证券研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号行业研究建筑2022年04月09日抽水蓄能行业深度研究报告推荐（维持）新型电力系统中不可或缺的维稳器抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案。根据CNESA的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模达到172.5GW，占比超90%。与其他储能方案相比，抽水蓄能具备技术成熟可靠、容量大、经济性好、运行灵活等显著优势，主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。中国抽水蓄能电站起步较晚，需求和电价机制是制约抽蓄发展的主要因素。截止2020年，全国抽蓄电站装机量约32GW，占电源总装机量的比例仅有1.4%，较欧洲、日本等发达国家4%~8%的水平仍有较大差距，我们认为主要原因有两点：1）需求不足，过去的电力贡献大多来自火电，虽然用电量不断增长，但火电电源稳定性强，水电本身又具备调峰调频的功能，电网对于储能的需求并不是非常急迫；2）由于电价机制的问题，抽蓄电站的成本一直无法顺利传导，电网投资意愿不强，另外，抽蓄电站的盈利和电网运营利润捆绑式计算，导致社会资本参与度也较低。双碳时代正式开启，抽蓄需求进一步扩大。国内新能源电力占比不断提升，电网的调峰调频压力也愈来愈大，电力系统的稳定性受到挑战，储能需求已开启爆发式增长阶段。2021年国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出2025年、2030年全国抽蓄投产规模将分别达到62GW、120GW，即十四五、十五五期间各翻一番，我们测算2022-2024年抽蓄电站三年合计投资规模近1700亿，结合储能需求、两网规划以及项目投资成本，我们认为未来实际推进的项目投资规模可能会超过国家规划。电价机制理顺，行业迈向高质量发展新阶段。我国的抽蓄电价机制经过多次变革，成本疏导是近年来影响投资主体积极性的主要因素。2016、2019年发改委陆续发文，宣布“抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围”、“抽水蓄能电站不允许计入输配电成本”，抽蓄的成本无法顺利传导，受此影响，2019年国家电网有限公司下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。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》，厘清成本传导机制，其中主要变化在于容量电价传导方式疏通、保证电站6.5%的内部收益率、电量电价鼓励市场化定价。633号文的出台再一次明确了抽水蓄能电站执行两部制电价的价格机制，并且对两部制电价的细节进行了明确，提高了两部制电价的可操作性，也对于抽水蓄能电站的运营提供了更多的激励，成为了我国抽水蓄能电价机制形成过程中具有里程碑意义的文件。从国网新源看过往抽蓄电站经营情况：国网新源控股有限公司是国家电网控股的抽蓄电站专业化公司，截至2020年末，国网新源可控装机量达2057万千瓦，占全国65%左右，其在运的20座电站中仅7座执行两部制电价。我们整理了一些国网新源过去几年的运营数据和财务数据，发现尽管公司的毛利率水平和净利率并不低，但平均每瓦的净利润不到1毛钱，一座120万千瓦规模的电站一年的净利润仅在1亿元左右，若考虑前期建设的投资，从全生命周期来看，其盈利性是比较差的，主要原因在于之前的电价机制很难保障抽蓄电站的盈利，我们认为，随着633号文的逐步落实，未来新投运的抽蓄电站盈利性将有大幅提升，其投资吸引力也将加大。抽蓄电站现有项目统计：单体投资规模较大，主要集中在广东、浙江、河北等地。我们统计了46个目前在建及规划的抽蓄电站的详细信息：1）单个项目的规模多在120~200万千瓦之间，投资规模多在60~100亿之间；2）平均每瓦的投资规模为6.2元，各项目之间差距较大，最低4.2元/W，最高8元/W。从区域来看，主要集中在广东、浙江、河北等地。投资建议：建议关注受益于加大抽水蓄能投资的相关标的：中国电建、中国能建、粤水电和安徽建工。风险提示：抽蓄电站建设进度不及预期，电价机制执行不及预期。证券分析师：王彬鹏邮箱：wangbinpeng@hcyjs.com执业编号：S0360519060002证券分析师：鲁星泽电话：021-20572575邮箱：luxingze@hcyjs.com执业编号：S0360520120001联系人：郭亚新邮箱：guoyaxin@hcyjs.com行业基本数据占比%股票家数(只)1550.02总市值(亿元)19,919.822.26流通市值(亿元)15,630.922.35相对指数表现%1M6M12M绝对表现-0.6%5.1%13.6%相对表现2.7%18.6%31.1%相关研究报告《建筑装饰行业周报（20220328-20220402）：稳增长放在更加突出的位置》2022-04-05《建筑装饰行业周报（20220321-20220327）：“十四五”现代能源体系规划正式发布，能源转型势在必行》2022-03-27《建筑装饰行业周报（20220314-20220320）：长三角草根调研反馈—基建地产边际回暖，料全年稳增长主线不变》2022-03-20-22%-8%7%21%21/0421/0621/0821/1122/0122/042021-04-07~2022-04-08建筑沪深300华创证券研究所抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号投资主题报告亮点我们从供需两端分别论证了抽水蓄能即将迈入高质量发展的新阶段需求端：极端天气下全国的电力供给和电力需求仅勉强达到平衡，若考虑实际的电力输送以及各省的电力分配情况，用电情况可能更加紧张，储能需求已迫在眉睫；供给端：我们梳理了历史抽蓄电站电价机制的变化，同时结合了国网新源的运营数据和财务数据，分析了过往电站盈利性较差的主要因素，我们认为，随着633号文的逐步落实，未来新投运的抽蓄电站盈利性将有大幅提升，其投资吸引力也将加大。投资逻辑双碳时代开启，储能需求将迎来爆发式增长，抽水蓄能凭借其技术成熟、容量大、经济性好、运行灵活等优势，在目前已投运的储能中占比约90%，占据绝对主导地位。2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》陆续发布，抽水蓄能不仅即将迎来新一轮的成长阶段，同时电价机制的厘清也将助力行业的高质量发展。抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号3目录一、抽水蓄能基本介绍.............................................................................................................6（一）基本原理：重力势能和电能的相互转换.............................................................7（二）储能方案对比：抽蓄技术成熟、经济性优.........................................................71、抽水蓄能相对其他储能方案的优劣势分析...........................................................82、量化比较抽水蓄能的成本优势.............................................................................10二、双碳时代开启，抽水蓄能供需两端皆迎来拐点...........................................................12（一）需求不足和成本疏导是过去影响抽蓄发展的两大重要因素...........................12（二）双碳时代正式开启，抽蓄需求进一步扩大.......................................................151、能源结构转型促进储能需求增长.........................................................................152、抽水蓄能中长期规划出台，十四五、十五五投运规模各翻一番......................17（三）电价机制理顺，行业迈向高质量发展新阶段...................................................20（四）产业链介绍及现有抽蓄项目统计.......................................................................221、产业链：中国电建为建设龙头，国家电网为运营龙头.....................................222、现有项目统计：单体投资规模较大，主要集中在广东、浙江、河北等地......23三、从国网新源看过往抽蓄电站经营情况...........................................................................25四、主要企业...........................................................................................................................27（一）中国电建...............................................................................................................27（二）中国能建...............................................................................................................29（三）粤水电...................................................................................................................32（四）安徽建工...............................................................................................................34五、风险提示...........................................................................................................................35抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号4图表目录图表12000-2020年全球储能市场累计装机规模...............................................................6图表2主要的储能技术分类.................................................................................................6图表3抽水蓄能电站原理示意图.........................................................................................7图表4常规水电站与抽水蓄能电站结合开发方式.............................................................7图表5储能在不同场景下的应用.........................................................................................8图表62016年全球储能技术成熟度曲线............................................................................9图表7主要储能方式技术优缺点和应用情况对比.............................................................9图表8储能电站基本参数及度电成本比较（以年利用2000小时为例）......................11图表9抽水蓄能电站度电成本敏感性分析.......................................................................11图表10抽水蓄能与磷酸铁锂电池全生命周期度电成本结构.........................................12图表11海外抽水蓄能电站发展历程.................................................................................13图表12全球抽蓄电站规模统计（MW）..........................................................................13图表13中国抽水蓄能电站发展历程.................................................................................14图表14中国抽蓄电站规模统计（MW）..........................................................................14图表15可再生能源发电量发展阶段及特点.....................................................................15图表162009-2021年各类电源发电量占比情况...............................................................16图表172009-2021年各类电源装机量占比情况...............................................................16图表182021年各类电源发电量占比与累计装机量占比对比........................................16图表192021年1月7日装机出力（供应侧）测算（亿千瓦）....................................17图表20《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》要点.........................................17图表21抽水蓄能电站投产规模中长期规划（GW）.......................................................18图表222021年抽水蓄能行业相关政策梳理....................................................................18图表23抽蓄电站建设及投产时间线示意图.....................................................................19图表24十四五及十五五期间每年新增抽蓄电站规模测算.............................................19图表25国家电网及南方电网中长期抽蓄规划-预计新增抽蓄电站投产规模（万千瓦）...............................................................................................................................19图表26抽水蓄能过往电价机制梳理.................................................................................21图表27抽蓄电站不同运营模式比较.................................................................................21图表28抽水蓄能电价政策.................................................................................................22图表29抽水蓄能产业链.....................................................................................................23图表30抽水蓄能电站投资构成.........................................................................................23图表312020年全国抽蓄电站竞争格局（按照运营方划分）........................................23图表3246个在建及规划的抽蓄电站投资额统计............................................................24抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号5图表33国家电网及南方电网在运抽蓄电站按区域统计（万千瓦）.............................25图表34国家电网及南方电网在建抽蓄电站按区域统计（万千瓦）.............................25图表35国网新源2018-2020年主要经营指标..................................................................25图表36国网新源2018-2020年成本构成（亿元）..........................................................26图表37按照可控装机量测算的单瓦收入、成本、利润（元/瓦）................................26图表38国网新源2016-2018年容量电价、电量电价的收入及利润占比......................27图表39国网新源执行两部制电价标准的公司经营情况统计表...................................27图表40中国电建历年营业收入及同比增速.....................................................................27图表41中国电建历年归母净利润及同比增速.................................................................27图表42中国电建2020年营业收入构成...........................................................................28图表43中国电建2020年毛利构成...................................................................................28图表442020年底公司控股并网装机电源规模...............................................................28图表45中国电建“十四五”新增新能源投产装机任务分解.........................................28图表46中国能建历年营业收入及同比增速.....................................................................30图表47中国能建历年归母净利润及同比增速.................................................................30图表48中国能建2020年分业务收入及毛利构成...........................................................30图表49中国能建2020年工程建设新签合同情况...........................................................31图表50公司清洁能源及环保水务业务2020年经营情况...............................................31图表51中国能建十四五发展目标.....................................................................................32图表52粤水电历年营业收入及同比增速.........................................................................33图表53粤水电历年归母净利润及同比增速.....................................................................33图表542020年粤水电各项业务收入占比.......................................................................33图表552020年粤水电各项业务毛利占比.......................................................................33图表56截至2020年公司清洁能源累计装机量结构.......................................................34图表57广东省2025年新能源装机量目标（万千瓦）...................................................34图表58安徽建工历年营业总收入及同比增速.................................................................34图表59安徽建工历年归母净利润及同比增速.................................................................34图表602021年安徽建工各项业务营收占比（%）.........................................................35图表612021年安徽建工各项业务毛利占比（%）.........................................................35图表622021年安徽建工基建工程订单结构（亿元，%）.............................................35图表63安徽建工控股运营水电站.....................................................................................35抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号6一、抽水蓄能基本介绍抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案。广义上，储能可以分为电储能、热储能和氢储能三类，其中电储能是目前最主要的储能形式。电储能中，根据储存的原理不同可以分为电化学储能和机械储能。1）电化学储能要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等。2）机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。根据CNESA的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模达到172.5GW，占比超90%，其次是电化学储能，占比约7.5%。图表12000-2020年全球储能市场累计装机规模资料来源：CNESA，华创证券图表2主要的储能技术分类资料来源：派能科技招股说明书抽水蓄能90.30%压缩空气0.20%熔融盐储热1.80%飞轮储能0.20%锂离子电池92%钠硫电池3.6%铅蓄电池3.5%液流电池0.7%超级电容0.1%其他0.2%电化学储能7.5%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号7（一）基本原理：重力势能和电能的相互转换抽水蓄能电站的基本原理是重力势能和电能的相互转换，主要由两座海拔高度不同的水库、水泵、水轮机以及配套的输水系统等组成。当电力需求较低，有电能盈余时，利用电能将位于较低海拔处水库的水抽至较高海拔处水库，将暂时多余的电能转化成势能进行储存。当电力需求较高，有电能短缺时，将高海拔水库的水释放，使其回到低海拔水库并且推动水轮机发电，以实现势能到电能的转化。图表3抽水蓄能电站原理示意图资料来源：周学志，徐玉杰，谭雅倩《小型抽水蓄能技术发展现状及应用前景》抽蓄电站可以分为纯抽水蓄能电站与混合式抽水蓄能电站两种，区别主要在于有无天然径流汇入以及能否利用天然径流发电。纯抽蓄电站没有或仅有少量天然径流汇入，其运行主要是通过上下水库的水循环利用，由于抵消蒸发和渗漏的损失，需要对水源进行少量补充；而混合式抽蓄电站的上水库则有天然径流汇入，既可以利用江河径流进行常规发电，又可以满足调峰、调频、调相等需求。混合式抽水蓄能电站相当于在常规的水电站的基础上，增建可逆机组和抽水泵，使得发出的电能可以储存并且和势能相互转换。常规水电站可以通过改建与抽水蓄能电站实现结合开发，改建手段通常有上库结合、加泵扩机和一体化改造三种。图表4常规水电站与抽水蓄能电站结合开发方式名称结合开发方式上库结合利用已建成的常规水电站水库做上库，在其下游新建下库加泵＋扩机利用常规水电站水库作为抽水蓄能上水库，下库利用相邻常规水电站水库或新建下水库一体化改造在已建成的常规梯级电站，利用相邻的两个梯级水库分别做上、下库，在两岸山体内开挖地下厂房和输水系统建成抽水蓄能电站资料来源：任志武等《常规水电结合开发抽水蓄能效益分析及开发建议》，华创证券（二）储能方案对比：抽蓄技术成熟、经济性优根据应用场景，储能方案可以划分为电网侧，电源侧和用户侧三类，不同的场景下，储能发挥着不同的功能：抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号81）发电侧：主要解决电量偏差、出力波动等问题，常见的方案有火电灵活性改造、风光储一体化等；2）电网侧：主要价值体现在缓解电力缺口、参与电网调峰调频、增强电网可靠性等，抽水蓄能为电网侧储能的主要方案；3）用户侧：在用户侧，储能是实现分时电价管理的主要手段，还可用于容量管理和电能质量调节，可能的方案包括电化学储能、储能参与需求侧响应调节（虚拟电厂1）等。图表5储能在不同场景下的应用2资料来源：黎冲等《电化学储能商业化及应用现状分析》1、抽水蓄能相对其他储能方案的优劣势分析机械储能是目前最成熟的储能技术，其中尤以抽水蓄能为成熟应用的范例，在全球已并网的储能装置中占比超过90%。电化学储能潜力极大，在技术高速进步的近年中已经从开发示范阶段逐步迈入产业化发展阶段。超导与超级电容储能等直接储能形式则处于更加早期，尚在研究与试点中。澳大利亚可再生能源署在2016年绘制了全球储能技术成熟度曲线（如下图），该图的横轴为储能技术所处的应用阶段，纵轴为成本需求和技术风险，在图中所处位置越靠右说明应用越多，位置越靠下说明成本和风险越低，抽水蓄能1虚拟电厂：是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现DG、储能系统、可控负荷、电动汽车等DER的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系2微电网：指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号9的技术成熟度明显高于其他储能技术。图表62016年全球储能技术成熟度曲线资料来源：朱文韵《储能技术成熟度分析》（数据来自澳大利亚可再生能源署）除了技术成熟可靠，抽蓄电站还具备容量大、经济性好、运行灵活等显著优势。抽水蓄能电站单机容量大，一般规模在几万千瓦到几十万千瓦之间，目前装机容量及储能能力均为世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站总装机达到360万千瓦，满发利用小时数达到10.8小时，最大可提供相当于三分之一个三峡水电站的调节出力。另外，由于水的蒸发和渗透损失相对较小，抽水蓄能系统的储能周期范围较大，从几小时到十数年均可，是典型的能量型储能，放电时间达到小时至日级别。作为机械储能，抽蓄电站运行效率稳定在高位，不会受到长时间使用导致能量衰减等问题的困扰，使用寿命长，同时不产生污染，可长期循环使用，节能环保程度极高。基于其技术成熟，循环次数多，使用寿命长且损耗低等特点，抽蓄电站的度电成本优势较大。抽蓄电站的主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。抽蓄电站的上下水库之间需要具有足够的高度差以提供较大的势能，目前平均高度差在200~600米之间；另外还需要较大的面积以修建足够大容量的水库，中小型抽水蓄能电站的水库总库容在1亿立方米以下，而目前世界最大的丰宁抽水蓄能电站一期库容就超过了1.1亿立方米。由于高度差较大的地区普遍以山林为主，因此抽蓄电站建设施工具有一定的难度，从规划到建成周期较长（一般在6年以上），站点位置普遍较偏僻，与负荷中心存在一定距离。图表7主要储能方式技术优缺点和应用情况对比储能方式类型放电时间寿命典型应用场景主要优势主要缺点发展现状常规抽水蓄能根据库容确定，数小时＞50年新能源消纳、黑启动削峰填谷、系统调频、单机容量大、运行稳定、技术成熟建设周期长、选址要求高响应速度慢占据主导地位，快速发展压缩空气储能数小时＞25年调峰填谷储能容量大能量转换效率低、响应速度慢、依赖地形和燃气资源、建设周期长产业化应用飞轮储能数秒20年左右系统调频功率密度高、响应速度快、寿命长储能量过低（秒级）产业化应用超导储能数秒循环数百万次削峰填谷、系统调频响应速度快、功率密维护成本过高，技术不成示范应用抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号10度较高储能容量过低（秒级），熟超级电容器数秒10年左右系统调频功率密度大、循环寿命长储能量过低（秒级）、自放电率高产业化应用锂离子电池根据配置数量，数小时5～15年削峰填谷、系统调频、分布式、电动汽车等应用功率、能量密度大，响应速度快，组态方式灵活安全性问题、目前成本较高、电池寿命及均衡问题产业化应用铅酸电池根据配置数量，数小时5～15年削峰填谷、系统调频、分布式、通信电源等应用技术成熟、性价比较高能量密度低、不能深充深放、循环寿命问题、环保问题产业化应用液流电池根据配置数量，数小时5～20年分布式等应用削峰填谷、系统调频蓄电容量大、可深度充放、能量与功率分开控制环境温度要求较高、转换效率不高、需辅助液泵产业化应用钠硫电池根据配置数量，数小时10～15年分布式等应用削峰填谷、系统调频能量密度高、响应速度快、循环寿命高环境要求苛刻产业化应用资料来源：梁廷婷、崔继国《各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨》，华创证券2、量化比较抽水蓄能的成本优势抽水蓄能电站相对其他储能方案经济性优异。作为电力系统的重要组成部分，在安全性与效率之余，储能的经济效益是其选择与应用过程中极其重要的考虑因素。参考文章《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，基于对各类储能电站的投资成本、发电效率、维护成本等一系列假设下，抽水蓄能电站的度电成本最低，当年利用小时达到2000h时，其度电成本仅为0.46元/kwh，我们结合实际应用，适当调整计算参数后，抽蓄的度电成本可以降到0.3元/kwh左右，显著低于压缩空气储能、电化学储能等其他方案。评价储能是否经济性的重要标准之一就是峰谷价差，根据北极星储能网，2021年全国绝大部分省份或直辖市的一般工商业峰谷价差已超过0.3元/KWh，半数左右区域超过0.5元/kwh，且峰谷价差较高的区域主要集中在北京、广东、长三角等经济发达区域，抽水蓄能应用的经济性可以较好体现，而目前的电化学储能度电成本还多在0.5元/kwh以上。抽蓄电站度电成本计算过程如下：①假设每瓦投资额5.5元，1200MW的抽蓄电站，初始投资为66亿元；②年成本费用=年运维成本+年投资成本，其中运维成本一般按照初始投资的一定比例假设，此处假设为2.5%，即每年运维费用大概1.65亿元；③年投资成本=等年值系数C初始投资，其中C=【r(1+r)n】/【(1+r)n-1】，r为基准折现率，n为储能运行的期限，即寿命，由于该篇论文并未直接给出不同电站的r，但根据已知的等年值系数（10.17%）我们倒推回去，得到r=9.5%，即抽蓄电站的度电成本测算中，默认其基准折现率为9.5%，抽蓄电站的年投资成本为6.71亿元；④年发电量=装机容量年利用小时数转换效率=1200MW200075%=18亿千瓦时⑤度电成本=（年投资成本+年运维成本）/年发电量=0.46元/千瓦时⑥我们在以上假设基础上做了一系列的敏感性分析，若将使用年限提升至40年，抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号11基准折现率降至7%，运维费率降至1.5%，则度电成本将降至0.33元/千瓦时，若每年的发电量增加，则还有降低空间。图表8储能电站基本参数及度电成本比较（以年利用2000小时为例）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储能电站基本参数单位功率投资/（元/kW）55007100----单位容量投资/（元/kWh）--1200700080002000建设期（年）721111设备寿命（年）503010151510最大充放电次数--2802500120003000运行维护费率/%2.502.000.500.500.500.50假设条件装机量（MW）12001200----容量（MWh）--72007200720010800储能投资（亿元）6685.286.4504576216使用寿命（年）3030182010投资等年值（亿元）6.717.179888.1655.6721.33运行维护费（亿元）1.651.70.432.522.880.72综合成本（亿元）8.368.8898.4390.6858.5522.05转换效率（%）754080857090度电成本计算结果度电成本/（元(kWh)-1）0.460.925.134.443.491.02资料来源：傅旭，李富春，杨欣，杨攀峰《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，华创证券图表9抽水蓄能电站度电成本敏感性分析资料来源：傅旭，李富春，杨欣，杨攀峰《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，华创证券测算假设①假设②:使用寿命增加至40年假设③：初始投资成增长10%假设④：基准折现率降低至7%假设⑤：年利用时间提高10%假设⑥：运维费率降低至1.5%假设②+假设④+假设⑥抽蓄电站规模（MW）1200120012001200120012001200初始单瓦投资成本（元/瓦）5.55.56.055.55.55.55.5初始投资（亿元）666672.666666666基准折现率r9.50%9.50%9.50%7.00%9.50%9.50%7.00%等年值系数C10.17%9.76%10.17%8.06%10.17%10.17%7.50%使用寿命（年）30403030303040年投资成本（亿元）6.716.447.385.326.716.714.95运维费率2.50%2.50%2.50%2.50%2.50%1.50%1.50%年运维费用（亿元）1.651.651.821.651.650.990.99年成本费用（亿元，投资+运维）8.368.099.206.978.367.705.94年利用小时2000200020002000220020002000年发电量（亿千瓦时）18181818201818度电成本（元/千瓦时）0.460.450.510.390.420.430.33较假设①度电成本变化-3.23%10.00%-16.65%-9.09%-7.89%-28.95%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号12需要说明的是，由于压缩空气、电化学储能等新型储能方案技术迭代较快，产业也逐渐成熟，其成本的下降曲线是要明显陡峭于抽水蓄能的。抽水蓄能电站的经济效益好主要来源于其较长的使用寿命，适中的运行维护费用，相对较低的投资成本和较高的转换效率，其度电成本结构中，占比最高的两项是初次投资成本和充电成本，初始投资成本很难降低，故提高抽蓄的使用效率、降低充电成本是抽蓄电站的主要降本方式。而电化学储能随着技术不断进步，其初始投资成本、循环次数等方面均有较大进步空间，中长期来看，其最终的度电成本可能会低于抽蓄电站，但考虑到储能需求的巨大规模以及紧迫性，我们认为抽蓄电站不论短期还是中长期视角，都将在储能系统中担任重要角色。图表10抽水蓄能与磷酸铁锂电池全生命周期度电成本结构资料来源：徐若晨等《电化学储能及抽水蓄能全生命周期度电成本分析》，华创证券二、双碳时代开启，抽水蓄能供需两端皆迎来拐点（一）需求不足和成本疏导是过去影响抽蓄发展的两大重要因素抽水蓄能是世界上应用最早的储能方式之一，各国发展均为需求驱动。早在20世纪50年代，抽水蓄能电站发展就已经起步，但由于技术的不成熟和需求的不足，年均新增装机量仅200MW左右。20世纪60年代，美欧日等发达国家经济快速增长，其常规水电站建设相对丰富后，系统调峰和备用电源的需求逐渐提升，抽水蓄能电站的作用开始显现，从而开始了蓬勃发展。十年内，全世界总装机容量从3500MW提升到了16010MW。之后，20世纪70年代的两次石油危机导致燃油电站比重降低，核电站建设开始加速，常规水电比重下降，进而导致电网调峰能力不足，抽水蓄能电站的需求飞速提升。21世纪后，西方国家对抽蓄电站的需求逐渐放缓，中国、韩国、印度等亚洲国家的抽蓄则开始快速发展，2017年中国超越日本首次成为世界上抽蓄电站规模最大的国家。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%磷酸铁锂电池抽水蓄能初次投资成本维护成本替换成本充电成本抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号13图表11海外抽水蓄能电站发展历程资料来源：中国改革报《能源发展》周刊，华创证券图表12全球抽蓄电站规模统计（MW）资料来源：中国改革报《能源发展》周刊中国抽水蓄能电站起步较晚，需求和电价机制是制约抽蓄发展的主要因素。20世纪70年代之前，我国抽水蓄能一直处于探索与试验中。80年代后，经济的快速发展带来了电力需求的提升，核电站的规模化建设又催生了电力供给侧调节能力不足的问题，调峰需求逐步显现，推动了抽水蓄能电站建设的发展，但技术上并不成熟，机组设计制造严重依赖进口。2000年后，电力负荷迅速增长，调峰需求加大，抽水蓄能建设也随之加速，2000-2010年全国新投运抽蓄电站8990MW，2011-2020年新投运规模增长至16980MW，产业也逐渐成熟，目前国内抽蓄电站的设计施工、配套设备制造等均达到世界先进水平。但从总量上来看，截止2020年，全国抽蓄电站装机量大概占电源总装机量的比例仅有抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号141.4%，较欧洲、日本等发达国家4%~8%的水平仍有较大差距，我们认为主要原因有两点：1）需求不足，过去的电力贡献大多来自火电，虽然用电量不断增长，但火电电源稳定性强，水电本身又具备调峰调频的功能，电网对于储能的需求并不是非常急迫；2）由于电价机制的问题，抽蓄电站的成本一直无法顺利传导，电网投资意愿不强，另外，抽蓄电站的盈利和电网运营利润捆绑式计算，导致社会资本参与度也较低。图表13中国抽水蓄能电站发展历程资料来源：中国改革报《能源发展》周刊，华创证券图表14中国抽蓄电站规模统计（MW）资料来源：中国改革报《能源发展》周刊抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号15（二）双碳时代正式开启，抽蓄需求进一步扩大2020年9月，国家主席习近平在第75届联合国大会中提出，“中国力争于2030年前达到二氧化碳排放的峰值，2060年前努力争取实现碳中和”，12月又进一步提出“到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上”，国内的双碳时代正式开启，而要实现碳达峰与碳中和，能源结构的转型势在必行。1、能源结构转型促进储能需求增长全国火电装机占比持续降低，但发电依赖性仍较高。十三五以来，全国火电装机量占比逐年下降，2021年累计装机量占比已降至不足55%，但发电方面仍对火电依赖度较高，2021年其发电量占比达到67.4%，而水电、风光、核电发电量占比仅为16%、12%、5%，且除水电外，其他新能源电力几乎都存在发电不稳定的问题，随着未来新能源电力占比的进一步提升，电网将面对更大考验。根据国际能源署，可再生能源发电量占比对于电力系统的影响大致可以划分为以下四个阶段，对应不同的挑战程度与潜在危机。我国可再生能源发电量已经从第三阶段向第四阶段迈进，风电和光伏等能源的不确定性以及核电调峰能力不足的缺点日益显著。图表15可再生能源发电量发展阶段及特点阶段可再生能源占比特点第一阶段0%-3%可再生能源对于电力系统的贡献并不显著，因此太阳能和风能的不稳定性不会影响到电力系统的正常运转。第二阶段4%-14%可再生能源在电力系统的运转中有所表现，但是其不稳定性可以通过运营手段轻松解决，例如使用预测技术对于可再生能源发电的供给进行预报，保证其与需求的匹配性。第三阶段15%-24%可再生能源发电对于电力系统有一定重要性，其不确定性对于电力供给提出了挑战，在运营手段之外需要引入储能技术，目前主要的应对方式是可调度发电厂、抽水蓄能等。第四阶段25%-51%可再生能源发电量在低谷期可以满足全部用电需求，对于电力系统极其重要。此时不仅需要运营手段和储能技术来防范危机，更需要技术进步以提高整个电网的抗干扰能力。资料来源：IEA，华创证券抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号16图表162009-2021年各类电源发电量占比情况图表172009-2021年各类电源装机量占比情况资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券图表182021年各类电源发电量占比与累计装机量占比对比资料来源：wind，华创证券我们参考《南方能源观察》发布的《2021年1月7日寒潮用电负荷高峰解读》，以1月7日寒潮天气为例，根据不同电源的出力情况，测算出极端天气下全国的电力供给和电力需求仅勉强达到平衡，若考虑实际的电力输送以及各省的电力分配情况，用电情况可能更加紧张。需求端测算：①2021年1月7日当晚用电高峰创出高点11.89亿千瓦；②可用装机容量=负荷×（1+合理备用率14%）；③假设全国的合理备用率≤14%（绿色区间），则1月7日晚高峰11.89亿千瓦的负荷，需要的可用装机容量≤13.55亿千瓦供给端测算：①我国电力总装机22亿千瓦②各类电源出力情况：夜晚：光伏发电没有出力；无风：风电出力10%左右；冬0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%水电火电核电风电太阳能0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%水电火电核电风电太阳能16.00%67.40%4.86%7.83%3.90%16.45%54.56%2.24%13.82%12.90%0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%80.00%水电火电核电风电太阳能发电量占比装机量占比抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号17季枯水期：水电出力不足50%；冬季天然气用气高峰：天然气出力50%左右③综合以上因素，当晚全国可用装机容量仅13.72亿千瓦图表192021年1月7日装机出力（供应侧）测算（亿千瓦）资料来源：南方能源观察《2021年1月7日寒潮用电负荷高峰解读》，华创证券2、抽水蓄能中长期规划出台，十四五、十五五投运规模各翻一番2021年9月17日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，规划提出2025年、2030年全国抽蓄投产规模将分别达到62GW、120GW，即十四五、十五五期间各翻一番。同时，该规划还强调要加强项目布局和储备，中长期规划的重点实施项目和储备项目规模各为421GW、305GW，其合计规模远大于2030年规划，项目储备充足。图表20《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》要点《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》要点发展现状截至2021年9月，全国已投产的抽水蓄能电站总装机量约3249万千瓦，主要分布在华东、华北、华中和广东；在建的抽蓄电站总装机量约5513万千瓦，其中60%分布在华东和华北发展目标到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；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区域布局重点布局在“三北”地区。华北地区重点布局在河北、山东等省；华北地区重点布局在河北、山东等省；华东地区重点布局在浙江、安徽等省，南方地区重点布局在广东和广西；华中地区重点布局在河南、湖南、湖北等省加强项目布局及储备中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦；储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦市场化发展鼓励社会资本投资建设抽水蓄能，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制资料来源：国家能源局，华创证券抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号18图表21抽水蓄能电站投产规模中长期规划（GW）资料来源：国家能源局，华创证券图表222021年抽水蓄能行业相关政策梳理资料来源：国家能源局，华创证券预计未来三年合计投资额近1700亿。根据国家能源局，截至2021年全国已投运抽蓄电站规模达36GW，若按照2025年、2030年累计各完成62GW、120GW的目标，则预计十四五、十五五的年均新投运规模各为6.5GW、11.6GW，假设单瓦投资额6元，则年均投资额各为390亿、696亿，但该种测算方法忽略了抽蓄电站投资周期较长的动态变化，例如十五五的投运项目大多已经在十四五期间开始建设，产生投资，另外，同时每年也可能存在新启动的项目（至少6年后才可投运），而这些因素均未纳入考虑。我们这里换用另一种测算方法：假设抽蓄电站平均建设周期7年，同时假设每年的完成进度是平均的，单瓦投资仍按6元测算，则当年的投资完成额约等于（当年投运电站总投资+未来6年投运电站总投资额）/7，根据该方法，预计2022-2024年投资完成额各为521亿、565亿、609亿元，合计1695亿。313662120020406080100120140202020212025E2030E抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号19图表23抽蓄电站建设及投产时间线示意图资料来源：华创证券图表24十四五及十五五期间每年新增抽蓄电站规模测算2022E2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E根据中长期规划测算的每年新投运抽蓄电站规模（万千瓦）65065065065011601160116011601160根据中长期规划测算的22-24年投资完成额（亿元）521.14564.86608.57资料来源：国家能源局，华创证券测算我们认为规划仅为保底需求，实际推进情况可能好于预期。1）储能需求巨大：根据国家电网公司总工程师陈国平表示，“2030年中国要想实现12亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配2亿千瓦的储能”；2）两网规划高于全国：根据国家电网和南方电网各自的中长期规划，预计十四五、十五五期间二者合计新投产的抽蓄电站规模可分别达到33GW、65GW，同样高于全国规划，且各发电集团、地方国资的规划并未考虑在内；3）建设成本可能会逐渐走高：抽蓄电站建设成本会根据地理条件不同而差异较大，一般适合建设的区域会更早的开工，例如十一五、十二五投产的抽蓄电站，平均成本多在3~5元/W，而目前在建的抽蓄电站平均成本已经超过6元，加上人工成本也在不断上涨，预计之后的建设成本会逐渐走高。图表25国家电网及南方电网中长期抽蓄规划-预计新增抽蓄电站投产规模（万千瓦）资料来源：中国改革报《能源发展》周刊、世纪新能源网、中国经济新闻网，华创证券27005000600150015000100020003000400050006000十四五十五五十六五国家电网南方电网抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号20（三）电价机制理顺，行业迈向高质量发展新阶段我国的抽蓄电价机制经过多次变革，成本疏导是近年来影响投资主体积极性的主要因素。第一阶段：2008年前，租赁制为主租赁制付费，指电网按照补偿固定成本和合理收益的原则核定每年定额租赁费，不单独核定电价。租赁制付费结算容易，权责分明，电网运营者获得电站的全部使用权，可以根据自己的需求灵活调度，而电站所有者获取稳定的收入，适合抽水蓄能电站建设的起步阶段，易于操作。然而，这种模式的弊端也十分明显，由于每年的租赁费用是事先按照“成本+预期收益”的方式核定，抽水蓄能资源的利用与否与收入不直接挂钩，费用无法反应抽蓄电站的真实价值。抽水蓄能电站的积极性较低，无法充分发挥其调峰、调频的作用。同时尽管存在租赁费用分摊方案，即电网承担50%，发电企业和用户各承担25%，但实际操作并没有完全落实，湖南黑麋峰抽水蓄能电站、呼蓄电站两个由发电企业主导的抽蓄电站最终都因亏损而被出售。第二阶段：2008-2014年，“租赁费”转向单一容量电费租赁模式属于市场行为，理论上不应该采取政府核价的管理方式，2008年发改委发布《关于将抽水蓄能电站“租赁费”改为“容量电费”问题的批复》（发改价格〔2008〕2937号），文件明确提出：将桐柏等抽蓄电站的“租赁费”统一改为“容量电费”，原核定的标准不变。之后的抽水蓄能电价基本以单一容量电价为主。第三阶段：2014年后，两部制电价提出为了解决以上两种电价机制中，收益与电站使用不挂钩造成的电站对电网贡献度极低的问题，2014年，发改委发布文件，称“电力市场形成前，实行两部制电价。抽水蓄能容量电费和损耗纳入当地省级电网运行费用统一核算，并通过销售电价疏导至终端用户”，即抽蓄成本可由终端用户承担。两部制电价，包括容量电价和电量电价，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能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，与实际用电量无关；电量电价主要体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，弥补抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。抽水电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行，但由于抽蓄的效率大概是75%，即常说的“抽四发三”，故电量电价可获取的收益十分有限。然而，由于当时抽水蓄能电站对于电网的作用有限，抽水蓄能电站参与电力辅助服务仍然处于探索期，抽水蓄能电站的经济收益未能充分体现，同时，受限于产权分配等问题，全国范围内仍然没有形成统一的定价机制，两部制电价的落地成为难题。以国网新源为例，截止2020年，公司已投产运行20家抽水蓄能电站中实行容量电价13家，两部制电价7家。第四阶段：2016年起，抽蓄电站不纳入输配电成本，国家电网叫停抽蓄项目2015年新一轮电改时，市场化用户将不执行目录电价，取而代之的是“市场化交易的上网电价+输配电价+政府性基金电价”，不包括抽蓄容量电价，2016、2019年发改委又陆续发文，宣布“抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围”、“抽水蓄能电站不允许计入输配电成本”，抽蓄的成本无法顺利传导，受此影响，2019年国家电网有限公司下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号21图表26抽水蓄能过往电价机制梳理资料来源：国家发改委，中国电力新闻网，华创证券图表27抽蓄电站不同运营模式比较资料来源：何峻等《抽水蓄能电站运营模式对比分析》633号文出台厘清成本传导机制，进一步保证抽蓄电站收益率。2021年4月3日，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），强调“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，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”，其中主要变化在于容量电价传导方式疏通、保证电站6.5%的内部收益率、电量电价依然不贡献主要利润，鼓励市场化定价。633号文的出台再一次明确了抽水蓄能电站执行两部制电价的价格机制，并且对两部制电价的细节进行了明确，提高了两部制电价的可操作性，也对于抽水蓄能电站的运营提供了更多的激励，成为了我国抽水蓄能电价机制形成过程中具有里程碑意义的文件。抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号221）完善容量电价核定机制：①按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，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。②建立容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽水蓄能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，完善容量电费在多个省级电网以及特定电源和电力系统间的分摊方式。2）以竞争性方式形成电量电价：①在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算；②在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行；③需要在多个省区分摊容量电费的抽水蓄能电站，抽水电量、上网电量按容量电费分摊比例分摊至相关省级电网。不过，电量电价的角色仍和之前保持一致，不贡献主要利润，根据文件，“鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担”。图表28抽水蓄能电价政策资料来源：国网新源研究院（四）产业链介绍及现有抽蓄项目统计1、产业链：中国电建为建设龙头，国家电网为运营龙头抽水蓄能产业链上游即抽水蓄能电站的设备供应方，主要包括水泵、水轮机、发电机、抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号23进水阀等，其中设备投资通常占抽蓄电站投资成本25%~30%，另外土建成本占比约50%；产业中游是电站的设计、建设、运营，代表性企业有中国电建、中国能建，其中中国电建在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%；产业的下游主要是抽水蓄能电站在电网系统的应用，包括调峰、调频、填谷等，目前运营方以国家电网控股的国网新源控股有限公司和南方电网控股的南方电网调峰调频发电有限公司为主，二者合计占比在90%左右。图表29抽水蓄能产业链资料来源：前瞻产业研究院，华创证券图表30抽水蓄能电站投资构成图表312020年全国抽蓄电站竞争格局（按照运营方划分）资料来源：国网新源官网，华创证券资料来源：中电联，华经产业研究院，华创证券2、现有项目统计：单体投资规模较大，主要集中在广东、浙江、河北等地我们统计了46个目前在建及规划的抽蓄电站（2022年之后投运）的详细信息：1）单个项目的规模多在120~200万千瓦之间，投资规模多在60~100亿之间，抽蓄电站建设对资金需求较大；2）平均每瓦的投资规模为6.2元，各项目之间差距较大，最低4.2元/W，最高8元/W，地理条件会影响抽蓄电站的建设成本。国网新源,65%南网双调,25%其他,10%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号24图表3246个在建及规划的抽蓄电站投资额统计资料来源：北极星电力新闻网，各地方政府网站等，华创证券两网在运及在建抽蓄项目主要集中在广东、浙江、河北、山东、安徽。截至2021年，两网合计的在运抽蓄电站共31座，总规模约36GW3，基本相当于全国已投运电站的全部规模，其中规模最大的省份是广东，已投运抽蓄电站超过700万千瓦，第二梯队是河北、浙江、安徽，均在300万千瓦以上。在建项目方面，两网合计在建抽蓄电站30座，总规模约31GW，估计占全国在建规模的比例在60%左右，意味着其他投资主体的参与度在提高，按区域来看，山东规模约600万千瓦，位居第一，其他仍主要集中浙江、河北、广东等地，山西、河南、新疆等地的投资力度在加大。3部分项目在2021年底或者2022年初投运，故统计规模可能有所差异项目名省份装机容量（万千瓦）总投资（亿元）单瓦投资（元/瓦）蟠龙抽水蓄能电站项目重庆12071.25.93文登抽水蓄能电站项目山东18085.674.76金寨抽水蓄能电站项目安徽120756.25敦化抽水蓄能电站项目吉林14077.895.56宁海抽水蓄能电站项目浙江14079.55.68镇安抽水蓄能电站项目陕西14088.56.32天池抽水蓄能电站项目河南12067.515.63阜康抽水蓄能电站项目新疆12083.686.97清原抽水蓄能电站项目辽宁180109.036.06句容抽水蓄能电站项目江苏13596.067.12厦门抽水蓄能电站项目福建14086.646.19平江抽水蓄能电站项目湖南140886.29芝瑞抽水蓄能电站项目内蒙古12083.086.92尚义抽水蓄能电站项目河北14095.656.83衢江抽水蓄能电站项目浙江12073.086.09鲁山抽水蓄能电站项目河南12087.37.28五岳抽水蓄能电站项目河南10065.626.56桐城抽水蓄能电站项目安徽12872.565.67潍坊抽水蓄能电站项目山东12081.186.77缙云抽水蓄能电站项目浙江180103.895.77洛宁抽水蓄能电站项目河南14088.86.34易县抽水蓄能电站项目河北12080.226.69抚宁抽水蓄能电站项目河北12080.596.72蛟河抽水蓄能电站项目吉林12069.725.81哈密抽水蓄能电站项目新疆12082.36.86浑源抽水蓄能电站项目山西15090.76.05垣曲抽水蓄能电站项目山西12079.66.63磐安抽水蓄能电站项目浙江12076.086.34仙游木兰抽水蓄能电站项目福建12060.025.00泰安二期抽水蓄能电站项目山东180101.865.66栗子湾抽水蓄能电站项目重庆140101.647.26秦皇岛抚宁抽水蓄能电站二期项目河北12080.566.71乌海抽水蓄能电站项目内蒙古12077.846.49大幕山抽水蓄能电站项目湖北1201008.33里册峪抽水蓄能电站项目山西120756.25泰顺抽水蓄能电站项目浙江12071.335.94乌龙山抽水蓄能电站项目浙江2401004.17尚志抽水蓄能电站项目黑龙江12083.66.97庄河抽水蓄能电站项目辽宁10067.986.80桓仁大雅河抽水蓄能项目辽宁1601207.50天池抽水蓄能电站二期项目河南160805.00牛首山抽水蓄能电站项目宁夏10080.048.00惠州抽水蓄能电站项目广东120705.83蟠龙抽水蓄能电站二期项目重庆120806.67云霄抽水蓄能电站项目福建180101.155.62奉新抽水蓄能电站项目江西12076.396.37合计61733846.466.23抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号25图表33国家电网及南方电网在运抽蓄电站按区域统计（万千瓦）图表34国家电网及南方电网在建抽蓄电站按区域统计（万千瓦）资料来源：中诚信国际《国网新源控股有限公司2021年度跟踪评级报告》，南方电网公司官网，国家电网公司，华创证券资料来源：中诚信国际《国网新源控股有限公司2021年度跟踪评级报告》，南方电网公司官网，国家电网公司，华创证券三、从国网新源看过往抽蓄电站经营情况国网新源控股有限公司是国家电网控股的抽蓄电站专业化公司（国家电网持股51.54%），负责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。截至2020年末，国网新源可控装机量达2057万千瓦。我们整理了一些国网新源过去几年的运营数据和财务数据，可以看到，尽管公司的毛利率水平和净利率并不低，但平均每瓦的净利润不到1毛钱，一座120万千瓦规模的电站一年的净利润仅在1亿元左右，若考虑前期建设的投资，从全生命周期来看，其盈利性是比较差的，主要原因有以下几个：1)国网新源在运电站中约65%是执行单一容量电价，无法获取电量电价的收益；2)容量电价过去的核算水平各地区差异较大，且在无明确的收益率规定以及成本疏导方式下，我们估计容量电价最终的核定水平也比较低；3)电量电价贡献利润较少，主要系抽发电的电价价差较低，电量电价不够市场化。我们认为，随着633号文的逐步落实，未来新投运的抽蓄电站盈利性将有大幅提升，其投资吸引力也将加大。国网新源近几年的可控装机量均在20GW左右，年收入大概在120亿~130亿之间，毛利率28%以上，净利率12%~14%，每年可产生净利润16亿~18亿。2020年公司已投产抽蓄电站20座，一年的抽发次数均在2.5w次左右。公司近几年的上网电量均在200亿千瓦时以上，年均发电利用小时约1100小时，综合利用效率近80%。图表35国网新源2018-2020年主要经营指标201820192020财务指标营业总收入（亿元）128.15123.91129.37营业毛利率（%）28.128.6732.69期间费用率(%)9.718.4212.64净利润（亿元）16.3917.3516.820100200300400500600700800广东河北浙江安徽吉林河南深圳山西辽宁江西湖南湖北黑龙江福建山东江苏北京海南西藏0100200300400500600700山东浙江河北广东山西河南安徽新疆辽宁陕西吉林湖南福建江苏重庆内蒙古抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号26净利率12.79%14.00%13.00%经营性现金流净额（亿元）62.9854.5252.55总资产收益率(%)4.053.563.05在运营发电机组情况可控装机容量（万千瓦）1,9071,9072,057抽水电量（亿千瓦时）283.74262.45276.09发电量（亿千瓦时）225.12208.34220.6上网电量（亿千瓦时）218.73202.19215.68发电利用小时数（小时）1,181.131,092.511,117.80综合利用效率（%）79.34%79.38%79.90%资料来源：中诚信国际《国网新源控股有限公司2021年度跟踪评级报告》、wind，华创证券公司的运营成本主要由折旧、人工、购电费组成，电量电价贡献利润较小。截止2020年，公司已投产的20家抽蓄电站，仅7家执行两部制电价，其他13家均执行单一容量电价。执行单一容量电价的抽蓄电站，其运营成本不包括购电费，而是按照批复价格收取固定费用，成本主要是人工和折旧，执行两部制电价的抽蓄电站，其运营成本主要由购电费、人工和折旧组成。2020年公司折旧费、购电费各为28.44亿、40.43亿，各占成本的33%、46%。我们按照公司的可控装机量大概测算，单瓦的收入约0.6~0.7元，单瓦利润不到0.1元，整体利润水平较低。根据不同的电价机制来看，电量电价大概贡献了30%左右的收入，但仅贡献了15%的利润，这意味着其抽发电之间的电价价差较低，我们测算其购电成本大概0.26元/kwh，但上网电价仅0.37元/kwh，二者之间价差远低于工商业用电的峰谷价差。图表36国网新源2018-2020年成本构成（亿元）图表37按照可控装机量测算的单瓦收入、成本、利润（元/瓦）资料来源：中诚信国际《国网新源控股有限公司2021年度跟踪评级报告》，华创证券资料来源：中诚信国际《国网新源控股有限公司2021年度跟踪评级报告》，华创证券28.0427.3528.4439.4735.4240.4324.6325.6218.210.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00100.00201820192020折旧费购电费其他成本201820192020单瓦收入0.670.650.63单瓦成本0.480.460.42其中：折旧0.150.140.14购电0.210.190.20单瓦利润0.090.090.08按照可控装机量测算的单瓦收入、成本、利润（元/瓦）抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号27图表38国网新源2016-2018年容量电价、电量电价的收入及利润占比图表39国网新源执行两部制电价标准的公司经营情况统计表资料来源：《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》，华创证券资料来源：《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》，华创证券四、主要企业（一）中国电建中国电建公司成立于2008年，由国务院国资委监管的中国电建集团直接控股，截至2021年三季度末，中国电建集团持有公司58.3%的股份。公司业务主要涵盖工程承包与勘察设计、电力投资与运营、房地产开发、设备制造与租赁等。2020年公司实现营收4019.55亿元，同比增加15.24%，归母净利润79.87亿元，同比增加10.33%。分业务类型来看，工程承包收入占比最高，达79%，另外，房地产开发、电力投资运营、勘察设计、设备业务各占5%、5%、3%、1%。公司近三年的综合毛利率均在14%以上，2020年公司实现毛利578.72亿元，其中工程承包与勘测设计、电力投资与运营毛利分别占比为61%和16%，从毛利率水平来看，从高到低依次为电力投资与运营业务（48%）、设备制造与租赁（36%）、勘察设计（31%）、房地产开发（19%）、工程承包（11%）。图表40中国电建历年营业收入及同比增速图表41中国电建历年归母净利润及同比增速资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%60.00%70.00%80.00%90.00%100.00%容量电价收入占比容量电价利润占比电量电价收入占比电量电价利润占比2016201720184,019.550.002.004.006.008.0010.0012.0014.0016.0018.0020.000.00500.001,000.001,500.002,000.002,500.003,000.003,500.004,000.004,500.00201220132014201520162017201820192020营业总收入（亿元）同比(%，右)79.87-30.00-20.00-10.000.0010.0020.0030.0040.000.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00201220132014201520162017201820192020归属母公司股东的净利润（亿元）同比(%，右)抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号28图表42中国电建2020年营业收入构成图表43中国电建2020年毛利构成资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券中国电建是中国及全球水利水电行业的领先者，承担了国内80%以上大中型水电站的规划设计任务、65%以上的建设任务，在全球水利水电建设市场的市占率超过50%。同时，公司也参与了国内大部分的抽蓄电站规划或建设工作，在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。根据公司年报，截至2020年底，公司控股并网装机电力容量1614万千瓦，水电等清洁能源占比达到80.42%，其中水电装机640万千瓦，风电装机528万千瓦，光伏发电装机129万千瓦，火电装机316万千瓦，累计投运和在建装机容量达2009万千瓦。2020年公司电力投资与运营板块实现分部抵消前收入189.03亿，净利润24.98亿，是公司第二大利润贡献板块。根据电建股份于2021年年初印发的《中国电力建设集团(股份)有限公司新能源投资业务指导意见》，公司预计将于“十四五”期间在境内外新增控股投产风光电装机容量3000万千瓦（5年复合增速达23%），而根据文件对下属企业分解的新能源投产装机任务来看，合计的新增规模将达4850万千瓦（5年复合增速达32%），其中属于中国电建并表子企业的任务规模合计约3350万千瓦。图表442020年底公司控股并网装机电源规模装机类别规模（单位：万千瓦）光伏装机129.16（yoy+7.77%）风电装机528.34（yoy+6.12%）水电装机640.36（yoy+9.19%）火电装机316（同比持平）总装机规模1613.85资料来源：公司公告，华创证券图表45中国电建“十四五”新增新能源投产装机任务分解中国电建“十四五”新增新能源投产装机任务分解子企业新增控股投产装机目标（万kW）水电顾问400水电新能源400甘肃能源200工程承包79%电力投资与运营5%房地产开发5%设备制造与租赁1%勘察设计3%其他主营业务6%其他业务1%工程承包61%电力投资与运营16%房地产开发7%设备制造与租赁2%勘察设计7%其他主营业务4%其他业务3%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号29电建水电开发公司200北京院150华东院300西北院200中南院300成都院200贵阳院200昆明院300河北院100华中院100江西院100福建院100上海院100四川院100贵州院200吉林院100青海院100湖北工程公司100贵州工程公司200江西电建200水电七局100水电十四局100西部建投公司100南方投资公司100北方投资公司100合计4850资料来源：《中国电力建设集团(股份)有限公司新能源投资业务指导意见》，华创证券（二）中国能建中国能建是2014年由中国能建集团与其全资子公司电规院共同发起设立的股份有限公司，截至2021Q3末，中国能建集团持股44.82%。中国能建主营工程建设、勘测设计及咨询、工业制造业务、清洁能源及环保水务、投资及其他五大板块。公司2020年实现营收2703.28亿元，同比增加9.32%，归母净利润46.71亿元，同比减少8.64%。分板块来看，工程建设业务实现分部抵消前营收2115.39亿元，占公司总收入的75%，但毛利率水平较低，仅8.6%，贡献了50.6%的毛利，根据2020年的订单结构来看，公司工程业务中非电占比近50%，新能源、火电、水电占比各为22.7%、18.4%、7.6%；工程业务制造、勘测设计、投资及其他收入占比各为8.5%、5%、7.7%，且毛利率均在20%以上，其中勘测设计毛利率超过30%；抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号30清洁能源与环保收入占比为4.2%，毛利率为8.4%，主要系环保水务亏损，其他两个子板块---清洁能源和水务---均为高毛利业务，毛利率各为51.4%、44.3%。截至2020年底，公司控股装机容量286.6万千瓦，其中水电控股装机容量78万千瓦，新能源控股装机容量140万千瓦，在建装机容量203.4万千瓦，2020年发电量为45.13亿千瓦时。图表46中国能建历年营业收入及同比增速图表47中国能建历年归母净利润及同比增速资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券图表48中国能建2020年分业务收入及毛利构成资料来源：公司公告，华创证券（注：以上数据均根据分部抵消前数据计算）2,703.28-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.0025.000.00500.001,000.001,500.002,000.002,500.003,000.0020132014201520162017201820192020营业总收入（亿元）同比(%，右)46.71-50.000.0050.00100.00150.00200.000.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0020132014201520162017201820192020归属于母公司股东的净利润（亿元）同比(%，右)收入（亿元）毛利（亿元）收入占比毛利占比毛利率勘测设计140.9547.895.0%13.3%34.0%电力工程130.9644.734.6%12.5%34.2%非电力工程9.993.160.4%0.9%31.6%工程建设2115.39181.6774.7%50.6%8.6%电力工程1482.09101.4652.3%28.3%6.8%非电力工程633.380.2122.3%22.3%12.7%工程业务制造240.8564.818.5%18.0%26.9%水泥生产85.8737.533.0%10.5%43.7%民用爆破46.5712.141.6%3.4%26.1%装备制造108.4115.143.8%4.2%14.0%清洁能源及环保水务119.2710.024.2%2.8%8.4%清洁能源14.577.490.5%2.1%51.4%环保水务90.32-3.843.2%-1.1%-4.3%水务业务14.386.370.5%1.8%44.3%投资及其他业务217.2754.77.7%15.2%25.2%房地产业务120.7120.274.3%5.6%16.8%高速公路运营13.9910.730.5%3.0%76.7%金融服务13.947.020.5%2.0%50.4%其他业务68.6316.682.4%4.6%24.3%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号31图表49中国能建2020年工程建设新签合同情况资料来源：《中国能源建设股份有限公司2021年度第一期绿色中期票据（碳中和债）募集说明书》，华创证券图表50公司清洁能源及环保水务业务2020年经营情况业务介绍收入（亿元）同比毛利（亿元）同比毛利率清洁能源及环保水务119.27-26.25%10.02102.02%8.40%①清洁能源清洁高效火电、水电、风光等电源投资、建设、运营等14.573.70%7.4918.14%51.41%②环保水务环境治理、土壤修复污土污泥治理、园林绿化等90.32-31.77%-3.84-47.83%-4.25%③水务业务污水深度处理、环境修复、智慧水务等14.38-6.01%6.376.52%44.30%板块产能指标控股装机容量（万千瓦）286.6在建装机容量（万千瓦）203.4年发电量（亿千瓦时）45.13水务处理能力（万吨/日）336资料来源：公司公告，华创证券公司目标2025年新能源装机量达2000万千瓦，收入利润等指标较2020年翻番。根据公司2021年6月发布的《中国能源建设集团有限公司践行碳达峰、碳中和“30·60”战略目标行动方案（白皮书）》，中国能建在水电建设、新能源建设等领域均占有重要市场地位，十四五期间，公司将“全面进军新能源及储能等相关产业，发挥全产业链优势，推动低碳转型”，目标“到2025年，控股新能源装机容量力争达到2000万千瓦以上”，该目标较2020年的140万千瓦将增长13倍之多。另外，从公司十四五规划来看，目标2025年公司“营业收入、利润总额、新签合同额、资产总额等指标相比2020年总体实现翻番”。水电建设：公司累计参与建设的水电站项目总装机容量约1.9亿千瓦（含抽水蓄能），占全国总装机量的比例超过50%，在水电工程领域施工市场份额超过30%；新能源建设：公司累计执行勘察设计任务的新能源项目累计装机容量超过1.7亿千火电18.4%水电7.6%核电0.4%新能源22.7%输变电3.8%非电及其他47.1%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号32瓦，执行施工任务的新能源项目累计装机容量超过1.1亿千瓦，占全国总装机容量的比例各为32%、21%；清洁高效火电：公司主导或参与建设的百万千瓦级煤电机组达到100台，全国共140台左右；核电建设：公司累计执行国内常规岛勘察设计业务7000万千瓦以上，其中已投运4500万千瓦以上，占全国已投运核电总装机容量的90%以上；累计执行常规岛工程建设超过3300万千瓦，占全国比例约66%；清洁能源输送通道建设：公司几乎承担了所有的大型清洁能源输电通道工程的勘察设计任务图表51中国能建十四五发展目标资料来源：公司官方微信公众号（三）粤水电粤水电于2006年在深交所上市，其第一大股东为广东省建筑工程集团，持股36.48%，实控人为广东省国资委。公司主要从事水利水电及轨道交通等工程建设，水力、风力、太阳能光伏清洁能源发电业务以及风电塔筒装备制造业务，近80%的收入来自于广东地区。2020年公司实现营收125.83亿元，同比增加12.92%，归母净利润2.64亿元，同比增加12.64%。分板块看，①工程建设业务实现营收96.02亿元，占总营收76.31%，其中水利水电工程65.56亿，市政工程23.77亿，其他工程6.70亿，但由于工程板块毛利率较低，2020年仅4.21%，故贡献的毛利占比仅有30%左右；②清洁能源发电实现收入14.80亿，其中风力发电占比约五成，收入7.35亿，太阳能发电和水利发电收入各4.64亿、2.81抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号33亿，发电板块毛利率较高，达到60%，贡献了约64%的毛利润；③风电塔筒制造业务实现营收14.01亿元，2020年公司完成塔筒制造约1000套，总产量达17.56万吨，该板块毛利率仅略高于工程业务，2020年为5.28%；④勘测设计和其他2020年实现了1亿收入，0.26亿毛利，占比较小。图表52粤水电历年营业收入及同比增速图表53粤水电历年归母净利润及同比增速资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券图表542020年粤水电各项业务收入占比图表552020年粤水电各项业务毛利占比资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券截至2021年，广东省已投产抽水蓄能装机容量达到798万千瓦，约占全国总装机量的22%，是目前抽蓄装机最高的省份。公司曾参与广东惠州、深圳、清远、阳江、肇庆、海南琼中抽水蓄能电站6座抽蓄电站的建设工作，（合计规模达788万千瓦，其中肇庆抽水蓄能电站尚在建设中），抽水蓄能建设经验丰富，是广东省属清洁能源发电装机规模最大、可开发资源最多的企业。2020年，公司清洁能源发电业务收入为14.80亿元，虽然收入占比不高，但贡献了超60%的毛利。截至2020年，公司累计已投产发电的清洁能源项目总装机1442MW，其中水力发电213MW，风力发电673MW，光伏发电556MW，2021年计划完成清洁能源投产20万千瓦、新增核准备案70万千瓦。《广东“十四五”规划和2035年远景目标建议》中提出：“要积极推动绿色低碳发展，推进能源革命，积极发展风电、核电、氢能等清洁能源”。根据《广东省培育新能源战略性新兴产业集群行动计划(2021-2025年)》，目标2025年全省新能源装机量达到10250万千瓦，较2019年装机量几乎翻倍，其中核电1850万千瓦，气电4200万千瓦，风光及生125.83-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.0025.0030.0035.0040.000.0020.0040.0060.0080.00100.00120.00140.00201220132014201520162017201820192020营业总收入（亿元）同比(%，右)2.64-30.00-20.00-10.000.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.000.000.501.001.502.002.503.00201220132014201520162017201820192020归属于母公司股东的净利润（亿元）同比(%，右)工程施工76%发电12%塔筒制造销售11%勘测设计与咨询服务1%水利水电52%市政工程19%其他工程5%风力发电6%太阳能发电4%水力发电2%工程施工29%发电64%塔筒制造销售5%勘测设计与咨询服务2%水利水电27.4%市政工程1.5%其他工程-0.1%风力发电31.0%太阳能发电20.5%水力发电12.2%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号34物质发电4200万千瓦，增量主要在气电、风光及生物质。图表56截至2020年公司清洁能源累计装机量结构图表57广东省2025年新能源装机量目标（万千瓦）资料来源：公司公告，华创证券资料来源：广东省发改委，华创证券（四）安徽建工安徽建工前身为安徽水建建设股份有限公司，2000年更名为安徽水利开发股份有限公司，2016年吸收合并安徽建工集团，2019年变更为安徽建工集团股份有限公司。公司第一大股东为安徽建工集团控股有限公司，持股32.32%，实际控制人为安徽省国资委。公司主营业务包括基础设施建设与投资、房屋建筑工程、房地产开发、装配式建筑、检测业务、水力发电和建筑材料等，2021年公司实现营业收入713.40亿，同比+25.22%，归母净利润10.96亿，同比+34.32%。分业务来看，第一大业务板块基础设施实现收入342亿，毛利率为9.06%，收入和毛利占比各为48%、39%，房屋建筑实现收入187亿，毛利率6.86%，收入及毛利占比各为26%、16%，商品房销售收入71亿，收入占比10%，其毛利率较高，毛利占比达19%。分区域来看，公司省内业务收入占比约75%。图表58安徽建工历年营业总收入及同比增速图表59安徽建工历年归母净利润及同比增速资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券水力发电,21.30,15%风力发电,67.30,47%光伏发电,55.64,38%161422501289185042004200050010001500200025003000350040004500核电气电风光+生物质2019年2025目标0.00%5.00%10.00%15.00%20.00%25.00%30.00%0.00100.00200.00300.00400.00500.00600.00700.00800.002012201320142015201620172018201920202021营业总收入（亿元）同比(右，%)-30.00%-20.00%-10.00%0.00%10.00%20.00%30.00%40.00%50.00%0.002.004.006.008.0010.0012.002012201320142015201620172018201920202021归母净利润（亿元）同比(右，%)抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号35图表602021年安徽建工各项业务营收占比（%）图表612021年安徽建工各项业务毛利占比（%）资料来源：wind，华创证券资料来源：wind，华创证券水利业务为公司传统主业，安徽省十四五水利投资有望继续增长。公司基建工程订单中，水利业务占比约15%，且近两年均保持50%以上的高速增长。另外，公司最大的控股子公司安徽水利开发有限公司为省内水利市场的龙头企业之一，2021年实现收入163亿，净利润6亿。安徽水利开发的三大主营业务为工程施工、房地产开发、水电投资建设与运营，该公司在安徽、云南拥有白莲崖电站、流波电站、丹珠河梯级电站等七座电站，总装机容量25万千瓦时，权益装机容量18.81万KW，年设计发电量约10亿KWH，已全部建成发电。根据安徽水利厅，“十三五”期间，安徽省累计完成水利投资2101亿元，是“十二五”的近两倍，2020年完成投资额540亿，创历史新高，十四五期间，安徽省水利投资规模预计将达2845亿，继续保持增长。图表622021年安徽建工基建工程订单结构（亿元，%）图表63安徽建工控股运营水电站资料来源：公司公告，华创证券资料来源：公司公告，华创证券五、风险提示抽蓄电站建设进度不及预期，电价机制执行不及预期。房屋建筑26%基础设施48%商品房销售10%其他主营14%其他业务2%房屋建筑16%基础设施39%商品房销售19%其他主营11%其他业务15%公路桥梁,138.45,31%市政工程,238.1,53%水利工程,67.1,15%其他基建工程,4.93,1%抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号36建筑建材组团队介绍组长、首席分析师：王彬鹏上海财经大学数量经济学硕士，4年建筑工程研究经验，曾就职于招商证券，2019年5月加入华创证券研究所。2019年新浪金麒麟建筑行业新锐分析师第一名。2020年新浪金麒麟建筑行业新锐分析师第二名，2020年金牛建筑行业最佳分析团队，2020年Wind建筑行业最佳分析师第五名。分析师：鲁星泽慕尼黑工业大学工学硕士。2015年加入华创证券研究所。2017年/2019年新财富评选房地产行业入围（第六名）/第三名团队成员；2018年/2019年水晶球评选房地产行业第四名/第三名团队成员；2018年金牛奖评选房地产行业第一名团队成员；2019年金麒麟评选房地产行业第二名团队成员；2019年上证报评选房地产与建筑装饰行业第三名团队成员。研究员：郭亚新南开大学产业经济学硕士。2020年加入华创证券。2020年新浪金麒麟建筑行业新锐分析师第二名，2020年金牛建筑行业最佳分析团队，2020年Wind建筑行业最佳分析师第五名团队成员。华创证券机构销售通讯录地区姓名职务办公电话企业邮箱北京机构销售部张昱洁副总经理、北京机构销售总监010-63214682zhangyujie@hcyjs.com张菲菲公募机构副总监010-63214682zhangfeifei@hcyjs.com侯春钰高级销售经理010-63214682houchunyu@hcyjs.com刘懿高级销售经理010-63214682liuyi@hcyjs.com过云龙高级销售经理010-63214682guoyunlong@hcyjs.com侯斌销售经理010-63214682houbin@hcyjs.com车一哲销售经理cheyizhe@hcyjs.com蔡依林销售经理010-66500808caiyilin@hcyjs.com刘颖销售经理010-66500821liuying5@hcyjs.com程婧斐销售经理010-66500681chengjingfei@hcyjs.com顾翎蓝销售助理010-63214682gulinglan@hcyjs.com广深机构销售部张娟副总经理、广深机构销售总监0755-82828570zhangjuan@hcyjs.com段佳音资深销售经理0755-82756805duanjiayin@hcyjs.com汪丽燕高级销售经理0755-83715428wangliyan@hcyjs.com包青青高级销售经理0755-82756805baoqingqing@hcyjs.com董姝彤销售经理0755-82871425dongshutong@hcyjs.com巢莫雯销售经理0755-83024576chaomowen@hcyjs.com张嘉慧销售经理0755-82756804zhangjiahui1@hcyjs.com邓洁销售经理0755-82756803dengjie@hcyjs.com王春丽销售助理0755-82871425wangchunli@hcyjs.com周玮销售助理zhouwei@hcyjs.com上海机构销售部许彩霞上海机构销售总监021-20572536xucaixia@hcyjs.com曹静婷销售副总监021-20572551caojingting@hcyjs.com抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号37官逸超销售副总监021-20572555guanyichao@hcyjs.com黄畅资深销售经理021-20572257-2552huangchang@hcyjs.com吴俊高级销售经理021-20572506wujun1@hcyjs.com李凯资深销售经理021-20572554likai@hcyjs.com张佳妮高级销售经理021-20572585zhangjiani@hcyjs.com柯任高级销售经理021-20572590keren@hcyjs.com邵婧高级机构销售021-20572560shaojing@hcyjs.com蒋瑜销售经理021-20572509jiangyu@hcyjs.com施嘉玮销售经理021-20572548shijiawei@hcyjs.com王世韬销售助理wangshitao1@hcyjs.com朱涨雨销售助理021-20572573zhuzhangyu@hcyjs.com李凯月销售助理likaiyue@hcyjs.com私募销售组潘亚琪销售总监021-20572559panyaqi@hcyjs.com汪子阳高级销售经理021-20572559wangziyang@hcyjs.com江赛专高级销售经理0755-82756805jiangsaizhuan@hcyjs.com汪戈销售经理021-20572559wangge@hcyjs.com宋丹玙销售经理021-25072549songdanyu@hcyjs.com王卓伟销售助理0755—82756805wangzhuowei@hcyjs.com抽水蓄能行业深度研究报告证监会审核华创证券投资咨询业务资格批文号：证监许可（2009）1210号38华创行业公司投资评级体系(基准指数沪深300)公司投资评级说明：强推：预期未来6个月内超越基准指数20%以上；推荐：预期未来6个月内超越基准指数10%－20%；中性：预期未来6个月内相对基准指数变动幅度在-10%－10%之间；回避：预期未来6个月内相对基准指数跌幅在10%－20%之间。行业投资评级说明：推荐：预期未来3-6个月内该行业指数涨幅超过基准指数5%以上；中性：预期未来3-6个月内该行业指数变动幅度相对基准指数-5%－5%；回避：预期未来3-6个月内该行业指数跌幅超过基准指数5%以上。分析师声明每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师对任何其他券商发布的所有可能存在雷同的研究报告不负有任何直接或者间接的可能责任。免责声明本报告仅供华创证券有限责任公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司在知晓范围内履行披露义务。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成本公司对具体证券买卖的出价或询价。本报告所载信息不构成对所涉及证券的个人投资建议，也未考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的预期收入可能会波动。本报告版权仅为本公司所有，本公司对本报告保留一切权利。未经本公司事先书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表、转发或引用本报告的任何部分。如征得本公司许可进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“华创证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。证券市场是一个风险无时不在的市场，请您务必对盈亏风险有清醒的认识，认真考虑是否进行证券交易。市场有风险，投资需谨慎。华创证券研究所北京总部广深分部上海分部地址：北京市西城区锦什坊街26号恒奥中心C座3A地址：深圳市福田区香梅路1061号中投国际商务中心A座19楼地址：上海市浦东新区花园石桥路33号花旗大厦12层邮编：100033邮编：518034邮编：200120传真：010-66500801传真：0755-82027731传真：021-20572500会议室：010-66500900会议室：0755-82828562会议室：021-20572522