如何看待抽水蓄能技术市场前景？

技术成熟，是大规模调节能源的首选。

1、抽蓄技术目前的经济性优势，确保其未来10年的主体地位

储能 LCOS 是储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，反映了净 现值为零时的内部平均电价，即项目投资的盈利点。目前抽水蓄能的 LCOS 最低，大约 为 0.25 元/kWh，较其他技术有显著的经济优势，短期内其他储能方式无法对其进行大 规模的替代，并且 0.3 元/kWh 的成本也极可能成为其他储能技术路线的突破点。而其他新型储能技术的发展目前处于百 花齐放阶段，根据十四五计划，目前国家并未对某种特定的技术路线给予特殊扶持和选 择，而是随着各地区示范项目的建设运营，验证其技术和经济性水平。

充足的抽蓄资源储备也为行业发展提供了基础。根据水电水利规划设计总院文章，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 kW，其中已建 3639 万 kW，在建 6153 万 kW，中长期规划重点实施项目 4.21 亿 kW，储备项目规模有 3.05 亿 kW。分区域看，我国各区域已纳入规划的抽水蓄能站点资源量其中，东北、华北、华 东、华中、南方、西南、西北电网的资源量分别为 10500 万、8000 万、10500 万、12500 万、9700 万、14 300 万、15900 万 kW。

未来十年是抽水蓄能行业发展黄金期。根据规划 2025 年和 2030 年我国抽蓄装机规模将 分别达到 6200 万千瓦和 1.2 亿千瓦，而实际装机有望超出规划预期。根据《抽水蓄能中 长期发展规划（2021-2035 年）》及《十四五现代能源体系规划》，各地按照能核尽核、 能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到 2025 年，我国 抽水蓄能装机规模达到 6200 万千瓦以上，在建装机规模达到 6000 万千瓦左右，到 2030 年，抽蓄规模达到 1.2 亿千瓦左右。我国 2021 年底抽蓄规模为 3639 万千瓦，若实现规 划目标，则未来 4 年和 9 年的装机复合增速分别达到 14.25%和 14.18%。

2030 年我国抽蓄装机有望达到 3 亿千瓦。今年 6 月中国电建董事长表示将在 200 个市、 县开工建设 200 个以上抽蓄项目，目标开工 2.7 亿千瓦。今年 7 月能源局相关人士表态， “十四五”可核准装机规模 2.7 亿千瓦，总投资达 1.6 万亿元，涉及 28 个省（区、市） 和新疆生产建设兵团。如果“十四五”期间 2.7 亿抽蓄抽蓄全部完全核准，根据抽蓄项 目建设周期，2.7 亿装机有望在 2030 年前全部投产，届时抽蓄装机将达到 3 亿千瓦。由 于电力系统对于辅助电源的巨大需求以及抽蓄产业链对于稳经济的作用，我们认为整个 抽蓄行业投资建设进度和最终投产的装机规模将超越规划预期。

2、抽蓄商业模式逐渐成熟，参与电力市场有望提升盈利能力

新的两部制电价出台叠加电力市场逐渐成熟，抽蓄行业的商业模式开始清晰。2021 年 4 月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633 号文）。633 号文的出台完善了抽水蓄能的价格机制，形成了稳定的成本回收机制+额外的经济效益 的商业模式，并厘清了成本疏导路径。同时 633 号文也明确要推动抽水蓄能电站作为独 立市场主体参与市场。随着我国电力市场的逐渐成熟，其余类似辅助电源的价格机制也 有望参照抽蓄的模式。意见主要内容包含两方面：

坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策： 以竞争性方式形成电量电价：抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。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。 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，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电 站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。

完善容量电价核定机制：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。对标行业先进水平合理核定容量电价。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，《意见》印发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。推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要 通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能电站健康有序发展。

两部制电价明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：建立相关收益分享机 制，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。完善 容量电费在多个省级电网的分摊方式，完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例， 容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量 电费由相关受益主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。

两部制电价是重要的过渡性政策，维持项目合理收益鼓励行业发展，长期看将被取消 两部制电价机制是抽蓄或者说调节性电源在电力市场建设过程中的重要过渡性政策。它 在电力市场无法为调节辅助电源合理定价的时候，通过机制为其提供保底收益，使项目 能保持一个合理的收益率，以此鼓励行业发展。但另一方面，由于机制进行了托底，抽 蓄项目也不可能在市场供给紧张的情况充分赚取超额收益。长期看，随着我国电力市场 建设的成熟，两部制电价也将逐渐取消，抽蓄项目将完全通过电力市场获取收益。