2022年储能行业之抽水蓄能专题研究报告 抽水蓄能未来空间及产业链介绍

1.抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术

抽水蓄能：电能与水的重力势能之间的相互转换

抽水蓄能工作原理 ：抽水蓄能电站由上下水库、引水系统、电厂和机组等构成。 在电力负荷低谷时，利用多余电能将下水库中的水抽到上水库储存起来，将电能转化为水的重力势能；在电力负荷高 峰时放水发电，将势能转化为电能。

规模：2021年全球新增装机1300MW，占储能装机规模的86.2%

国内外抽水蓄能电站发展现状 ：2021年，我国已有在运抽水蓄能电站项目40座，装机容量达36.39GW；在建项目48座，装机容量达61.53GW，已建和 在建装机规模均为世界第一。从装机区域分布看，目前我国抽水蓄能电站主要分布在华东、南方、华北地区，未来建设 重点将在华东、华北和华南地区。 2021年，抽水蓄能新增装机占储能装机规模的86.2%，仍然占据主导地位。另外储能装机规模的12.2%由新型储能贡献， 主要包括电池、飞轮、压缩空气等。

对比：优在安全+低成本，劣在地理受限+建设周期长

抽水蓄能容量大、安全性高、度电成本低 • 相对于其他储能技术而言，抽水蓄能的单体项目容量最大，能够担任大规模储能主力，应用于削峰填谷、黑启动等。同 时抽水蓄能的单体项目寿命最长，一般在50年以上，较长的寿命摊薄了项目的度电成本。 根据我们模型测算，在初始投资6000元/kW、运营年限50年的基本假设下，辅以折现率7.3%的假设，抽水蓄能的度电成 本为0.27元/kWh，是现阶段度电成本最低的储能解决方案。

2.未来空间：预计“十四五”抽水蓄能装机目标翻倍增长

规模：我国抽水累计装机36.39GW

截至2021年底，我国抽水蓄能装机容量达36.39GW。 根据中电联《中国电力行业年度发展报告》，截至2021年底，我国抽水蓄能装机容量达36.39GW，未达到“十三五” 规划的40GW目标。 理论上，远期装机规模可达1600GW，实际是否可行尚待观察。 在2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹 没、环境影响、工程技术条件等因素，共普查筛选出资源站点1500余个，总装机规模达1600GW，目前装机仅为 36GW，纳入规划的站点资源总量814GW，未来空间充足。

空间：2025/2030年装机目标62/120GW，累计装机量提升3倍

2025/2030年装机目标62/120GW， “十四五”规模将达亿千瓦级，装机规模加快。 根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年投产总规模达62GW+，2030年达～ 120GW，对应2020-2025年5年CAGR15.4%，料抽水蓄能将迎来快速发展阶段。根据目前选址， “十四五”项目基本已开 工，目标完成确定性较强。 按照水电总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》报告，预计2022年投产 9GW，至2022年底，总装机容量达到45GW。“十四五”期间建设数量超过200个，规模跃升至亿千瓦级。 根据每千瓦造价6000元计算， “十四五”“十五五”投资额分别为1900亿、3480亿元，合2021-2025年平均每年380亿元。 国家电网、南方电网规划2025年投产25GW，2030年投产128GW，高于国家目标。

复盘：此前政策协调性和价格激励不足为主要影响因素

历史上，抽水蓄能装机规模不及规划，政策协调性不足和价格激励不足是主要制约因素。  根据“十三五”规划，到2020年抽水蓄能装机目标40GW，但截至2020年实际装机量32.49GW， “十二五”规划2015年 装机30GW，实际装机量为23.05GW，未完成装机目标。 

政策协调性：抽水蓄能电站建设周期为6-8年，刚性建设周期下，5年一次的大型规划灵活性不足，抽水蓄能建设与电力系 统规划缺乏协调，部分项目等待核准时间拖长，导致实际难以符合规划。

价格激励：2014年发改委提出两部制电价，但由于电力辅助服务市场并不完善，受制于抽水效率，电量电价激励不足， 实际中两部制电价难以落实，2016和2019年发改委两次发文规定抽水蓄能电站成本不纳入输配电成本，抽蓄成本疏导不 畅、利润空间不足，建设速度大幅减慢。

催化：政策面改善推动抽水蓄能加速发展

政策推动选点规划加快，两部制电价实施方案落地，抽水蓄能利润空间打开。 2022年4月，国家发改委、能源局发布通知，要求各省发改委、能源局按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年 抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接。 2021年4月，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》，明确两部制价格机制的执行，容量电费 回收的多种途径。此举打开抽水蓄能电站的利润空间，调动了社会资本参与建设的积极性。

3.抽水蓄能产业链：机电设备价值量最大，整体格局集中

抽水蓄能产业链包括上游设备商、中游运营商、下游电网系统。机电设 备及安装工程约占总投资的26%。

上游：设备包括水泵水轮机和发电电动机组成的水轮发电机组、电气一 次设备、电气二次设备和金属结构设备。主要供应机组的公司包括哈尔滨 电气、东方电气、浙富控股等。 

中游：抽水蓄能电站建设主要采用EPC工程总承包模式。中国电建在规划 设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。 

下游：下游电网运营主要包括国网新源、南网双调。

上游：机电设备占电站总投资的26%，市场集中度高

按照机电设备占电站总投资的约26%测算， “十四五”期间抽水蓄能设备市场规模将达到494亿元。 2025年装机目标为62GW，2020-2025年新增装机32GW，按照每千瓦造价6000元，机电设备成本占比约26%计算， “十四五”期间机械设备市场规模将达到494亿元。 上游设备中水轮发电机组是核心，哈尔滨电气、东方电气占据主要市场份额，市场集中度高。 依据产量口径统计，2021年水轮发电机组产量最高的是哈尔滨电气，市占率约为47%，东方电气、浙富控股市占率为 40%和4%。三家厂商市场份额合计超过90%，市场高度集中。

中游：中国电建为无可争议的龙头

中游电站设计建设市场高度集中，竞争格局稳定，中国电建为绝对龙头。 在“十四五”重点实施项目中，中国电建已经承担了85%以上项目的勘测设计工作，目前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%。 中国能建、安徽建工参与区域抽水蓄能工程建设，受益于于行业整体规模扩张。

下游：国网新源、南网双调为电网主要运营商

下游电网系统市场份额集中。国网新源、南网双调为抽水蓄能电站主要运营商，2021年二者合计占比88%。 2021年国网新源在运电站装机23.41GW，占比64%，南网双调装机8.58GW，占比24%。 文山电力拟筹划置入南网双调100%股权，目前证监会已受理，若重组成功，文山电力将实现抽水蓄能业务和储能业务的 整体上市。 2021年10月，文山电力发布重大资产置换、发行股份购买资产及募集配套资金交易方案，拟将原有业务相关资产负债与 南网双调100%股权的等值部分进行置换，二者同属南方电网。若重组成功，文山电力将成为南网旗下唯一储能上市平台， 公司业务由事购售电、发电、电力设计及配售电转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和 运营。

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