2022年抽水蓄能行业发展现状分析 抽水蓄能装机规模将持续增长

2. 双碳目标推动抽水蓄能快速发展，行业商业模式发生改变

2.1 抽蓄迎来快速发展期，未来 9 年装机 CAGR 达到 14%

储能是新型电力系统的重要组成部分，储能行业进入快速发展期。为了实现双碳目标， 新能源装机规模将迅速扩大成为主力电源（根据“十四五现代能源体系规划”和主要能 源企业十四五规划，十四五期间我国新能源装机规模增长有望超过 600GW）。但由于风 光电源自身出力不稳定的特性，需要大量的辅助电源进行调峰调频及备用以保障电网的 安全性和稳定性。而储能可以发挥调峰调频、平滑出力、增加系统灵活性、利用弃风弃 光电量等作用，可以有效弥补风光电源的缺陷，因此成为了新型电力系统的重要组成部 分。近年来国家已经出台多项政策，鼓励储能行业发展，包括抽蓄、电化学储能在内的 各项储能技术都有望进入快速发展期。

抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好等特点，是目前大规模调节 能源的首选。抽水蓄能电站主要由处于高、低海拔位置的上、下水库，以及发电装置和 厂房、控制中心组成，是利用电力负荷低谷时的电能自下水库抽水至上水库，在电力负 荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。抽水蓄能电站可将电网负荷低时的多余电能， 转变为电网高峰时期的高价值电能。抽水蓄能具有技术成熟、反应快速灵活、单机容量 大、经济性较好等优点，是缓解系统调峰压力的最有效手段之一，可以快速稳定系统频 率，可以调相运行，可以稳定系统电压，是电力系统事故备用电源，能作为电网黑启动 电源，目前是大规模调节能源的首选。基于这些优点，根据公告，截至 2020 年底，国内 所有已投运储能项目中，抽水蓄能类的累计装机规模最大，占比为 89.3%。

2025 年和 2030 年我国抽蓄装机规模有望分别达到 6200 万千瓦和 1.2 亿千瓦，对应 CAGR 分别达到 14.25%和 14.18%。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。根据中 电联数据，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%。此外，由于抽蓄投资高、建设周期长和产 业链条长的特点，其对经济稳增长的作用明显，我们认为抽蓄行业投资建设的速度有望 进一步提升。

2.2 抽蓄价格形成机制进一步完善，参与电力市场化有望提升盈利能力

2014 年以前，我国抽蓄电站主要由电网投资建设和运营，收益通过成本加合理收益计算。 根据 2004 年发改委印发的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，抽蓄电站主 要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。2007 年，发 改委印发《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》，部分未定价的抽水蓄能电站， 作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和 合理收益的原则核定。由于租赁费机制较为固定，抽蓄电站发电积极性较低，无法充分 发挥其调峰调频的作用，抽蓄电站的价值无法充分体现。又由于费用分摊机制难以完全 落地实施，成本回收存在困难。因此部分非电网的投资主体退出了抽蓄行业，大部分抽 蓄电站均被两网收购。2011 年，国家能源局印发《关于进一步做好抽水蓄能电站建设的 通知》，明确坚持“厂网分开”的原则，电网成为了抽蓄行业主要的投资建设主体。

2014 年至 2021 年，两部制电价出台。由于抽蓄不纳入输配电成本，电网投资积极性显 著下滑。2014 年，发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》， 提出两部制电价，即电量电价加容量电价，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。 由于此时电网调峰调频需求小，抽蓄电站对电网作用有限，且由于电力市场不完善，抽 蓄电站经济效益无法体现。2016 年和 2019 年发改委分别发文提出抽水蓄能电站不得纳入 可计提收益的固定资产范围和不得计入输配电成本后，抽蓄的成本难以传导，电网投资 建设抽蓄电站积极性显著下降。2019 年底，国家电网内部下发的《关于进一步严格控制 电网投资的通知》，明确不再安排抽水蓄能新开工项目。

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。

明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：

633 号文明确提出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。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。

抽蓄电站通过参与电力市场交易，电量电价部分收益有望显著提升

2015 年，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕 9 号文）及配套文件》（简称“9 号文”），国家发改委、国家能源局随后发布了电力体制 改革的六个配套文件，我国新一轮电力体制改革拉开序幕。其中《关于推进电力市场建 设的实施意见》明确我国电力市场构成主要由中长期市场和现货市场构成。2017 年，国 家发展改革委和能源局选择南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、 甘肃作为第一批电力现货市场建设试点地区，各试点地区均已开展现货市场不同时间周 期的结算试运行。2021 年，国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，“通 知”提出拉大峰谷电价价差，并设立尖峰电价。新的分时电价机制有利于各类储能项目 在电力市场中通过合理运营增加收益，扩大其发展空间。2022 年 1 月，国家发改委和能 源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出进一步推动电力 市场建设，完善电力市场体系的功能，积极稳妥推进电力现货市场建设，完善电力辅助 服务市场等。

根据 633 号文，抽蓄电站在有电力现货市场的区域都将通过现货市场形成抽水和放水价 格，即抽蓄电站可以通过电力市场高抛低吸，形成额外收入，而不只是回收抽水、发电 的运行成本。根据各省份推出的分时电价机制，大部分省份的峰谷电价比都达到了 4.8:1 或 3.6:1。在部分用电紧张的省份，现货市场的单日最高电价和最低电价价差会更大（根 据广东电力市场 2021 年年报，2021 年 5 月广东省现货日前市场小时价格最高 0.942 元/ 度，最低 0.171 元/度；现货实时市场小时价格最高 1.499 元/度，最低 0.095 元/度）。 目前抽蓄电站转化效率多为 75%-80%，这意味着抽蓄电站可以通过现货市场获取较大的 额外收入，增厚利润。

两网是抽蓄行业主要投资运营主体，未来会有更多玩家进入行业。目前我国主要抽蓄运 营商为两网旗下公司，原因在于此前抽蓄的商业模式及成本疏导机制不成熟，导致除两 网以外的公司投资抽蓄都很难实现盈利，而当抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定 资产范围和计入输配电成本后，两网的投资热情也迅速下降。我们认为随着抽蓄商业模 式改变，两网会再次加快对抽蓄的投资建设，而掌握流域资源的能源企业将再次开始投 资、建设、运营抽蓄电站，行业的从业主体会增加。

2.标的公司抽水蓄能装机规模将持续增长，项目收益率有望通过参与电力市场显著提升

标的公司抽蓄业务 2021 年业绩较 2020 年小幅提升。2021 年，标的公司抽蓄业务实现营 收 33.1 亿元，同比增长 2.0%；实现毛利 18.0 亿元，同比增长 6.2%。抽蓄业务单 GW（不 考虑年底投产机组）营收和毛利分别为 4.2 亿元和 2.3 亿元。

调峰调频公司目前在运抽蓄装机 918 万千瓦，在建装机 110 万千瓦，有望在今年上半年 全部投产。标的公司积极开展抽水蓄能发电业务，主要负责开发、投资、建设和运营抽 水蓄能电站，目前在运及在建抽蓄电站主要分布在广东及海南省。根据公告，标的公司 已全部投产运营 5 座抽水蓄能电站，装机容量合计为 788 万千瓦；在建抽水蓄能电站 2 座，装机容量合计 240 万千瓦（根据公司公告及标的公司官网，截至 4 月底两座抽蓄电 站已投产机组合计 130 万千瓦）。根据南方电网报，梅州抽水蓄能电站和阳江抽水蓄能电 站计划在上半年全面投产发电，届时抽水蓄能装机将达 1028 万千瓦。此外，标的公司目 前有 1 座已取得核准，当前处于工程建设筹建期的抽水蓄能电站，装机容量 120 万千瓦， 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 1,260 万千瓦，将于“十四五”到“十六五”陆续建成投产。根据南方电网印发的《公 司关于推动绿色低碳转型的意见》，在“十五五”和“十六五”期间，南网还将分别投产 1500 万千瓦抽蓄电站，根据南方电网出具的避免同业竞争的承诺，有望全部放进公司体 内。

根据 633 号文要求，标的公司 5 个在运电站在 2022 年底之前将继续执行现行定价模式， 2023 年后，广蓄一期由于与港蓄发等协商定价，不属于 633 号文政府定价范围，因此现 有电价不发生变化；执行单一容量电价模式的广蓄二期及惠蓄电站将变更为两部制电价， 重新核定容量电价；执行两部制电价的清蓄、深蓄及海蓄定价模式不变，但容量电价将 重新核定。梅州和阳江电站都采用 633 号文要求定价。

我们对标的公司抽蓄业务容量电价部分收益进行估算，假设条件如下：

2021 和 2022 年年净利润数据采用各机组现行定价政策估算。2023 年后除广蓄一期外均 采用新的两部制电价估算。

存量机组项目资本金比例 35%，2021 年后新建项目资本金比例 30%。

项目运营周期为 40 年，资本金 IRR 为 6.5%。

贷款周期 25 年，贷款利率 4%。

广州抽水蓄能电站一二期投资金额分别为 30 亿元和 35 亿元。

采用直线折旧法，折旧年限 25 年，残值率 5%。

肇庆、清远、南宁抽蓄电站假设单位造价为 6000 元/KW。

假设梅州，阳江抽蓄电站于 2022 年 6 月底全机组投产，肇庆、清远、南宁抽蓄电站于 2025 年底全部机组投产。

我们对标的公司抽蓄业务电量电价部分收益进行估算，假设条件如下：

2021 和 2022 年年净利润数据采用各机组现行定价政策估算。2023 年后除广蓄一期外均 采用新的两部制电价估算。

参考十三五期间我国抽蓄电站利用小时数和标的公司机组历史利用小时数，假设标的公 司 2021 年和 2022 年机组年发电利用小时数为 1100 小时。由于 2023 年开始新机组全面 投运以及参与市场化可获得可观收益，我们预计抽蓄机组利用小时数会明显上升，故假 设 2023 年起机组年利用小时数将达到 1500 小时。

根据公司公告，我们用标的公司过去两年全部投运抽蓄电站上网电量除抽水电量，得到 发电效率为 79.74%，我们假设标的公司未来发电效率保持相同水平。

由于标的抽蓄机组主要位于广东省，我们电价将基于广东电力市场进行假设。由于抽蓄 电站在电力现货市场上可以执行高发低抽策略，参考广东省分时价格机制和现货市场， 假设抽蓄电站在现货市场上以 0.8 元/度售电，以 0.2 元/度买电。

假设梅州，阳江抽蓄电站于 2022 年 6 月底全机组投产（机组当年利用小时数为 650）， 肇庆、清远、南宁抽蓄电站于 2025 年底全部机组投产（机组当年利用小时数为 400）。

3.调峰水电重要性提升，有望获益于电力市场改革

调峰水电是承担电力系统高峰时段调节用电负荷任务的专业化水电厂。由于水电响应速 度较火电更快，因此是电力系统中担任峰荷任务的主力。调峰水电利用水力发电，基本 原理是利用水位落差，将水的势能转为水轮的机械能，再以机械能推动发电机，将机械 能转化为电能。调峰水电把水的势能转变成电能并发挥调峰调频功能，发电机组输出的 电能经升压变压器升压后联网输送至电网。

标的公司调峰水电装机容量达到 192 万千瓦。标的公司运营 2 座水电站——天生桥二级 电站和鲁布革水电站。天生桥二级电站装机 132 万千瓦，是西电东送南路工程第一个电 源点，所发电力外送至广东、广西等地。鲁布革水电站装机 60 万千瓦，位于十三大水电 基地之一的南盘江红水河水电基地。天生桥二级电站和鲁布革水电站均能发挥调峰调频 功能。

调峰水电在发电售电的同时还参与辅助服务考核。调峰水电业务主要利用天然水能资源 进行电力生产，与电网公司、超高压公司签署购售电合同，按照省级以上发改委批复的 上网电价，将水电站发出的电力销售给电网公司、超高压公司，根据单位电量价格与售 电量计算电力销售收入，扣除生产经营各项成本费用后获得利润。作为坐拥流域天然水 能资源的水电站，在提供常规水电业务的同时，还为电网公司提供调峰调频辅助服务， 辅助业务按照国家能源局南方监管局发布的《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细 则（2020 版）》《南方区域发电厂并网运行管理实施细则（2020 版）》《南方区域调频辅助 服务市场交易规则（试行）》计算总结算费用，最终定价以电力监管机构发文确定的金额 为准。

标的公司调峰水电业务 2021 年实现营收 13.6 亿元，同比增长 4.1%；实现毛利 7.65 亿元， 同比增长 0.5%，业绩保持稳定。

随着电力辅助服务市场成熟，调峰水电机组盈利能力有望提升。随着新能源装机占比持 续提升，电力系统对于调峰调频等辅助服务需求会持续增加。此前由于电力市场不完善， 调峰水电提供辅助服务并没有并准确的定价，电站收入更多依靠发电实现。随着电改持 续推进，辅助服务市场对于调峰调频等服务的定价将会愈发准确，标的公司调峰水电提 供辅助服务的所得收益有望提升，进而提升资产整体的盈利能力。（报告来源：未来智库）

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）