電力新能源行業(yè)投資策略：關注儲能、抽蓄、氫能、煤電改造

電力新能源行業(yè)投資策略：關注儲能、抽蓄、氫能、煤電改造1

復盤：新能源已成共識，公用大幅跑贏滬深300用電需求大幅反彈，新能源快速發(fā)展用電需求反彈明顯，增長率回歸疫情前序年份水平。自

2020

年四季度以來，

我國疫情控制情況良好，經(jīng)濟復蘇國內(nèi)外需求提升背景下國內(nèi)產(chǎn)能擴長，上游

原材料、高耗能企業(yè)用能需求旺盛，加之電氣化程度提升。在

2020

年上半年

同比基數(shù)較低的情況下，全社會一季度單月用電量同比上升

26%、19%和

21%，疫情后用電量需求增速反彈效應明顯。進入第二季度，用電同比增速下

降至

13%-14%，第三季度及

10、11

月份用電量同比增速下降至個位數(shù)。若排

除受疫情影響的

2020

年份數(shù)據(jù)，相較

2019

年同期單月用電量數(shù)據(jù)來看，

2021

年復合增長率維持在

7%-9%的高位區(qū)間，已回歸疫情前序年份用電量正

常增長率水平，并略有提高。2021

年

1-11

月共計完成發(fā)電量

73826.7

億千瓦時，較去年同期增長

9.2%。

受南方受來水偏枯影響，前

11

個月水電發(fā)電量占比

15.1%，同比下降

1.9pct；

風電、光伏由于去年裝機潮新增大量裝機，發(fā)電占比分別達到

6.9%、2.3%，

同比上升

1.3pct、0.3pct?；痣娬急?/p>

70.7%，提升

0.26pct。裝機方面，截至

2021

年

11

月末，我國共計發(fā)電裝機

23.2

億千瓦，全年同比

增速保持在

10%左右，風電、光伏裝機分別達到

3.05GW、2.87GW。從占比

上來看，風電、光伏較去年占比增加明顯，分別較去年增加

2pct，1.5pct。由

于新能源招投標集中于第二季度，較短的建設周期決定了項目大多投產(chǎn)于年末，預計

12

月份風電、光伏裝機量及占比將進一步提高。南方來水偏枯，東北風況欠佳，煤炭供需歷史性緊張態(tài)勢，地方性缺電情況頻

現(xiàn)。全社會用電需求高增背景下，2021

年發(fā)電設備平均利用小時數(shù)同比明顯

提升，發(fā)電設備整體利用小時數(shù)明顯提高。然而，今年上半年水電來水偏枯，

影響云貴川外送兩廣的電量，云南、廣東及廣西部分地區(qū)出現(xiàn)有序用電情況；

在東北地區(qū)，三季度末煤炭供需歷史性緊張態(tài)勢，加之受風電出力的影響，遼

寧、吉林地區(qū)電力供應出現(xiàn)明顯缺口，一度影響居民用電。整體來看，火電、

核電利用小時數(shù)同比增速均在

5%-10%左右，提升更為明顯。新能源整體消納保持良好水平，利用小時相對平穩(wěn)。參考至

11

月數(shù)據(jù)，預計

2021

年整體風電利用小時數(shù)可較去年提升

100

小時以上，達到約

2190

小時，

光伏受陰雨等天氣影響，利用小時數(shù)下降約

100

小時左右，達到

1175

小時。“雙碳”背景下，供不應求刺激發(fā)電裝機、電網(wǎng)加大投資，電力板塊迎來發(fā)展

機遇。從“十四五”開局之年來看，我國經(jīng)濟發(fā)展增速已基本擺脫疫情影響，

回歸平穩(wěn)發(fā)展水平。由于電力需求與

GDP增速存在強相關關系，同時電氣化

程度提升，預計未來用電量需求將保持穩(wěn)定增長。今年局部缺電的情形將促進

發(fā)電投資運營商進一步加大發(fā)電裝機投資，同時新能源的大規(guī)模并網(wǎng)加大了特

高壓輸送需求以及局部調(diào)峰調(diào)頻壓力，加大了分布式電源及配網(wǎng)建設需求，將

為發(fā)電運營商及電網(wǎng)、儲能運營商帶來新的發(fā)展機遇。2021

年公用板塊整體大幅跑贏，三季度實現(xiàn)大幅上漲截至

2021

年

12

月

17

日，申萬公用事業(yè)板塊

2021

年累計漲跌幅達到

31.43%，

較滬深

300

相對收益率高達

37.37%，大幅跑贏市場平均水平。分階段來看，

2021

年年初公用事業(yè)板塊指數(shù)一路下行，最低時累計跌幅達到

8.88%，開年

走勢較為不利；進入

3

月份以后局勢反轉，公用事業(yè)指數(shù)累計漲跌幅由負轉正，

而滬深

300

指數(shù)由正轉負；3

月份至

7

月末期間，公用事業(yè)指數(shù)累計收益率持

續(xù)震蕩，至

7

月末重新歸零；進入

8

月份后，公用事業(yè)指數(shù)大幅上漲，迅速來

開與滬深

300

的收益率差距，10

月份小幅回調(diào)，隨后繼續(xù)拉升。全年來看，

公用事業(yè)板塊實現(xiàn)超高相對收益率，達

37.4%。煤價高企推動電力市場化改革。受進口煤限制及國產(chǎn)煤產(chǎn)量的下滑，我國今年

煤價自

5

月以來持續(xù)高位運行，10

月份動力煤期貨價格一度飆升至

1900

元/

噸，大幅增加了煤電企業(yè)的發(fā)電成本。從

7

月份開始，蒙西、寧夏、四川等省

份相繼發(fā)布市場電價可以上浮

10%的政策，資本市場普遍認為打開電價上浮

限制成為大勢所趨，火電板塊持續(xù)走高；到

10

月，中央印發(fā)了《關于進一步

深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》，允許市場化交易電價上浮

20%

（高耗能產(chǎn)業(yè)用電電價不受上浮限制），為“漲電價”預期一錘定音。同時中央過煤炭增產(chǎn)保供、嚴查惡意炒作囤積等一系列嚴厲手段，煤價較快回

落。12

月初，中央經(jīng)濟工作會議強調(diào)煤炭在我國能源中的基礎性地位，推動

煤炭和新能源優(yōu)化組合，激發(fā)了火電板塊的投資熱情，同時更加有利于火電企

業(yè)加速推進新能源轉型，火電板塊持續(xù)上漲。國家能源局

6

月發(fā)布《關于

2021

年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》，

我國陸上風電、光伏項目正式進入平價時代。后續(xù)綠色電力及電力市場化交易

政策及試點不斷推進。新能源裝機確定性達成共識，綠電量價齊升預期逐步驗

證，新能源運營商下半年開始實現(xiàn)大幅上漲，超過公用事業(yè)整體漲幅。港股三

個火電轉型新能源公司在同期實現(xiàn)股價的大幅上升。同時新能源運營領域資本市場運作持續(xù)升溫。2021

年

6

月，三峽能源以純正

新能源公司身份正式登陸

A股平臺，成為

A股最大新能源公司。2021

年

12

月龍源電力實現(xiàn)

A+H上市落定。此外各類轉型發(fā)展新能源公司增加，借助資

本市場融資發(fā)展新能源。2

投資展望一：新能源運營把握“三重確定性”機會量的確定性——最基礎和必然的確定性政策持續(xù)出臺基本構建起“N+1”政策框架，為未來中長期快速健康發(fā)展奠定

高度的確定性。2021

年

10

月

24

日，中共中央國務院聯(lián)合發(fā)布了《關于完整準確全面貫徹新

發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》是黨中央對碳達峰碳中和工作進行的

系統(tǒng)謀劃和總體部署，覆蓋碳達峰、碳中和兩個階段，是管總管長遠的頂層設

計，發(fā)揮統(tǒng)領作為“1+N”中的“1”。2021

年

10

月

26

日，國務院正式發(fā)布了《2030

年前碳達峰行動方案》聚焦碳

達峰，提出了提高非化石能源消費比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排

放水平等方面主要目標。提出將碳達峰貫穿于經(jīng)濟社會發(fā)展全過程和各方面，

重點實施“碳達峰十大行動”。將作為“N”中為首的政策文件，外加各部門、各

地方政策等。共同構成“1+N”

政策體系。隨著頂層規(guī)劃明朗，后續(xù)政策出臺

有望加速。隨著整體政策框架落地，各地方及部門分解任務指標。前期各企業(yè)提出的宏大

裝機目標，將得到各級政府及監(jiān)管部門的配合，建設指標、開發(fā)、并網(wǎng)將實現(xiàn)

高效對接。在高效率和低隱性成本環(huán)境下，實現(xiàn)裝機規(guī)模的確定性增長。風機價格大幅下行，光伏組件價格預期下降，確保良好項目收益率，風光裝機

增速具備高確定性。

新能源發(fā)電成本持續(xù)下降。2010-2020

年末，我國陸上風電及光伏發(fā)電成本不

斷下降，其中陸上風電平均裝機成本由

1500

美元/kW降至

1264

美元/kW，下

降

15.7%，度電成本從

0.071

美元/kWh降至

0.033

美元/kWh，下降

54%，風

機材料價格下降及發(fā)電效率提升明顯；光伏平均裝機成本從

3994

美元/kWh降

至

651

美元/kWh，下降

83.7%，度電成本從

0.305

美元/kWh降至

0.044

美元

/kWh，下降

85.6%。近年來，大容量風機占比不斷提升，大直徑和大容量風

機將不斷提升發(fā)電效率從而降低度電成本；光伏則致力于不斷提升電池轉換效

率。隨著風機大型化，陸上單機發(fā)電功率達普遍可達

4-5GW以上，海上風電單機

發(fā)電功率達普遍可達

9GW以上。陸上風電風機成本降至約

2000

元，海上風

電風機成本降至約

4000

元，同時大型化攤薄相關建設成本、土地成本、吊裝

成本。使得平價陸上項目具備良好收益率水平，平價海上項目已基本可以實現(xiàn)。光伏經(jīng)歷過硅料價格大幅上漲后，目前已有所回調(diào)。過去

1-2

光伏產(chǎn)業(yè)需求量

大幅增加，帶動產(chǎn)業(yè)鏈上下游的產(chǎn)能擴張，在硅片、電池片、組件企業(yè)的大幅

擴產(chǎn)的同時，硅料產(chǎn)能增長相對較慢，導致硅料價格今年大幅上漲。根據(jù)

PVinfo統(tǒng)計，2021

年單晶致密塊料主流價格從年初

1

月份每公斤

85

元快速上

漲，6

月份漲至每公斤

206

元人民幣，半年間漲幅達到

142%。之后能耗雙控

政策讓

Q3、Q3

硅料價格進一步上升，11

月漲至每公斤

269

元人民幣，相比

1

月的漲幅高達

216%，該價格水平已經(jīng)漲至

2011

年以來的最高價位。相應一

定程度抑制了

2021

年新增光伏裝機規(guī)模。近期隨著硅料擴產(chǎn)的預期，硅料價格近期出現(xiàn)下調(diào)，帶動電池片及組件價格回

落。預計組件價格平穩(wěn)在

2

元/W內(nèi)，運營商便可以基本滿足收益率要求，持

續(xù)回落至

1.9

元/W以內(nèi)，對應

EPC成本降至約

4.0-4.3

元/W以內(nèi)，開發(fā)和建

設動力動力將逐漸增強。

在國內(nèi)強大產(chǎn)業(yè)鏈支撐下，成本的穩(wěn)定，終端裝機收益率得到保障，風光裝機

主動性提升，增速更具備高確定性。今年以來，國家發(fā)改委、國家能源局確定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為

重點的大型風電光伏基地項目，總規(guī)模約

100GW，主要分布在內(nèi)蒙古、青海、

甘肅、寧夏等地，利用優(yōu)質(zhì)風光資源，正按照“成熟一個、開工一個”的原則

積極開工。據(jù)統(tǒng)計截至

11

月

24

日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點的

大型風電光伏基地項目開工數(shù)量達到

21

個，在建規(guī)模超

55GW。此外能源局發(fā)布組織擬納入國家第二批以沙漠、戈壁地區(qū)為重點的大型風電光

伏基地項目的通知，要求已核準（備案）且能夠在

2022

年開工建設，原則上

能在

2023

年內(nèi)建成并網(wǎng)，后續(xù)也將持續(xù)推進落地。此外，據(jù)風芒能源統(tǒng)計，

今年以來各省風電共計完成競配

56.11GW，光伏

103.8GW。價的確定性——預期的確定性實現(xiàn)綠電：同質(zhì)電力外的綠色價值在實現(xiàn)從消費終端來看，由于電力不論發(fā)電來源均為同質(zhì)商品，所有電力在市場化條

件下本應獲得相同定價?；茉窗l(fā)電成本側需要多支付對應污染成本（對應

綠電的綠色價值），綠電則需要多支付維持出力穩(wěn)定的輔助服務成本（對應火

電等的穩(wěn)定價值）。隨著污染成本將持續(xù)提升，對應綠電綠色價值提升，而輔

助服務成本隨著儲能、抽蓄等發(fā)展將不斷彌補和降低。綠電交易及碳市場的推

進將更有利于綠電價值實現(xiàn)。綠色價值在市場認知和政策引導下逐步從邏輯合理走向客觀現(xiàn)實，從過去具有

一定象征意義和代表性的綠電交易，僅有國內(nèi)少量新能源運營商參與，到組織

試點，再到如今正在從試點走向常態(tài)。電力市場化還原電力商品屬性，綠電理

應獲得更高價值。自

9

月

7

日，綠色電力交易試點啟動。首批綠色電力交易共

17

個省份

259

家

市場主體參與，交易電量

79.35

億千瓦時。其中，國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域成交

電量

68.98

億千瓦時，南方電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域成交電量

10.37

億千瓦時（均價

提高

2.7

分/千瓦時）。綠色電力成交價格較當?shù)仉娏χ虚L期交易價格增加

0.03~0.05

元/千瓦時。本次交易預計將減少標煤燃燒

243.60

萬噸，減排二氧

化碳

607.18

萬噸。綠電交易有望與火電電價“同臺

PK，隨行就市”2021

年

10

月

11

日發(fā)布《國家發(fā)展改革委關于進一步深化

燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價

市場化改革的通知》。主要提出，燃煤發(fā)電電量原則上全部進入市場（70%至

100%）將燃煤發(fā)電市場交易價格浮動范圍由現(xiàn)行的上浮不超過

10%、下浮原

則上不超過

15%，擴大為上下浮動原則上均不超過

20%，高耗能企業(yè)市場交

易電價不受上浮

20%限制。電力現(xiàn)貨價格不受上述幅度限制。前多省展開市

場交易，電價基本實現(xiàn)基準價

20%上浮。在此背景下，綠電常態(tài)化交易增加，已實現(xiàn)與火電享受相近上浮電價的趨勢。

11

月浙江交易中心促成大唐新能源與浙江銀泰百貨

3000

萬千瓦時的綠電交易，

在當?shù)孛弘娀鶞蕛r的基礎上溢價約

6.1

分/千瓦時，溢價比例達到

15%。這是

浙江自

9

月份成功完成全國首批綠電交易試點以來，開啟綠電交易“日常模

式”。

江蘇已經(jīng)實現(xiàn)發(fā)改委所倡導的在電力中長期交易市場框架下，設立綠色電力交

易品種。12

月

23

日，2022

年江蘇電力市場年度交易結果顯示，2022

年年度

交易共成交

1239

筆，總成交電量

2647.29

億千瓦時，成交均價

466.69

元/兆

瓦時較燃煤發(fā)電上網(wǎng)基準價

391

元/兆瓦時相比，上浮

19.36%。其中綠電交易

成交電量

9.24

億千瓦時，成交均價

462.88

元/兆瓦時，上浮

18.38%。2022

年電力交易與去年相比，成交量上漲了

14.5%，其中年度雙邊交易電量比去年

增加

223.86

億千瓦時，年度掛牌交易比去年增加

111.32

億千瓦時。開始綠電交易“日常模式”，推動綠電交易常態(tài)化、廣義化。“日常模式”下

更多供需雙方隨時根據(jù)需求可以實現(xiàn)雙邊或多邊的綠電交易，使得綠電交易成

為月度、年度電力市場化交易的一部分，讓更多的風光電加入到更廣義的綠電

交易，實現(xiàn)與火電電價“同臺

PK，隨行就市”。目前規(guī)模仍較小，參與交易主要是無補貼或極少補貼的風電、光伏電量。供給

方面，2021

年后平價項目大量并網(wǎng)將為市場化交易提供更多綠電。

需求方面，2022

中央經(jīng)濟工作會議進一步明確了新增可再生能源不納入能源

消費總量控制，向碳排放總量和強度"雙控"轉變。在高能耗企業(yè)的能耗指標趨

緊，更多納入碳配額考核的情況下，綠電的需求將得到極大提升。業(yè)績的確定性——確定增長中觀察分化的可能量和價的確定性將直接促成業(yè)績的高確定性2021

年為“雙碳”目標制定后的第一年，也是“十四五”建設開局之年，各

大發(fā)電央企在年初制定了發(fā)展規(guī)劃，其中新能源均為其中的重要目標。2020

年由于為陸風及光伏補貼的最后一年，風電、光伏裝機分別同比增長

34.6%、

23.8%，增速較高；2021

年風電受

2020

年搶裝，及光伏受上游價格抑制，新

能源裝機增速有所回落。中央及各地規(guī)劃均根據(jù)“雙碳”目標進行調(diào)整，今年

下放新能源建設指標較遲，隨著后續(xù)指標的下達，以及上游硅料和組件價格回

落，預計明年的新能源尤其是光伏裝機的招標、開工建設將開始提速。預計整

體來看，2021

年末風電累計裝機將增長到

3.2

億千瓦，同比增長約

15%，光

伏累計裝機增長至約

3

億千瓦，同比增長

19%左右。2021

年裝機確定性增長，使得新能源運營整體業(yè)績增長具有高度的確定性，隨著裝機規(guī)模增長，業(yè)績拾級而上。尤其是

2021

年低價風機和搶裝海風將極

大提升新能源運營商

2022

年業(yè)績。2022

年長協(xié)煤價+長協(xié)電價將陸續(xù)落地。長協(xié)電價市場化價格聯(lián)動機制有望形

成，實現(xiàn)分時段簽約、價格錨定調(diào)整，市場化交易電量增長得到重要支撐。此

外綠電交易推進、容量電價機制建立逐步推進。長協(xié)煤價+長協(xié)電價雙重靈活

調(diào)節(jié)，電力供應安全與電力合理利潤得到政策機制保障。電廠向上游及下游，

開展談判均有據(jù)可依，電價更能體現(xiàn)供需、成本、和環(huán)境價值，新能源建設成

本預期不斷下行，綠電的盈利空間打開。2022

年火電板塊業(yè)績拐點出現(xiàn)，新

能源電力板塊業(yè)績確定性增長。2022

或是觀察分化布局行業(yè)核心資產(chǎn)的窗口期雖然行業(yè)處在整體的確定性增長中，隨著行業(yè)發(fā)展階段、公司運營管理和能力、

政策導向等各方面的演變，未來基本可以確定會顯現(xiàn)出一定的分化，但預計明顯分化或在

2022

年較難出現(xiàn)。

目前來看，由于運營模式具有較高同質(zhì)化，項目開發(fā)方面靈活度較高，存在地

方差異，企業(yè)需要“軟硬實力”兼具。2021

年處在企業(yè)規(guī)劃與政策銜接和大

規(guī)模獲取指標“跑馬圈地”的前期，2022

年項目開始建成并網(wǎng)和指標開始轉

化落地開始，將是觀察窗企業(yè)競爭力和未來分化趨勢的窗口期。

根據(jù)現(xiàn)有新能源項目競配標準，企業(yè)產(chǎn)業(yè)能力（開發(fā)經(jīng)驗、資本實力、產(chǎn)業(yè)鏈

投資等）、前期工作開展情況及申報電價為最核心的三個項目指標配置參考因

素。結合行業(yè)觀察，以下幾方面也可以重點關注。（1）股東實力和支持力度：電力運營商集團或股東支持，主要在于“自上而

下”與各地方多產(chǎn)業(yè)一攬子合作，新能源產(chǎn)業(yè)上下游合作，或地方性企業(yè)的本

地化優(yōu)勢，將很大程度帶動新能源項目開發(fā)。（2）員工激勵：當前大型電力企業(yè)企業(yè)實力、股東背景，往往差異較小，在

項目具體競爭中，“自下而上”的推進尤為重要，具體項目開發(fā)人員的效率、

專業(yè)、信息溝通等方面是項目競爭中的關鍵?？芍攸c關注有員工股權激勵，及

良好項目激勵機制的公司。（3）融資成本：由于新能源運營初期大量資本開支需求，項目自有資金投入

占比往往在

20%-30%，較高的杠桿比例及初期投資使得項目整體收益率對于

債務融資成本變動極為敏感。獲取市場最低的融資成本，可以在保障收益率情

況下，在項目開發(fā)成本容忍度、電價、配置儲能等方面實現(xiàn)資源競配的相對優(yōu)

勢。（4）現(xiàn)金流支撐程度：新能源運營快速增長期資本開支強度大，風電光伏平

均來看

1GW新能源發(fā)電項目，按

30%資本金投入約

15

億元，而現(xiàn)金流回收

周期較長?？紤]到股權融資進而攤薄股東收益，存量裝機規(guī)模較大運營商，以

及火電企業(yè)，如華潤電力、華能國際，中國電力等，或核電、水電企業(yè)在轉型

中則更具這方面優(yōu)勢，憑借存量機組強有力現(xiàn)金流可以獲取更多資源，滾動開

發(fā)提升股東價值?，F(xiàn)金流考量下，存量裝機及裝機增長彈性或需要權衡。3

投資展望二：抽水蓄能及火電調(diào)峰調(diào)頻是新能源電力“立”與“破”重要銜接新型電力系統(tǒng)下抽水蓄能發(fā)揮重要作用新能源大規(guī)模并網(wǎng)，儲能發(fā)展勢在必行。根據(jù)我國“3060

雙碳“目標指引，

需要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，風電、光伏未來將迅速發(fā)展：我們

預計到

2025、2030

年，風電、光伏裝機量占比將達到

37.1%、46.5%，發(fā)電

量占比將達到

16.3%、24.5%。然而，光伏發(fā)電和風電的間歇特性，需要配套

儲能電站才能承擔電力保障，因此，電力系統(tǒng)對儲能電站容量的需求也將隨之

越來越大。抽水蓄能是應用最廣泛的調(diào)峰電源。抽水蓄能電站是利用電力負荷低谷時的電

能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發(fā)電的水電站，綜合效率

在

70%-85%之間。相較于傳統(tǒng)水電站，抽水蓄能電站對于水落差要求更高，

一般為

100

米以上。傳統(tǒng)水電站主要為徑流式和壩后式，徑流式直接攔河發(fā)電

無太高落差，壩后式利用一定落差來發(fā)電，但落差比較小，因此水電站改抽水

蓄能電站比例不大。目前，抽水蓄能是運用最廣泛的儲能技術，2020

年末我

國抽水蓄能占總儲能的

89.3%。在調(diào)峰端，抽水蓄能較其他儲能方式優(yōu)勢明顯。目前電網(wǎng)側協(xié)調(diào)用電供需兩端

平衡主要為調(diào)頻、調(diào)峰兩大手段，前者對于放電的響應時間及速度要求較高，

須達到秒級、分鐘級的水平，后者則對放電持續(xù)時間要求較高。抽水蓄能由于

響應時間一般在

7

分鐘以上，但能做到持續(xù)

4-6

小時的放電，因此被主要用于

調(diào)峰端，而電化學儲能則應用于調(diào)頻端。除此之外，抽水蓄能當前技術極為成

熟，且建成后使用壽命極長，在調(diào)峰應用端具備無可比擬的優(yōu)勢。初期投資成本占比較高，抽水蓄能度電成本優(yōu)勢明顯。從抽水蓄能電站全生命

周期成本構成來看，較普通水電站，初期項目安裝成本較低，其中系統(tǒng)成本占

總成本約

50%；運維成本較高，每年約為

7-8

萬元/MW。相比其他儲能技術，

目前抽水蓄能技術已十分成熟，度電成本僅為

0.21-0.25

元/千瓦時，較電化學

儲能在成本方面具備明顯優(yōu)勢。在考慮電化學儲能持續(xù)降本的情況下，預計未

來十年抽水蓄能度電成本依然能夠保證相對優(yōu)勢。市場規(guī)模和主要參與主體2020

年末，我國抽水蓄能累計裝機規(guī)模達到

31.79GW，同比增長

5.02%，占

全國儲能裝機總規(guī)模的

89%。因抽水蓄能相對其他儲能成本、成熟度等優(yōu)勢，

短期看來，依然占據(jù)儲能應用的主導地位。在建裝機方面

2021

年

4

月，我國

抽水蓄能電站在建裝機

52.43GW，是全球抽水蓄能電站規(guī)模最大的國家。目

前裝機主要集中在

根據(jù)國家能源局

9

月發(fā)布的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035

年）》，到

2025

年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十三五”翻一番，達到

6200

萬千瓦以上；到

2030

年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模達到

1.2

億千瓦左右。目前，受前期投資巨大，以及后期運營電網(wǎng)調(diào)度統(tǒng)一等因素，抽水蓄能裝機主

要集中在國網(wǎng)及南網(wǎng)子公司投資運營。此外內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司

以及江蘇、浙江等地的部分企業(yè)也運營少量抽水蓄能電站。而根據(jù)規(guī)劃中提出，“要研究簡化儲能新技術示范項目審批程序，穩(wěn)妥推進以

招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目投資主體，鼓勵社會資本投資建

設抽水蓄能?！彪S著抽水蓄能相關政策的進一步清晰，更多市場主體參與抽水

蓄能市場，因此在建的抽水蓄能電站的投資主體呈現(xiàn)多元化趨勢，“十四五”

期間新開工項目有望有更多投資主體參與。國網(wǎng)新源控股有限公司截至

2021

年

3

月末，隨著安徽績溪

180

萬千瓦抽水蓄能電站全部投產(chǎn)運營，

公司在運控股裝機容量增至

2087

萬千瓦，占全國總裝機比重約

65%。2020

年，得益于電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求增加和裝機規(guī)模提升，公司抽水電量、發(fā)電量和

上網(wǎng)電量等運營指標均有所上升。公司在建擬建項目主要為抽水蓄能電站項目。根據(jù)公司披露，截至

2021

年

3

月末，在建項目

31

個，擬建項目

2

個，總投資為

2,741.17

億元，尚需投資

1,961.75

億。以每千瓦

6000-7000

元投資規(guī)模，裝機規(guī)模有望達

4000

萬千瓦

約未來隨著在建項目的陸續(xù)投運，公司裝機規(guī)模將進一步提升。國網(wǎng)總體對抽水蓄能提出明確規(guī)劃。2021

年

3

月，國家電網(wǎng)發(fā)布服務碳達峰

碳中和構建新型電力系統(tǒng)加快抽水蓄能開發(fā)建設重要舉措，力爭在“十四五”

期間在新能源集中開發(fā)地區(qū)和負荷中心新增開工

2000

萬千瓦以上裝機，新增

1000

億元以上投資規(guī)模的抽水蓄能電站。南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司有望與文山電力將重組實現(xiàn)上市截至

2021

年

6

月末，調(diào)峰調(diào)頻公司在南方五省區(qū)運營的抽水蓄能電站在運裝

機容量合計

788

萬千瓦，占全國總裝機比重約

25%。在建裝機容量合計

240

萬千瓦。資產(chǎn)重組置換調(diào)峰調(diào)頻公司股權，文山電力成為南網(wǎng)儲能業(yè)務上市平臺。

2021

年

10

月

15

日，文山電力發(fā)布資產(chǎn)重組預案，擬將主要從事購售電、電

力設計及配售電業(yè)務的相關資產(chǎn)負債與間接控股股東南方電網(wǎng)持有的調(diào)峰調(diào)頻

公司

100%股權的等值部分進行置換，并向南方電網(wǎng)以發(fā)行股份的方式購買擬

置入資產(chǎn)與擬置出資產(chǎn)交易價格的差額部分。本次交易完成后，文山電力主要

業(yè)務將轉為抽水蓄能業(yè)務、調(diào)峰水電業(yè)務以及電網(wǎng)側獨立儲能業(yè)務，置換獲得

標的公司

5

座抽蓄電站，2

座調(diào)峰水電站及

1

座獨立儲能電站，成為南方電網(wǎng)

旗下儲能上市平臺。南網(wǎng)總體對抽水蓄能提出明確規(guī)劃。南方電網(wǎng)印發(fā)《公司關于推動綠色低碳發(fā)

展轉型的意見》提出，將在未來三個五年計劃中，加快抽水蓄能建設，“十四

五”新增裝機

600

萬千瓦，“十五五”“十六五”各新增裝機

1500

萬千瓦，未

來十五年增長

4.6

倍，未來

10

年總投資約

2000

億元，到

2030

年支撐

2.5

億

千瓦以上新能源接入和消納。厘清成本疏導辦法，抽蓄發(fā)展進入新階段根據(jù)發(fā)改委對于抽蓄電站電價形成辦法及成本疏導辦法，我國抽水蓄能電價機

制可大致分為三段：

成本加成鎖定項目投資收益率，電網(wǎng)、發(fā)電側及用戶側共擔費用（2004-2014）。根據(jù)

2004

年發(fā)改委印發(fā)的《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的

通知》，抽蓄電站主要由電網(wǎng)進行運營，成本及在此基礎上產(chǎn)生的合理收益納

入電網(wǎng)銷售費用。在

2007

年《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》

中，發(fā)改委規(guī)定通知以后的電站由電網(wǎng)全資建設、運營，通知以前的非電網(wǎng)持

有的抽蓄電站由電網(wǎng)租賃經(jīng)營，成本均納入電網(wǎng)費用。兩部制電價完善固定成本及變動成本補償辦法，成本疏導順暢（2014-2016）。

2014

年發(fā)改委印發(fā)《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，

通知明確了容量電價彌補電站固定成本及準許收益、納入電網(wǎng)運行費用，電量

電價彌補變動成本，電價水平按照當?shù)厝济簶藯U電價執(zhí)行的方法，抽蓄電站投

資端及運營端成本疏導順暢。成本疏導困難，“十三五”抽水蓄能發(fā)展不及預期（2016-2021）。截至

2020

年末，我國抽水蓄能裝機量達到

3179

萬千瓦，但未達到《水電發(fā)展“十三五

“規(guī)劃》預期的

4000

萬千瓦裝機量。2016

年”廠網(wǎng)分離“后抽水蓄能電站成

本從電網(wǎng)成本中剝離并規(guī)定不允許納入輸配電價定價成本，但未對費用疏導方

式進行明確規(guī)定，成本疏導不暢導致了投資熱情低迷，”十三五“期間我國抽

水蓄能發(fā)展較緩慢。。連續(xù)重磅儲能政策文件出臺，抽蓄價格形成機制完善。隨新能源裝機增速加快，

相應儲能設施需配套建設以輔助大量新能源并網(wǎng)，2021

年以來中央連續(xù)發(fā)布

針對儲能建設的相關政策文件。2021

年

4

月，《關于加快推進新型儲能發(fā)展的

指導意見（征求意見稿）》提出對于電網(wǎng)側儲能設施提出“建立電網(wǎng)測獨立儲

能容量電價機制，研究探索電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”。2021

年

5

月，《國家發(fā)展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》

提出以兩部制電價政策為主體：以競爭性方式形成電量電價+完善容量電價核

定機制。以競爭性方式形成電量電價（體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰服務的價值，回

收抽水、發(fā)電的運行成本），將容量電價納入輸配電價回收（體現(xiàn)抽蓄電站提

供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務的價值，回收抽發(fā)運行成本外的

其他成本并獲得合理收益）。此外，在

2021

年

7

月國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》

的政策指導背景下，各地紛紛加大峰谷電價差，在此背景下，廣東省發(fā)改委批

復同意執(zhí)行《廣東省電網(wǎng)企業(yè)代理購電實施方案（試行）》。方案指出，代理購

電價格包含平均上網(wǎng)電價、輔助服務費用、保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益分攤三部分。其中現(xiàn)階段輔助服務費用主要包括儲能、抽水蓄能電

站的費用和需求側響應等費用，相關費用由直