购电成本（元/千瓦时）（按79.5%利用效率测算）0.2730.2710.2760.277购电成本与上网电价之比（按79.5%利用效率测算）73.9%73.5%73.4%74.9%资料来源：《国网新源控股有限公司2020年度第一期中期票据募集说明书》，中信证券研究部测算说明：上网电量、平均上网电价、购电成本数据来自募集说明书，购电量、单位购电成本、购电成本与上网电价之比为按79.5%利用效率测算值。图24：国网新源执行两部制电价的收入情况资料来源：《国网新源控股有限公司2020年度第一期中期票据募集说明书》，中信证券研究部图25：国网新源执行两部制电价的利润情况资料来源：《国网新源控股有限公司2020年度第一期中期票据募集说明书》，中信证券研究部非电网企业运营抽蓄电站盈利能力偏弱甚至持续亏损。具体而言：1）2013年，湖南黑麋峰抽水蓄能电站作为当时全国唯一一家由非国家电网企业独家控制的发电公司拥有并运营的抽蓄电站，由五凌电力（中国电力持股63%）出售至国网新源，评估价值35.42亿元，包含黑麋峰抽水蓄能电厂全部资产及相关负债、人员。五凌电力在出售公告中称“出售事项会减少整体运营成本及风险”；2）内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站承担蒙西电网调峰填谷等任务，于2015年全部机组投运，总装机容量1200MW。运行初期，三峡集团持股61%，其他股东包括华能、大唐、龙源等风电公司。但2016-2018年呼蓄运营连年亏损，导致2018年三峡集团转让呼蓄电站股权至内蒙古电力（集团）有限责任公司（蒙西电网），由蒙西电网运营。0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%0.0020.0040.0060.0080.00100.00201620172018201901~09容量电价收入（亿元）电量电价收入（亿元）容量电价收入占比（右轴）电量电价收入占比（右轴）0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%0.005.0010.0015.0020.00201620172018201901~09容量电价利润（亿元）电量电价利润（亿元）容量电价利润占比（右轴）电量电价利润占比（右轴）抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明23表13：五凌电力在2013年出售黑麋峰抽蓄电站前后盈利水平大幅改善20102011201220132014五凌电力可控装机量（万千瓦）528.55528.55529.82462.72475.82五凌电力发电量（亿千瓦时）109.0388.10124.16131.27173.36——黑麋峰抽蓄电站发电量（亿千瓦时）0.880.682.071.44——五凌电力主营业务收入（亿元）30.4827.7435.5440.2152.79五凌电力主营业务成本（亿元）15.8918.0618.5517.9521.97五凌电力主营业务利润（亿元）14.599.683.7813.1713.14五凌电力营业外收入（亿元）0.150.030.037.831.33资料来源：《五凌电力有限公司跟踪评级报告2014》《五凌电力有限公司2016年度第二期短期融资券募集说明书》《五凌电力有限公司2012年度第一期短期融资券信用评级跟踪报告》《五凌电力有限公司2011年审计报告》《五凌电力有限公司2013年度企业信用评级报告》，中信证券研究部表14：呼和浩特抽水蓄能电站经营情况201620172018营业总收入（万元）51,282.0551,282.0596,888.56净利润（万元）-1,332.19-4,134.49-4,836.78净利率-2.60%-8.06%-4.99%资料来源：《中国长江三峡集团有限公司公开发行2019年绿色可交换公司债券(第一期)募集说明书》《中国长江三峡集团公司公开发行2017年绿色公司债券(第一期)募集说明书》《中国长江三峡集团有限公司2018年度审计报告》，中信证券研究部两部制电价新政策完善抽蓄价格形成机制，收益保底兼具向上弹性抽蓄价格政策优化，两部制电价可操作性提高。为提升电力系统灵活性、经济性和安全性，加快发展抽水蓄能电站，2021年国家发改委发布《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），从2023年起“以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”，主要变化是电量电价市场化、容量电价保障电站6.5%的内部收益率、明确容量电价传导和分摊方式。首先，容量电价核定标准得到规范，保障电站6.5%的内部收益率。在两部制电价中，容量电价体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽蓄电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。在新定价机制中，①国家发改委确定容量电价核价参数，其中电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定（意见印发之日前已核定容量电价的抽水蓄能电站维持原资本金内部收益率）；②适当降低核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，电站可自主运用剩余机组容容量参与电力市场。容量电价的传导和分摊方式得到明确，成本传导路径清晰。新电价政策要求：①未来将建立容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽蓄容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；②完善容量电费在多个省级电网的分摊方式，由国家发改委组织相关省区协商确定分摊比例，或参照《区域电网输电价格定价办法》，容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取；③完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式，抽蓄电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量在特定电源和电力系统之间的分摊比例；特定电源分摊的容量电费由相关受益方承担，核定抽蓄电站容量电价时扣减。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明24表15：抽蓄电站定价模式变化示意抽蓄电站目前定价模式2023年起定价模式广蓄电站一期协商定价，单一容量电价模式非633号文定价范围，不发生变化广蓄电站二期政府确定，单一容量电价模式变更为两部制电价，重新核定容量电价，新增电量电价部分收入清蓄电站政府确定，两部制电价模式，按燃煤发电基准价核算电量电价继续维持两部制电价，重新核定容量电价，按电力市场价核算电量电价资料来源：《文山电力重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，中信证券研究部其次，电量电价以竞争性方式形成，抽蓄电站分享抽发收益。在两部制电价中，电量电价体现抽蓄电站提供调峰服务的价值，抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。新规对电量电价定价方式进行说明：（1）在运行电力现货市场的地区，抽蓄电站根据市场价格结算抽水电价和上网电价。（2）在未运行电力现货市场的地区，抽水电价有两种执行方式，一是电网企业提供抽水电量、电价按燃煤发电基准价75%执行，二是电网企业招标采购、抽水电价按中标价执行；上网电量由电网企业收购，电价按燃煤发电基准价执行。执行抽水电价、上网电价形成的收益中的20%由抽蓄电站分享。图26：2021年新规的电量电价计算方式资料来源：国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，中信证券研究部电力现货市场峰谷价差扩大，为抽蓄电量电价打开盈利空间电力现货市场反映电力供需，价格实时波动。电力现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易，形成体现时间特性的电能量商品价格。2017年和2021年，共有两批14省市（南方以广东起步、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）开展电力现货市场建设试点工作。以第一批试点省份山东省为例，电力现货市场分时价格波动大，2022年7月18日的单日内实时市场用电侧价格最高为545.29元/兆瓦时，出现于20时，最低价格为71.41元/兆瓦时，出现于9时，价差为473.88元/兆瓦时；电力现货市场分日价格波动大，2022年6月山东省实时市场用电侧价格单日价差最高为690.72元/兆瓦时，6月平均单日价差为342.03元/兆瓦时，最高价主要出现于6时和20~22时，最低价主要出现于9~13时。部分时段出现负电价，我们判断为该时段新能源发电量大，用电需求相对较小，供过于求出现负电价，充分反映出储能调峰的重要性，并为抽蓄电站创造盈利空间。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明25图27：山东电力现货交易市场用户侧价格单日波动（元/兆瓦时）资料来源：山东省电力交易中心，中信证券研究部；注：所有价格数据均不包含山东省容量补偿电价99.1元/兆瓦时。图28：2022年6月山东电力现货交易市场单日价差（元/兆瓦时）资料来源：山东省电力交易中心，中信证券研究部；注：所有价格数据均不包含山东省容量补偿电价99.1元/兆瓦时。图29：2022年6月山东电力现货交易市场单日最高价最低价出现时间资料来源：山东省电力交易中心，中信证券研究部为合理化峰谷电价价差，发挥电价的信号作用、引导电力用户削峰填谷，2021年国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，对合理设定峰谷电价价差提出两方面要求：①电力系统峰谷差率超过40%的地区，峰谷电价价差原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1；②建立尖峰电价机制，尖峰时段根据前两年当地电力系统最高负荷95%及以上用电负荷出现的时段合理确定，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。各地电价峰谷差价扩大，将扩大抽水蓄能的盈利空间。在国家发改委政策指导下，各省份陆续调整完善峰谷分时电价政策，设立峰谷电价标准或扩大峰谷电价差。峰谷电价调整后，广东省峰谷电价倍数从3.3倍提升到4.5倍，安徽季节性高峰期峰谷电价、陕西大工业峰谷电价达到4.4倍，海南从3.3倍提升到4.3倍，山东从约2.8倍提升到3倍，广西从1.5倍提升到3倍。据国际能源网统计，2022年1至7月我国各地区一般工商业峰谷电价差平均值达到0.716元/千瓦时，其中广东珠三角地区一般工商业峰谷价差平均值最高，达到1.273元/千瓦时，海南为1.045元/千瓦时，浙江为0.995元/千瓦时；甘肃、宁夏、青海最低分别为0.273元/千瓦时、0.379元/千瓦时、0.383元/千瓦时。02004006008001000120013579111315171921232022年1月18日2022年4月18日2022年7月18日-2000200400600800100012001357911131517192123252729价差最高价最低价13579111315171921231357911131517192123252729最高价时间最低价时间抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明26表16：部分地区峰谷分时电价峰平谷电价标准地区调整前峰平谷比调整前峰谷倍数测算调整后峰平谷比调整后峰谷倍数测算文件名称广东1.65:1:0.53.31.7:1:0.384.5关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知安徽————季节性高峰期1.813:1:0.412其他月份1.71:1:0.412季节性高峰期4.4其他月份4.2关于完善工商业峰谷分时电价政策有关事项的通知陕西————大工业1.63:1:0.37其他1.5:1:0.5大工业4.4其他3.0关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知海南1.65:1:0.53.31.7:1:0.44.3关于进一步完善峰谷分时电价机制有关问题的通知重庆————1.6:1:0.384.2关于进一步完善我市分时电价机制有关事项的通知湖南————1.6:1:0.44.0关于进一步完善湖南省分时电价政策及有关事项的通知四川————1.6:1:0.44.0关于进一步完善四川省分时电价机制的通知河南————1.64:1:0.414.0关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知山西————1.6:1:0.453.6关于完善分时电价机制有关事项的通知天津————1.5:1:0.463.3关于峰谷分时电价政策有关事项的通知蒙西————大风季1.48:1:0.79小风季1.48:1:0.47大风季1.8小风季3.1关于蒙西电网试行分时电价政策有关事项的通知湖北1.49:1:0.483.1————关于湖北电网2020~2022年输配电价和销售电价有关事项的通知黑龙江————1.5:1:0.53.0关于进一步完善峰谷分时电价政策措施吉林————1.5:1:0.53.0关于进一步完善分时电价政策有关事项的通知广西1.21:1:0.791.51.5:1:0.53.0关于完善峰谷分时电价机制有关事项的通知山东1.47:1:0.53（推算）2.81.5:1:0.53.0关于山东电网2020~2022年输配电价和销售电价有关事项的通知，关于进一步完善工商业分时电价政策的通知甘肃1.5:1:0.53.01.5:1:0.53.0关于调整销售电价及优化峰谷分时电价政策有关事项的通知，进一步完善甘肃省分时电价机制的通知蒙东————1.5:1:0.53.0关于蒙东电网试行分时电价政策有关事项的通知河北————1.5:1:0.53.0关于进一步完善分时电价机制的通知贵州————1.5:1:0.53.0关于试行峰谷分时电价有关事项的通知宁夏————1.5:1:0.53.0关于进一步完善峰谷分时电价机制的通知云南————1.5:1:0.53.0关于进一步完善分时电价机制的通知江西————1.5:1:0.53.0关于完善分时电价机制有关事项的通知资料来源：各地政府网站，中信证券研究部说明：山东省调整前峰平谷之比为中信证券研究部根据销售电价测算，各地区调整前后峰谷倍数均为计算值。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明27图30：2022年1~7月部分地区一般工商业峰谷电价差平均值（元/千瓦时）资料来源：国际能源网，中信证券研究部表17：2022年1~7月部分地区一般工商业峰谷电价差（元/千瓦时）地区1月2月3月4月5月6月7月平均值广东珠三角1.2781.2761.1801.3591.3311.2721.2151.273海南0.5150.9670.9861.0391.3181.3171.1761.045浙江1.2610.9350.9270.9900.9680.9490.9360.995湖南0.9640.8640.8570.7930.8290.8391.0690.888吉林0.9440.9480.7260.9140.9460.9510.7640.885辽宁0.9230.9140.9120.9050.8910.8910.7050.877湖北0.9300.9560.9570.9040.7900.8890.6400.867重庆1.0830.8400.8200.7830.7650.7770.7880.837江苏0.8040.8220.8600.8510.8290.8540.8280.835安徽0.6820.6990.9150.9150.9150.8470.8430.831黑龙江0.7240.7290.7310.7310.7320.7310.9430.760广西0.6470.8440.7740.7690.7290.7220.6750.737上海0.7240.7230.7400.7280.7220.7170.7840.734山东0.7420.7240.7390.7460.7500.7380.6900.733四川0.7100.8480.8160.8190.7050.6060.4650.710蒙东0.6530.6450.6680.6600.6330.8480.8360.706天津0.7060.7080.7120.7110.6980.7110.6560.700河南0.6640.6840.6760.6800.6700.6760.6980.678陕西0.7270.5430.5610.5460.5330.5200.7130.592新疆————————0.5550.5450.6730.591北京城区0.6330.5600.5750.5740.5550.5630.6440.586陕西0.7110.5580.5730.5300.5360.5420.5740.575福建0.6340.5530.5550.5540.5470.5350.5240.557河北0.5320.5300.5270.5230.5110.5700.5680.537江西0.3980.3980.3980.3980.3980.3960.4020.398青海0.3790.4000.4120.3940.3290.3700.3940.383宁夏0.3690.3810.3810.3810.3790.3810.3810.379甘肃0.3370.3360.2560.3560.1780.2480.1990.273平均值0.7290.7180.7120.7240.7050.7140.7070.716资料来源：国际能源网，中信证券研究部0.0000.2000.4000.6000.8001.0001.2001.400抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明28抽蓄电站按需调度，利用现货市场峰谷价差实现电量电价盈利。目前抽水蓄能电站由电网调度，由于现货市场可以反映电力供需情况，理论上电力系统对抽蓄电站的调度指令与市场价格波动一致或接近，低谷时电力富余需要抽水储能，高峰时电力供应紧张需要放水发电。山东省独立储能电站可自行决定发电—抽水时段，未来该模式或将应用于抽水蓄能电站。在电力现货市场中，抽蓄电站根据市场价结算抽水电价与上网电价，在电价低谷时抽水蓄能，在电价高峰时放水发电，利用电力市场价差实现抽放盈利。假设一座抽水蓄能电站装机量为1200MW，发电效率为75%，测算在不同抽水电价和发电上网电价的情境下，该抽蓄电站电量电价的发电度电价差收益。当现货市场峰谷价差超过25%时，抽蓄电站可实现正向价差套利。抽蓄电站分享从抽水电价和上网电价形成收益的20%，进一步测算在不同年发电小时数的情境下，该抽蓄电站依靠电量电价可分享的收益。电力市场峰谷差价越大，抽蓄电站可利用的上网电价和抽水电价差值越大，度电价差收益越高，抽蓄电站可分享收益越大。图31：抽蓄电站利用电力市场峰谷价差实现套利模式示意资料来源：山东省电力交易中心，中信证券研究部说明：底图为依据山东省电力现货市场2022年4月18日实时价格绘制的曲线。表18：不同抽水电价和上网电价组合情境下的发电度电价差收益测算（元/kWh）上网电价（元/kWh）0.100.200.300.400.500.600.700.800.901.00抽水电价（元/kWh）0.10-0.030.070.170.270.370.470.570.670.770.870.20-0.17-0.070.030.130.230.330.430.530.630.730.30-0.30-0.20-0.100.000.100.200.300.400.500.600.40-0.43-0.33-0.23-0.13-0.030.070.170.270.370.470.50-0.57-0.47-0.37-0.27-0.17-0.070.030.130.230.330.60-0.70-0.60-0.50-0.40-0.30-0.20-0.100.000.100.200.70-0.83-0.73-0.63-0.53-0.43-0.33-0.23-0.13-0.030.070.80-0.97-0.87-0.77-0.67-0.57-0.47-0.37-0.27-0.17-0.070.90-1.10-1.00-0.90-0.80-0.70-0.60-0.50-0.40-0.30-0.201.00-1.23-1.13-1.03-0.93-0.83-0.73-0.63-0.53-0.43-0.33资料来源：中信证券研究部测算说明：假设该抽蓄电站发电效率为75%。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明29表19：不同发电小时和度电价差收益组合情境下的可分享收益测算（亿元）发电小时数（h）10001100120013001400150016001700180019002000度电价差收益（元/kWh）0.100.240.260.290.310.340.360.380.410.430.460.480.200.480.530.580.620.670.720.770.820.860.910.960.300.720.790.860.941.011.081.151.221.301.371.440.400.961.061.151.251.341.441.541.631.731.821.920.501.201.321.441.561.681.801.922.042.162.282.400.601.441.581.731.872.022.162.302.452.592.742.880.701.681.852.022.182.352.522.692.863.023.193.360.801.922.112.302.502.692.883.073.263.463.653.840.902.162.382.592.813.023.243.463.673.894.104.32资料来源：中信证券研究部测算说明：假设该抽水蓄能电站装机量为1200MW，发电效率为75%，利益分享比例为20%，此处不考虑折旧、运营等其他成本。在未运行电力现货市场的地区，若抽水电价按燃煤发电基准价75%执行、上网电价按燃煤发电基准价执行，在发电效率为75%的情况下，抽蓄电站的抽水蓄能—放水发电过程无法盈利，仅可依靠提高发电效率或采用中标电价降低抽水电价而盈利。在电力现货市场中灵活选择抽水—放电时段可提高抽蓄电站收益。辅助服务为抽蓄电站提供补偿抽蓄电站可参与电力辅助服务并获得补偿。为构建新型电力系统，促进源网荷储协调发展，2021年国家能源局修订并印发《电力辅助服务管理办法》。电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体（包括抽水蓄能）、新型储能、可调节负荷提供的服务，包括有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。抽水蓄能作为发电侧并网主体，可以承担调爬坡、调峰、储能、稳定切负荷、黑启动等任务。电力辅助服务包括有偿服务和无偿服务两类。无偿服务是指并网主体义务提供基本电力辅助服务；有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，固定补偿按“补偿成本、合理收益”的原则综合考虑辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素确定补偿力度，市场化补偿遵循考虑辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则确定补偿力度。现货市场运行期间，调峰功能通过电能量市场机制实现，不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种；据《南方区域电力辅助服务管理实施细则》规定，“南方区域抽水蓄能机组不参与启停调峰、冷备用、旋转备用、稳定切机和稳定切负荷辅助服务补偿。抽水蓄能机组参与其他辅助服务时，已明确补偿标准的按规定执行，未明确补偿标准的参照水电机组执行”。因此抽水蓄能在电力辅助服务中可在爬坡、黑启动等方面服务并获得补偿，在非现货市场中还可通过调峰获得补偿。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明30表20：电力辅助服务分类及补偿方式电力辅助服务分类具体品种及服务内容补偿方式固定补偿参考因素有功平衡服务一次调频（调整有功出力，减少频率偏差）义务提供、固定补偿、市场化方式（集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）电网转动惯量需求和单体惯量大小二次调频（调整发用电功率，满足系统频率、联络线功率控制要求）常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量；其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量调峰（根据负荷峰谷及可再生能源出力，调整发用电功率或设备启停）社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失备用（预留调节能力，在规定时间内响应调度指令）转动惯量（提供响应系统频率变化率的快速正阻尼，阻止系统频率突变）爬坡（具有较强负荷调节速率，根据调度指令调整出力）无功平衡服务自动电压控制（自动闭环控制无功和电压调节设备，实现合理无功电压分布）义务提供、固定补偿、市场化方式（公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则调相（向电网输送感性无功功率运行状态，调节系统无功、维持系统电压水平）事故应急及恢复服务稳定切机（电力系统发生故障时，稳控装置正确动作后，发电机组自动与电网解列）稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本稳定切负荷（电网故障时，切除部分用户负荷以确保电力系统安全稳定）用户损失负荷成本黑启动（在无外界电源支持时，具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等恢复系统供电）投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用资料来源：《电力辅助服务管理办法》（国家能源局），中信证券研究部抽水蓄能可通过提供爬坡、黑启动等辅助服务获得补偿。（1）爬坡。爬坡是指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务。《江苏电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》规定，抽水蓄能可通过提供爬坡辅助服务获得补偿。基本补偿费用为𝐹=𝐾𝑎𝑔𝑐×max⁡[(𝑉实测−𝑉目标),0]×𝑃可调×𝐿𝑎𝑔𝑐，其中𝐾𝑎𝑔𝑐为补偿标准取1000元/兆瓦，𝑉实测为机组自动发电控制（AGC）当月实测调节速率，𝑉目标为机组AGC目标调节速率，抽水蓄能机组为3%额定容量/每分钟，𝑃可调为机组AGC可调容量，𝐿𝑎𝑔𝑐为机组AGC月度总投率，等于机组当月AGC功能累计投入时间/(本月总天数×24小时)。（2）黑启动。黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持的情况下，由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。《江苏电力辅助服务管理实施细则（征求意见稿）》规定，黑启动依据改造新增的投资成本、运行维护成本、每年用于黑启动测试和人员培训的费用确定其补偿标准；对事故预案确定的提供黑启动服务的机组按水电厂6万元/月，其他电厂按8万元/月的标准进行补偿。《南方区域电力辅助服务管理实施细则》规定，黑启动服务费用分为能力费和使用费，对符合要求的黑启动电源点，从试验合格次月开始，黑启动能力费按月补偿，黑启动使用费按次补偿；按标准计算，广东省一座1200MW抽蓄电站若被列入黑启动方案，每月将获得能力费3万元，每次黑启动获得使用费480万元。抽水蓄能电站从黑启动等电力辅助服务中获得的补偿性收益较小。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明31非现货市场中，抽水蓄能可参与深度调峰获得补偿。在现货市场中，抽水蓄能通过市场交易参与调峰，不再额外获得调峰服务补偿。例如山东省运行电力现货市场，《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》规定“可再生能源调峰机组不参与有偿调峰交易、不再给予资金补偿，但参与发电侧有偿调峰辅助服务补偿费用的分摊”。在非现货市场中，抽水蓄能通过参与深度调峰获得补偿。例如湖南省未运行电力现货市场，《湖南省电力辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》规定抽水蓄能电站（机组）可作为深度调峰交易卖方，按照“日前报价、按需调用、按序调用”的方式进行交易，调峰电量为抽水蓄能机组按调度指令抽水的抽水电量，报价不超过0.12元/千瓦时。此外，运行现货市场的南方区域为提高抽水蓄能积极性，规定当抽水蓄能机组抽发和抽水累计利用小时均达到规定值时，超出部分抽水电量按照深度调峰补偿标准的1%进行补偿。表21：抽水蓄能参与调峰获得收益/补偿的方式比较运行电力现货市场的地区未运行电力现货市场的地区地区南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北除左侧所列的其他地区举例省份山东湖南收益/补偿收益补偿收益/补偿方式接受调度，利用现货市场峰谷价差实现电量电价盈利接受调度，“日前报价、按需调用、按序调用”的方式进行交易，设置报价上限资料来源：《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）》，《湖南省电力辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》，中信证券研究部除容量电费和电量电费、辅助服务收入外，抽水蓄能电站还可通过容量补偿、容量使用权转移等方式获得收入。（1）容量补偿。《山东省电力现货市场交易规则（试行）》规定山东省综合市场交易价格由容量补偿费用、市场形成的电量价格构成。根据山东省《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）。（2）容量使用权出售和租赁。在电网租赁经营管理方式中，抽水蓄能公司作为项目法人负责电站建设和建成后的还本付息，建成后租赁给电网公司经营，电网公司支付租赁费，电站所有权和经营权分离。广州抽水蓄能电站（一期，1.2GW）通过容量使用权出售和租赁的方式获得收益，其中50%容量使用权出售至香港抽水蓄能发展有限公司（港蓄发）提供抽水蓄能服务；另50%容量使用权租赁至广东核电投资有限公司（广核投）和广东电网有限责任公司提供抽蓄服务，保证大亚湾核电机组的长期平稳运行，租赁至广核投和广东电网的容量由广东电网调度。根据《文山电力重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，广蓄电站一期目前采用协商定价、单一容量电价模式运营，针对港蓄发和广核投、广东电网执行不同的容量电费结算模式。目前广核投、广东电网公司每年向广蓄电站各自支付1000万美元容量电费，与港蓄发支付的容量电费数额接近。根据中电控股（0002.HK）2021年年报披露信息，港蓄发拥有使用广蓄电站一期50%容量及相关输电抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明32设施的权利至2034年。由于广蓄电站一期采用协商定价模式，不属于新定价机制范围，预计定价模式不会发生变化。表22：广州抽水蓄能电站一期的容量电费结算模式付款方使用容量结算内容结算时间香港抽水蓄能发展有限公司600MW经常性运行管理维修支出、非经常性支出和资本开支每年的3月31日、9月30日分别结算当年度1~6月、7~12月的相应费用土地、水资源和基础设施的补偿费用，固定费用1亿港元每年结算一次广东核电投资有限公司、广东电网有限责任公司600MW南网双调（将并入文山电力）在合同期内结算当年容量电费，次年年初对上一年度电站实际运营情况进行考核，根据考核结果调整容量电费每年结算一次，当年度内按季度等额支付资料来源：《文山电力重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）》，中信证券研究部▍产业链：投资运营、总承包、设备三大环节抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节抽水蓄能项目转向EPC模式，参与主体多元。传统抽水蓄能建设项目采用设计—招标—建设线性模式，由于施工周期长、工程协作难度大，投资方为简化项目管理，减少与项目执行方的沟通成本，新建、在建和拟建的抽蓄项目多采用整体总包的EPC模式，涉及投资方、总承包方和设备方。图32：抽水蓄能产业链主要环节及参与企业情况资料来源：各公司官网，中信证券研究部从产业链价值两看，建筑工程、机电设备占比最大，大概各占1/4。抽水蓄能电站项目单体投资规模大，根据水利水电规划设计研究总院、中国水力发电工程学会发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》，2021年机电设备及安装工程费用占比26.1%，居首位，建筑工程投资占比25.4%，两者合计过半，其他投资内容主要为征地费用、建设期利息等。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明33表23：2021年抽蓄电站工程造价各部分投资占比项目名称投资所占比例施工辅助工程5.49%建筑工程25.43%环境保护和水土保持工程1.43%机电设备及安装工程26.07%金属结构设备及安装工程3.77%建设征地移民安置补偿费用11.93%独立费用11.93%预备费8.31%建设期利息14.09%资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2021》（水利水电规划设计研究总院、中国水力发电工程学会），中信证券研究部投资运营：两大电网主导，发电企业入场当前抽蓄电站投资主体多为电网企业，发电企业和其他企业参与抽蓄电站热情增加。截至2022年7月，国网（含国网新源及国网地方子公司）、南网（南网双调，资产重组后将整体注入文山电力[600885.SH]）、蒙西电网拥有的在运抽蓄电站装机量占我国在运抽蓄电站装机量的63.3%、22.9%、2.7%，电网企业市占率近九成；发电企业三峡集团、华电集团装机量占比为4.7%、2.7%；另有其他企业江苏国信（002608.SZ）、宁波能源（600982.SH）装机量占比3.6%、0.2%。《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》提出鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。由于抽蓄电站单体投资大、建设周期长，预计未来仍将保持电网主导、发电企业和其他企业参与的市场格局。我们从北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态，初步对待建抽蓄项目投资运营方进行统计，有至少20家企业将新进入抽水蓄能行业，包括核电运营龙头中广核（003816.SZ）等。图33：全国在运抽水蓄能电站市占率（截至2022年7月）资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部图34：全国在建抽水蓄能电站市占率（截至2022年7月）资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部国网63.3%南网22.9%三峡集团4.7%江苏国信3.6%华电集团2.7%蒙西电网2.7%宁波能源0.2%国网73.6%南网4.2%三峡集团5.6%蒙西电网2.1%福建省投2.1%信达资产2.4%尚义华灏2.4%湖北能源2.4%豫能控股2.3%浙江天台3.0%抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明34表24：部分非电网企业投资抽蓄项目情况企业在运项目在建项目待建项目三峡集团长龙山张家坪、阳泉盂县玛纳斯、休宁里庄、羊林、山阳、房县、石台、远安、罗家、攸县广寒坪、株洲攸县、诸暨、松阳、黄羊、南山口江苏国信沙河、溧阳连云港宁波能源溪口奉化华电新能周宁湖北能源平坦原松滋江西、五峰太平、巴东桃李溪福建省投永泰尚义华灏尚义信达资产五岳豫能控股鲁山浙江天台天台国家电投桂林平乐、覃塘、隆林、邯郸青塔、安仁金紫仙、隆回、铅山、达仁、额敏、永德、康乐、务川洞溪承德宝通电力滦平贵州乌江能源黔南黄丝广东能源集团贵阳石川坝、天牌岭广州发展大悟县国家能源集团连城、梅县九龙嶂、青海同德、汉中勉县、新疆和静、瓯海国能神皖能源霍山国投电力全州、安仁、河津杭州钢铁集团青田华源电力桂林龙胜桂林龙胜汪清一期建德协鑫建德江投集团赣县龙源电力铁力长江电力张掖盘道山、黄柏河浙江电力实业丽水水滩混合浙江新能源投资常安中广核太平岭、中洲茅坪、魏家冲中国核电云霄中国华电蒲县、泾阳新华水电华安、梅列、大熊山资料来源：各地政府网站，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明35国家电网是我国抽蓄电站运营龙头。国家电网以投资建设运营电网为核心业务，下设抽水蓄能和新能源事业部，以直属单位国网新源控股有限公司为主要力量开发建设和经营管理国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站和常规水电站。根据《国家电网有限公司服务新能源发展报告2021》和《国家电网有限公司2021社会责任报告》，截至2021年年底，国家电网在运抽蓄电站装机量25.1GW，年抽水蓄能发电量242.7亿千瓦时、抽水电量303.02亿千瓦时；2021年新获江西奉新、浙江泰顺、辽宁庄河、黑龙江尚志项目核准批复，我们预计到2025年公司经营区装机将超过50GW，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据无可争议的领导地位。2020年，国家电网经营区抽水蓄能电站平均综合利用小时数2585小时，多消纳新能源电量306亿千瓦时。“十三五”期间，国家电网经营区抽水蓄能电站累计多消纳新能源电量864.3亿千瓦时。图35：国家电网在运、在建抽水蓄能电站分布（截至2020年年底）资料来源：《国家电网有限公司服务新能源发展报告2021》文山电力（600995.SH）拟获南网双调的抽水蓄能、调峰水电等资产，将成为南方电网唯一抽蓄业务上市平台。文山电力拟与中国南方电网有限责任公司进行重大资产置换，已于2022年5月得到国资委批复（国资产权[2022]208号文）。根据《云南文山电力股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》，资产置换方案具体为文山电力将从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债置出，与南方电网持有的南网双调100%股权的等值部分进行置换，南方电网的抽蓄和调峰水电业务将借助文山电力实现上市。资产重组交易成功后的文山电力主营业务将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。文山电力将新增：1）已全部投产运营的7座抽水蓄能电站，装机容量合计为10.28GW；1座已取得抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明36核准、主体工程已开工的抽水蓄能电站，装机容量1.2GW，（文山电力）预计于2025年建成投产；此外，还有11座抽水蓄能电站进入前期工作阶段，总装机容量12.6GW，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。2）2座装机容量合计1.92GW的可发挥调峰调频功能的水电站。3）30MW/62MWh的电网侧独立储能电站。表25：南网双调公司储能和调峰水电业务资产及定价模式类型电站装机量定价模式抽水蓄能电站广州抽水蓄能电站2.4GW一期：与香港抽水蓄能发展有限公司等协商定价，单一容量电价二期：政府确定，单一容量电价，2023年后变更为两部制电价，重新核定容量电价，新增电量电价部分收入惠州抽水蓄能电站2.4GW政府确定，单一容量电价，2023年后变更为两部制电价，重新核定容量电价，新增电量电价部分收入清远抽水蓄能电站1.28GW政府确定，两部制电价，2023年后维持两部制电价，重新核定容量电价深圳抽水蓄能电站1.2GW海南琼中抽水蓄能电站0.6GW梅州抽水蓄能电站（一期投产，二期拟建）2.4GW两部制电价阳江抽水蓄能电站（一期投产，二期拟建）2.4GW南宁抽水蓄能电站（已核准）1.2GW肇庆浪江抽水蓄能电站（已核准）1.2GW惠州中洞抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW茂名电白黄坭田抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW江门鹤山抽水蓄能电站（前期工作阶段）0.6GW清远清新下坪抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW玉林福绵抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW韶关新丰抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW潮州潮安青麻园抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW桂林灌阳抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW贵港抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW柳州鹿寨抽水蓄能电站（前期工作阶段）1.2GW调峰水电站天生桥二级水电站1.32GW政府核定上网电价，根据上网电量结算，参与辅助服务考核鲁布革水电站0.6GW电网侧独立储能深圳宝清电池储能站10MW/22MWh单一容量电费东莞杨屋电池储能站10MW/20MWh——东莞黎贝电池储能站5MW/10MWh广州芙蓉电池储能站5MW/10MWh3个进入前期工作阶段的储能站470MW/940MWh资料来源：《云南文山电力股份有限公司重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书（草案）（修订稿）》，中信证券研究部总承包：龙头份额高度集中中国电建（601669.SH）是抽水蓄能建设领域的主力，承担了国内绝大部分抽蓄电站的规划或建设工作。根据其在上证e互动答投资者提问披露，公司在国内抽水蓄能规划设计方面市场份额约90%，承担建设项目份额约80%，并在2022年拟使用定增募集资金投资运营第一个抽蓄电站项目，全年投资计划中计划核准抽水蓄能项目4个，总装机容量约为5GW。中国能建（601868.SH）是一家为中国乃至全球能源电力、基础设施等行业提供整体解决方案、全产业链服务的综合性特大型集团公司，主营业务涵盖能源电力、水利抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明37水务、铁路公路、港口航道、市政工程、城市轨道、生态环保和房屋建筑等领域。中国能建将新能源开发作为当前工作重心，发展新能源和综合智慧能源工程业务。2022年5月，中国能建电力规划总院有限公司成功入选国家发改委投资咨询机构名单的新能源及水电（含抽水蓄能）、核电、电网工程三个主要领域短名单，实现了电力咨询领域全覆盖。中国能建葛洲坝集团先后承建江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌。中国能建参建的张北可再生能源柔性直流电网试验示范工程、丰宁抽水蓄能电站等项目，将张家口等地区的风电、光电等可再生能源“打包”送到北京，助力冬奥场馆历史上首次实现100%全绿电。2022年4月中国能建新取得湖北蕲春抽水蓄能项目投资开发权。表26：中国能建参建的部分抽水蓄能项目项目名称装机量（MW）状态备注江苏宜兴抽水蓄能电站1000在运中国建筑最高奖山西西龙池抽水蓄能电站1200在运沥青混凝土防渗面板防渗技术应用于抽蓄电站建设内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站1200在运广东深圳抽水蓄能电站1200在运国家可再生能源发展规划重点建设工程丰宁抽水蓄能电站3600在运世界规模最大山东文登抽水蓄能电站1800在建句容抽水蓄能电站135在建浙江磐安抽水蓄能电站120在建南宁武鸣抽水蓄能电站1200在建白银区抽水蓄能电站1000拟建，项目签约百色田东抽水蓄能电站1200拟建，项目签约钦州灵山抽水蓄能电站1200拟建，项目签约蕲春县花园抽水蓄能电站1200拟建，项目签约湖北兴山县抽水蓄能1200拟建，项目签约巴东县六郎抽水蓄能2200拟建，项目签约卢家沟抽水蓄能电站2200拟建，项目签约盘溪槽抽水蓄能电站2200拟建，项目签约红岩坪抽水蓄能电站1200拟建，项目签约繁峙县光储一体化清洁能源发电项目1400拟建，项目签约平川区抽水蓄能电站1000拟建，项目签约贵港抽水蓄能电站1200拟建，启动预可研柳州鹿寨抽水蓄能电站1200拟建，启动预可研防城港上思抽水蓄能电站1200拟建，启动预可研玉林福绵抽水蓄能电站1200拟建，启动预可研桂林灌阳抽水蓄能电站1200拟建，启动预可研资料来源：中国能建公告，北极星储能网，南方电网技术情报中心，中信证券研究部抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明38此外，中国能建与中国电建在独立承接项目外，强强联手成立联合体承接抽水蓄能项目。2022年3月，中国电建中南院（联合体牵头方）与中国能建广西院（联合体成员）与南网双调签订桂林灌阳、柳州鹿寨、贵港、玉林福绵、防城港上思5个抽水蓄能电站的勘测设计合同，进一步巩固市场地位。设备：哈电、东电引领抽蓄机组国产化替代抽水蓄能电站的核心主机设备包括水泵水轮机及附属设备、发电电动机及附属设备，辅助设备包括高压电气设备（含主变压器、高压电缆、气体绝缘金属封闭开关设备GIS、气体绝缘金属封闭输电线路GIL、发电机出口电压设备）、厂用电设备、静止变频器（SFC）、监控系统、继电保护及安全自动装置、公用辅助设备、直流设备等。抽蓄电站建设多采用发电电动机及水泵水轮机制造厂家机电设备总承包的方式，分包电站机电设备的设计、制造、调试；主机之外的辅助设备主要依靠采购。国内抽水蓄能装备制造技术跨越式发展，逐步实现国产化替代。根据水利水电规划设计研究总院统计，2010年前，国内抽水蓄能电站机组主要采用进口设备，2010年起中外合资和国产设备比例上升；目前新投产抽蓄机组全部为国产和中外合资制造，国产机组累计占比为34.1%，未来将逐步实现机组设备国产化替代。图36：全国抽水蓄能电站机组设备累计使用情况（个）资料来源：《抽水蓄能产业发展报告2021》（水利水电规划设计研究总院、中国水力发电工程学会），中信证券研究部哈尔滨电气（01133.HK）和东方电气（600875.SH）是国产抽蓄机组主机设备生产的骨干企业。哈电和东电深耕水电机组制造多年，具备生产大型抽蓄机组的能力，哈电具备年产20台、东电具备15~20台大型抽蓄机组的制造、交付、安装服务能力。哈尔滨电气掌握完整的抽水蓄能研发制造体系，在抽水蓄能项目水泵水轮机“S区”和“驼峰区”稳定性研究、降低水泵水轮机无叶区压力脉动幅值等一系列课题上取得原创性成果，解决水泵水轮机水力稳定性和效率难以兼顾的世界性难题，实现了100%自主知识产权，处于世界抽水蓄能技术领域的前沿。哈电负责研制生产的阳江抽水蓄能电站400MW机组是国内单机最大、综合技术难度和技术水平最高的抽水蓄能机组。东方电气能够设计制造覆盖50m-850m水头、容量从10MW-450MW等级的抽水蓄能机组产品，累计获得了60台套抽水蓄能机组的供货合同，其中长龙山抽水蓄能机组是水头世界第二、中国第一高的抽水蓄能机组。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明39浙富控股（002266.SZ）依托在水电、核电生产方面的优势进军抽水蓄能发电机组的技术研发和制造，提出在2024年前实现年产5台（套）抽蓄发电机组的目标。2022年，浙富控股与三峡建工签署战略合作框架协议，加大抽水蓄能领域合作，浙富控股配合三峡建工推进项目预可研、可研等前期工作，设备供应、技术服务优先保障三峡建工合作项目；在合法合规的前提下，三峡建工在同等条件下优先选用浙富控股设备。中外合资企业中，上海福伊特（福伊特水电和上海电机厂合资）、天津通用电气水电（通用电气水力、通用电气可再生能源、天津百利机械装备合资）、杭州东芝水电（株式会社东芝、东芝中国、中国电建合资）具备单机容量400MW大型机组的设计制造能力。表27：在运在建抽水蓄能项目国产机组供应商项目名称主机单机容量（MW）机组供应商说明阳江抽水蓄能电站400哈尔滨电气中国最大单机，世界前列敦化抽水蓄能电站350哈尔滨电气河北尚义抽水蓄能电站350哈尔滨电气周宁抽水蓄能电站300哈尔滨电气丰宁抽水蓄能电站300哈尔滨电气山东潍坊抽水蓄能电站300哈尔滨电气荒沟抽水蓄能电站300哈尔滨电气河北易县抽水蓄能电站300哈尔滨电气缙云抽水蓄能电站300哈尔滨电气山东文登抽水蓄能电站300哈尔滨电气溧阳抽水蓄能电站250哈尔滨电气江苏句容抽水蓄能电站225哈尔滨电气仙居抽水蓄能电站375哈尔滨电气长龙山抽水蓄能电站350东方电气中国最高水头，世界第二黑麋峰抽水蓄能电站300（国产化改造）东方电气福建仙游水电站300东方电气深圳抽水蓄能电站300东方电气绩溪抽水蓄能电站300东方电气河北张河湾抽蓄电站250浙富控股资料来源：哈尔滨电气、东方电气、浙富控股公司官网、公告，中信证券研究部▍风险因素抽水蓄能项目建设进度不及预期。抽水蓄能项目具有单体投资体量大、建设周期长等特性，虽然其建设周期平均在6.4年左右，不过不排除后续因政策变化、业主资金周转困难等原因导致项目建设进度不及预期。其他储能对抽水蓄能形成替代。抽水蓄能虽然目前技术最成熟、经济性良好，不过未来不排除电化学等储能技术持续突破，使得其综合性价比优于抽水蓄能，从而替代原有的抽水蓄能需求。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明40政策变化导致抽水蓄能盈利波动。2021年抽水蓄能两部制电价的进一步完善，为投资运营企业打开盈利空间，考虑到我国抽水蓄能电价定价机制曾经历多次变更，未来不排除政策变化导致项目盈利随之波动。各环节竞争加剧导致企业盈利空间缩窄。考虑到抽水蓄能建设在未来10年将大幅扩容，不排除未来总承包、设备供应等环节竞争加剧，从而导致企业盈利水平下降。局部疫情反复超预期抑制电力需求。今年以来我国局部地区时有疫情反复，影响工商业生产、运营活动，从而导致部分地区用电需求下降，未来仍存在局部地区疫情反复超预期，导致总体电力需求下滑的风险。▍投资策略“碳中和”背景下以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容，大幅提升电力系统对储能技术应用的需求，而抽水蓄能凭借技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，将继续成为主流储能技术。我国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求，根据国家能源局规划及中国电建董事长在人民日报发文内容，我们预计近10年间抽蓄建设将大幅提速。同时，2021年抽水蓄能电价改革的落地也将在保障投资方基本收益的同时，释放向上业绩弹性。从产业链角度而言，大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节，建议关注总承包环节的中国能建、中国电建，投资运营环节的文山电力，设备环节的东方电气。表28：重点企业盈利预测及估值简称代码收盘价（元）EPS（元）PE评级21A22E23E24E21A22E23E24E文山电力600995.SH17.480.030.270.350.41583655043买入中国电建601669.SH6.980.570.771.021.3812975买入中国能建601868.SH2.220.160.200.230.261411109-东方电气600875.SH16.500.730.951.181.4123171412买入资料来源：Wind，中信证券研究部预测注：股价为2022年8月8日收盘价，中国能建盈利预测为Wind一致预期。抽水蓄能行业专题｜2022.8.11请务必阅读正文之后的免责条款和声明41▍相关研究基础材料和工程服务行业跟踪点评—看好三季度基建需求更上一层楼(2022-07-15)建筑建材行业2022年下半年投资策略（地产基建产业链篇）—如何看待复工复产后的投资机会？(2022-06-29)工程服务行业—从总量端、结构端看老基建投资机会PPT(2022-05-13)基础设施产业重大事项点评—县城城镇化建设意见出台，受益行业有哪些？(2022-05-09)“稳增长”抓手专题—从资金角度看全年基建增长(2022-05-06)工程服务行业跟踪点评—“全面加强基础设施建设”，项目储备充足只待集中落地(2022-04-27)基础材料和工程服务行业—稳增长背景下基建产业链投资(2022-04-14)基础材料和工程服务行业碳中和专题之三—从政策角度看建筑节能和BIPV的成长空间(2022-03-17)基础材料和工程服务行业重大事项点评—从政府工作报告看基建产业链投资机会(2022-03-07)基础设施产业专题报告—稳增长发力搭台，新老基建产业链共舞(2022-02-17)42分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上43特别声明在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问https://research.citicsinfo.com/disclosure。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发；在英国由CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：8/F,DalamalHouse,NarimanPoint,Mumbai400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎，电话：+85226007233。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及CLSA的附属公司。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系CLSASingaporePteLtd，地址：80RafflesPlace,#18-01,UOBPlaza1,Singapore048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePteLtd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSASingaporePteLtd豁免遵守《财务顾问法》（第110章）、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSAIndia“关联方”的更多详情，请联系Compliance-India@clsa.com。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2022版权所有。保留一切权利。