抽水蓄能投产规模及盈利机制分析

盈利稳定性+扩建投产高峰，有望业绩增长。

1.规模增长: 消纳压力提升抽水蓄能地位，有望迎来规模扩张落地

新能源消纳压力日益加重，抽水蓄能是最为成熟储能方式。风光出力不稳定对电网端造 成压力，特别是光伏发电时间与负荷端需求时间错配严重。随着风光装机飞速增长，电源侧 消纳调峰压力日趋严重。从调峰能力上，水电调峰时效性、调整幅度、爬坡速度均优于煤电、 气电。从成本角度，抽水蓄能仍是最为成熟及低成本的储能方式，度电成本仅为 0.21-0.25 元/千瓦时。

政策端支持，抽水蓄能发展加速推进。2021 年 9 月，国家能源局发布的《抽水蓄能中 长期发展规划（2021-2035 年）》明确，到 2025 年，抽水蓄能投产总规模将达到 6200 万千 瓦以上；到 2030 年，投产总规模达到 1.2 亿千瓦左右。受政策支持，近年抽水蓄能进入核 准及建设高峰，2022-2023 年核准数量较前期明显增长，2023 年核准抽水蓄能电站 49 座， 总容量 6343 万千瓦。2023 年我国新增投产抽水蓄能 515 万千瓦，累计投产规模突破 5000 万千瓦。 从新增投产及在建节奏来看，预计未来几年抽水蓄能有望迎来投产高峰。根据国内抽水 蓄能龙头上市公司南网储能公告显示，公司目前核准在建抽蓄项目有 9 个，2 个项目于 2025 年投产，另外 7 个项目将在“十五五”期间建成投产。按照抽蓄每千瓦造价 5500 元计算，公 司今明两年，及“十五五”期间抽蓄合计需要投资约 1000 亿元。

2.盈利机制：盈利机制强确定性，配合规模扩张有望驱动业绩

政策发力，两部制确立完善。经过长期改革，于 2021 年《关于进一步完善抽水蓄能价 格形成机制的意见》确立抽水蓄能价格机制为两部制，要求以竞争性方式形成电量电价，对 标行业先进水平合理核定容量电价。经过 2022 年对全国 31 家在运抽水蓄能电站开展定价 成本监审，确定容量电价范围。2023 年，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及 有关事项的通知》，公布在运及 2025 年底前拟投运的 48 座抽水蓄能电站的核定容量电价， 自 2023 年 6 月 1 日起执行。这是自国家发改委确认新的抽水蓄能价格机制后，首次公布核 定的抽水蓄能电站容量电价。

价格机制托底，抽水蓄能盈利强稳定性。根据两部制电价政策，抽水蓄能电价分为容量 电价及电量电价两部分。1）电量电价：体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，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情况下，抽水蓄能电站上网电价按燃煤发电基 准价执行，抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行。 2）容量电价：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。根据《抽 水蓄能容量电价核定办法》，容量电价对标行业先进水平确定核价参数标准，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。 根据南网储能公告，在实际运行中在公司抽水蓄能业务收入中，容量电价是主要的，占 电站收入 95%以上，电量电价收入约 3%-5%，即抽水蓄能绝大部分收入由政策按照经营期 内资本金内部收益率按 6.5%核定。而电量电价由于参与现货交易仍待时日，上网电价及抽 水电价已确定，抽水发电转换效率及抽水量对实际业绩产生细微影响。因此抽水蓄能实际上 业绩具有强稳定性，业绩后续驱动主要依靠规模上升，预计随着装机投产高峰来临，有望打 开增长通道。