抽水蓄能行業(yè)專題研究報(bào)告

抽水蓄能行業(yè)專題研究報(bào)告一、抽水蓄能基本介紹抽水蓄能是目前全世界應(yīng)用最為廣泛的一種儲能方案。廣義上，儲能可以分為電儲能、熱儲能和氫儲能三類，其中電儲能是目前最主要的儲能形式。電儲能中，根據(jù)儲存的原理不同可以分為電化學(xué)儲能和機(jī)械儲能。1）電化學(xué)儲能要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等。2）機(jī)械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。根據(jù)CNESA的不完全統(tǒng)計(jì)，截至2020年底，全球已投運(yùn)儲能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模191.1GW，其中，抽水蓄能的累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到172.5GW，占比超90%，其次是電化學(xué)儲能，占比約7.5%。（一）基本原理：重力勢能和電能的相互轉(zhuǎn)換抽水蓄能電站的基本原理是重力勢能和電能的相互轉(zhuǎn)換，主要由兩座海拔高度不同的水庫、水泵、水輪機(jī)以及配套的輸水系統(tǒng)等組成。當(dāng)電力需求較低，有電能盈余時，利用電能將位于較低海拔處水庫的水抽至較高海拔處水庫，將暫時多余的電能轉(zhuǎn)化成勢能進(jìn)行儲存。當(dāng)電力需求較高，有電能短缺時，將高海拔水庫的水釋放，使其回到低海拔水庫并且推動水輪機(jī)發(fā)電，以實(shí)現(xiàn)勢能到電能的轉(zhuǎn)化。抽蓄電站可以分為純抽水蓄能電站與混合式抽水蓄能電站兩種，區(qū)別主要在于有無天然徑流匯入以及能否利用天然徑流發(fā)電。純抽蓄電站沒有或僅有少量天然徑流匯入，其運(yùn)行主要是通過上下水庫的水循環(huán)利用，由于抵消蒸發(fā)和滲漏的損失，需要對水源進(jìn)行少量補(bǔ)充；而混合式抽蓄電站的上水庫則有天然徑流匯入，既可以利用江河徑流進(jìn)行常規(guī)發(fā)電，又可以滿足調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相等需求?；旌鲜匠樗钅茈娬鞠喈?dāng)于在常規(guī)的水電站的基礎(chǔ)上，增建可逆機(jī)組和抽水泵，使得發(fā)出的電能可以儲存并且和勢能相互轉(zhuǎn)換。常規(guī)水電站可以通過改建與抽水蓄能電站實(shí)現(xiàn)結(jié)合開發(fā)，改建手段通常有上庫結(jié)合、加泵擴(kuò)機(jī)和一體化改造三種。（二）儲能方案對比：抽蓄技術(shù)成熟、經(jīng)濟(jì)性優(yōu)根據(jù)應(yīng)用場景，儲能方案可以劃分為電網(wǎng)側(cè)，電源側(cè)和用戶側(cè)三類，不同的場景下，儲能發(fā)揮著不同的功能：1）發(fā)電側(cè)：主要解決電量偏差、出力波動等問題，常見的方案有火電靈活性改造、風(fēng)光儲一體化等；

2）電網(wǎng)側(cè)：主要價值體現(xiàn)在緩解電力缺口、參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻、增強(qiáng)電網(wǎng)可靠性等，抽水蓄能為電網(wǎng)側(cè)儲能的主要方案；

3）用戶側(cè)：在用戶側(cè)，儲能是實(shí)現(xiàn)分時電價管理的主要手段，還可用于容量管理和電能質(zhì)量調(diào)節(jié)，可能的方案包括電化學(xué)儲能、儲能參與需求側(cè)響應(yīng)調(diào)節(jié)（虛擬電廠1）等。1、抽水蓄能相對其他儲能方案的優(yōu)劣勢分析機(jī)械儲能是目前最成熟的儲能技術(shù)，其中尤以抽水蓄能為成熟應(yīng)用的范例，在全球已并網(wǎng)的儲能裝置中占比超過90%。電化學(xué)儲能潛力極大，在技術(shù)高速進(jìn)步的近年中已經(jīng)從開發(fā)示范階段逐步邁入產(chǎn)業(yè)化發(fā)展階段。超導(dǎo)與超級電容儲能等直接儲能形式則處于更加早期，尚在研究與試點(diǎn)中。除了技術(shù)成熟可靠，抽蓄電站還具備容量大、經(jīng)濟(jì)性好、運(yùn)行靈活等顯著優(yōu)勢。抽水蓄能電站單機(jī)容量大，一般規(guī)模在幾萬千瓦到幾十萬千瓦之間，目前裝機(jī)容量及儲能能力均為世界第一的河北豐寧抽水蓄能電站總裝機(jī)達(dá)到360萬千瓦，滿發(fā)利用小時數(shù)達(dá)到10.8小時，最大可提供相當(dāng)于三分之一個三峽水電站的調(diào)節(jié)出力。另外，由于水的蒸發(fā)和滲透損失相對較小，抽水蓄能系統(tǒng)的儲能周期范圍較大，從幾小時到十?dāng)?shù)年均可，是典型的能量型儲能，放電時間達(dá)到小時至日級別。作為機(jī)械儲能，抽蓄電站運(yùn)行效率穩(wěn)定在高位，不會受到長時間使用導(dǎo)致能量衰減等問題的困擾，使用壽命長，同時不產(chǎn)生污染，可長期循環(huán)使用，節(jié)能環(huán)保程度極高?；谄浼夹g(shù)成熟，循環(huán)次數(shù)多，使用壽命長且損耗低等特點(diǎn)，抽蓄電站的度電成本優(yōu)勢較大。抽蓄電站的主要劣勢在于其對于地理?xiàng)l件的要求較高、建設(shè)周期長。抽蓄電站的上下水庫之間需要具有足夠的高度差以提供較大的勢能，目前平均高度差在200~600米之間；

另外還需要較大的面積以修建足夠大容量的水庫，中小型抽水蓄能電站的水庫總庫容在1億立方米以下，而目前世界最大的豐寧抽水蓄能電站一期庫容就超過了1.1億立方米。由于高度差較大的地區(qū)普遍以山林為主，因此抽蓄電站建設(shè)施工具有一定的難度，從規(guī)劃到建成周期較長（一般在6年以上），站點(diǎn)位置普遍較偏僻，與負(fù)荷中心存在一定距離。2、量化比較抽水蓄能的成本優(yōu)勢抽水蓄能電站相對其他儲能方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)異。作為電力系統(tǒng)的重要組成部分，在安全性與效率之余，儲能的經(jīng)濟(jì)效益是其選擇與應(yīng)用過程中極其重要的考慮因素。參考文章基于全壽命周期成本的儲能成本分析，基于對各類儲能電站的投資成本、發(fā)電效率、維護(hù)成本等一系列假設(shè)下，抽水蓄能電站的度電成本最低，當(dāng)年利用小時達(dá)到2000h時，其度電成本僅為0.46元/kwh，我們結(jié)合實(shí)際應(yīng)用，適當(dāng)調(diào)整計(jì)算參數(shù)后，抽蓄的度電成本可以降到0.3元/kwh左右，顯著低于壓縮空氣儲能、電化學(xué)儲能等其他方案。評價儲能是否經(jīng)濟(jì)性的重要標(biāo)準(zhǔn)之一就是峰谷價差，根據(jù)北極星儲能網(wǎng)，2021年全國絕大部分省份或直轄市的一般工商業(yè)峰谷價差已超過0.3元/KWh，半數(shù)左右區(qū)域超過0.5元/kwh，且峰谷價差較高的區(qū)域主要集中在北京、廣東、長三角等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)區(qū)域，抽水蓄能應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)性可以較好體現(xiàn)，而目前的電化學(xué)儲能度電成本還多在0.5元/kwh以上。需要說明的是，由于壓縮空氣、電化學(xué)儲能等新型儲能方案技術(shù)迭代較快，產(chǎn)業(yè)也逐漸成熟，其成本的下降曲線是要明顯陡峭于抽水蓄能的。抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)效益好主要來源于其較長的使用壽命，適中的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用，相對較低的投資成本和較高的轉(zhuǎn)換效率，其度電成本結(jié)構(gòu)中，占比最高的兩項(xiàng)是初次投資成本和充電成本，初始投資成本很難降低，故提高抽蓄的使用效率、降低充電成本是抽蓄電站的主要降本方式。而電化學(xué)儲能隨著技術(shù)不斷進(jìn)步，其初始投資成本、循環(huán)次數(shù)等方面均有較大進(jìn)步空間，中長期來看，其最終的度電成本可能會低于抽蓄電站，但考慮到儲能需求的巨大規(guī)模以及緊迫性，我們認(rèn)為抽蓄電站不論短期還是中長期視角，都將在儲能系統(tǒng)中擔(dān)任重要角色。二、雙碳時代開啟，抽水蓄能供需兩端皆迎來拐點(diǎn)（一）需求不足和成本疏導(dǎo)是過去影響抽蓄發(fā)展的兩大重要因素抽水蓄能是世界上應(yīng)用最早的儲能方式之一，各國發(fā)展均為需求驅(qū)動。早在20世紀(jì)50年代，抽水蓄能電站發(fā)展就已經(jīng)起步，但由于技術(shù)的不成熟和需求的不足，年均新增裝機(jī)量僅200MW左右。20世紀(jì)60年代，美歐日等發(fā)達(dá)國家經(jīng)濟(jì)快速增長，其常規(guī)水電站建設(shè)相對豐富后，系統(tǒng)調(diào)峰和備用電源的需求逐漸提升，抽水蓄能電站的作用開始顯現(xiàn)，從而開始了蓬勃發(fā)展。十年內(nèi)，全世界總裝機(jī)容量從3500MW提升到了16010MW。之后，20世紀(jì)70年代的兩次石油危機(jī)導(dǎo)致燃油電站比重降低，核電站建設(shè)開始加速，常規(guī)水電比重下降，進(jìn)而導(dǎo)致電網(wǎng)調(diào)峰能力不足，抽水蓄能電站的需求飛速提升。21世紀(jì)后，西方國家對抽蓄電站的需求逐漸放緩，中國、韓國、印度等亞洲國家的抽蓄則開始快速發(fā)展，2017年中國超越日本首次成為世界上抽蓄電站規(guī)模最大的國家。中國抽水蓄能電站起步較晚，需求和電價機(jī)制是制約抽蓄發(fā)展的主要因素。20世紀(jì)70年代之前，中國抽水蓄能一直處于探索與試驗(yàn)中。80年代后，經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展帶來了電力需求的提升，核電站的規(guī)?；ㄔO(shè)又催生了電力供給側(cè)調(diào)節(jié)能力不足的問題，調(diào)峰需求逐步顯現(xiàn)，推動了抽水蓄能電站建設(shè)的發(fā)展，但技術(shù)上并不成熟，機(jī)組設(shè)計(jì)制造嚴(yán)重依賴進(jìn)口。2000年后，電力負(fù)荷迅速增長，調(diào)峰需求加大，抽水蓄能建設(shè)也隨之加速，2000-2010年全國新投運(yùn)抽蓄電站8990MW，2011-2020年新投運(yùn)規(guī)模增長至16980MW，產(chǎn)業(yè)也逐漸成熟，目前國內(nèi)抽蓄電站的設(shè)計(jì)施工、配套設(shè)備制造等均達(dá)到世界先進(jìn)水平。但從總量上來看，截止2020年，全國抽蓄電站裝機(jī)量大概占電源總裝機(jī)量的比例僅有1.4%，較歐洲、日本等發(fā)達(dá)國家4%~8%的水平仍有較大差距，我們認(rèn)為主要原因有兩點(diǎn)：

1）需求不足，過去的電力貢獻(xiàn)大多來自火電，雖然用電量不斷增長，但火電電源穩(wěn)定性強(qiáng)，水電本身又具備調(diào)峰調(diào)頻的功能，電網(wǎng)對于儲能的需求并不是非常急迫；2）由于電價機(jī)制的問題，抽蓄電站的成本一直無法順利傳導(dǎo)，電網(wǎng)投資意愿不強(qiáng)，另外，抽蓄電站的盈利和電網(wǎng)運(yùn)營利潤捆綁式計(jì)算，導(dǎo)致社會資本參與度也較低。（二）雙碳時代正式開啟，抽蓄需求進(jìn)一步擴(kuò)大1、能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型促進(jìn)儲能需求增長全國火電裝機(jī)占比持續(xù)降低，但發(fā)電依賴性仍較高。十三五以來，全國火電裝機(jī)量占比逐年下降，2021年累計(jì)裝機(jī)量占比已降至不足55%，但發(fā)電方面仍對火電依賴度較高，2021年其發(fā)電量占比達(dá)到67.4%，而水電、風(fēng)光、核電發(fā)電量占比僅為16%、12%、5%，且除水電外，其他新能源電力幾乎都存在發(fā)電不穩(wěn)定的問題，隨著未來新能源電力占比的進(jìn)一步提升，電網(wǎng)將面對更大考驗(yàn)。我們參考南方能源觀察發(fā)布的2021年1月7日寒潮用電負(fù)荷高峰解讀，以1月7日寒潮天氣為例，根據(jù)不同電源的出力情況，測算出極端天氣下全國的電力供給和電力需求僅勉強(qiáng)達(dá)到平衡，若考慮實(shí)際的電力輸送以及各省的電力分配情況，用電情況可能更加緊張。2、抽水蓄能中長期規(guī)劃出臺，十四五、十五五投運(yùn)規(guī)模各翻一番2021年9月17日，國家能源局發(fā)布抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年），規(guī)劃提出2025年、2030年全國抽蓄投產(chǎn)規(guī)模將分別達(dá)到62GW、120GW，即十四五、十五五期間各翻一番。同時，該規(guī)劃還強(qiáng)調(diào)要加強(qiáng)項(xiàng)目布局和儲備，中長期規(guī)劃的重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目和儲備項(xiàng)目規(guī)模各為421GW、305GW，其合計(jì)規(guī)模遠(yuǎn)大于2030年規(guī)劃，項(xiàng)目儲備充足。預(yù)計(jì)未來三年合計(jì)投資額近1700億。根據(jù)國家能源局，截至2021年全國已投運(yùn)抽蓄電站規(guī)模達(dá)36GW，若按照2025年、2030年累計(jì)各完成62GW、120GW的目標(biāo)，則預(yù)計(jì)十四五、十五五的年均新投運(yùn)規(guī)模各為6.5GW、11.6GW，假設(shè)單瓦投資額6元，則年均投資額各為390億、696億，但該種測算方法忽略了抽蓄電站投資周期較長的動態(tài)變化，例如十五五的投運(yùn)項(xiàng)目大多已經(jīng)在十四五期間開始建設(shè)，產(chǎn)生投資，另外，同時每年也可能存在新啟動的項(xiàng)目（至少6年后才可投運(yùn)），而這些因素均未納入考慮。我們這里換用另一種測算方法：假設(shè)抽蓄電站平均建設(shè)周期7年，同時假設(shè)每年的完成進(jìn)度是平均的，單瓦投資仍按6元測算，則當(dāng)年的投資完成額約等于（當(dāng)年投運(yùn)電站總投資+未來6年投運(yùn)電站總投資額）/7，根據(jù)該方法，預(yù)計(jì)2022-2024年投資完成額各為521億、565億、609億元，合計(jì)1695億。我們認(rèn)為規(guī)劃僅為保底需求，實(shí)際推進(jìn)情況可能好于預(yù)期。1）儲能需求巨大：根據(jù)國家電網(wǎng)公司總工程師陳國平表示，“2030年中國要想實(shí)現(xiàn)12億千瓦的新能源裝機(jī)容量，至少需要匹配2億千瓦的儲能”；2）兩網(wǎng)規(guī)劃高于全國：根據(jù)國家電網(wǎng)和南方電網(wǎng)各自的中長期規(guī)劃，預(yù)計(jì)十四五、十五五期間二者合計(jì)新投產(chǎn)的抽蓄電站規(guī)?？煞謩e達(dá)到33GW、65GW，同樣高于全國規(guī)劃，且各發(fā)電集團(tuán)、地方國資的規(guī)劃并未考慮在內(nèi)；3）建設(shè)成本可能會逐漸走高：抽蓄電站建設(shè)成本會根據(jù)地理?xiàng)l件不同而差異較大，一般適合建設(shè)的區(qū)域會更早的開工，例如十一五、十二五投產(chǎn)的抽蓄電站，平均成本多在3~5元/W，而目前在建的抽蓄電站平均成本已經(jīng)超過6元，加上人工成本也在不斷上漲，預(yù)計(jì)之后的建設(shè)成本會逐漸走高。（三）電價機(jī)制理順，行業(yè)邁向高質(zhì)量發(fā)展新階段中國的抽蓄電價機(jī)制經(jīng)過多次變革，成本疏導(dǎo)是近年來影響投資主體積極性的主要因素。第一階段：2008年前，租賃制為主租賃制付費(fèi)，指電網(wǎng)按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則核定每年定額租賃費(fèi)，不單獨(dú)核定電價。租賃制付費(fèi)結(jié)算容易，權(quán)責(zé)分明，電網(wǎng)運(yùn)營者獲得電站的全部使用權(quán)，可以根據(jù)自己的需求靈活調(diào)度，而電站所有者獲取穩(wěn)定的收入，適合抽水蓄能電站建設(shè)的起步階段，易于操作。然而，這種模式的弊端也十分明顯，由于每年的租賃費(fèi)用是事先按照“成本+預(yù)期收益”的方式核定，抽水蓄能資源的利用與否與收入不直接掛鉤，費(fèi)用無法反應(yīng)抽蓄電站的真實(shí)價值。抽水蓄能電站的積極性較低，無法充分發(fā)揮其調(diào)峰、調(diào)頻的作用。同時盡管存在租賃費(fèi)用分?jǐn)偡桨?，即電網(wǎng)承擔(dān)50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%，但實(shí)際操作并沒有完全落實(shí)，湖南黑麋峰抽水蓄能電站、呼蓄電站兩個由發(fā)電企業(yè)主導(dǎo)的抽蓄電站最終都因虧損而被出售。第二階段：2008-2014年，“租賃費(fèi)”轉(zhuǎn)向單一容量電費(fèi)租賃模式屬于市場行為，理論上不應(yīng)該采取政府核價的管理方式，2008年發(fā)改委發(fā)布關(guān)于將抽水蓄能電站“租賃費(fèi)”改為“容量電費(fèi)”問題的批復(fù)（發(fā)改價格〔2008〕2937號），文件明確提出：

將桐柏等抽蓄電站的“租賃費(fèi)”統(tǒng)一改為“容量電費(fèi)”，原核定的標(biāo)準(zhǔn)不變。之后的抽水蓄能電價基本以單一容量電價為主。第三階段：2014年后，兩部制電價提出為了解決以上兩種電價機(jī)制中，收益與電站使用不掛鉤造成的電站對電網(wǎng)貢獻(xiàn)度極低的問題，2014年，發(fā)改委發(fā)布文件，稱“電力市場形成前，實(shí)行兩部制電價。抽水蓄能容量電費(fèi)和損耗納入當(dāng)?shù)厥〖夒娋W(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用統(tǒng)一核算，并通過銷售電價疏導(dǎo)至終端用戶”，即抽蓄成本可由終端用戶承擔(dān)。兩部制電價，包括容量電價和電量電價，容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)頻、調(diào)壓、系統(tǒng)備用和黑啟動等輔助服務(wù)的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得合理收益，與實(shí)際用電量無關(guān)；電量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能電站提供調(diào)峰服務(wù)的價值，彌補(bǔ)抽水蓄能電站通過電量電價回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。抽水電價按燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行，但由于抽蓄的效率大概是75%，即常說的“抽四發(fā)三”，故電量電價可獲取的收益十分有限。然而，由于當(dāng)時抽水蓄能電站對于電網(wǎng)的作用有限，抽水蓄能電站參與電力輔助服務(wù)仍然處于探索期，抽水蓄能電站的經(jīng)濟(jì)收益未能充分體現(xiàn)，同時，受限于產(chǎn)權(quán)分配等問題，全國范圍內(nèi)仍然沒有形成統(tǒng)一的定價機(jī)制，兩部制電價的落地成為難題。以國網(wǎng)新源為例，截止2020年，公司已投產(chǎn)運(yùn)行20家抽水蓄能電站中實(shí)行容量電價13家，兩部制電價7家。第四階段：2016年起，抽蓄電站不納入輸配電成本，國家電網(wǎng)叫停抽蓄項(xiàng)目2015年新一輪電改時，市場化用戶將不執(zhí)行目錄電價，取而代之的是“市場化交易的上網(wǎng)電價+輸配電價+政府性基金電價”，不包括抽蓄容量電價，2016、2019年發(fā)改委又陸續(xù)發(fā)文，宣布“抽水蓄能電站不得納入可計(jì)提收益的固定資產(chǎn)范圍”、“抽水蓄能電站不允許計(jì)入輸配電成本”，抽蓄的成本無法順利傳導(dǎo)，受此影響，2019年國家電網(wǎng)有限公司下發(fā)關(guān)于進(jìn)一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)投資的通知，提出“不再安排抽水蓄能新開工項(xiàng)目”。633號文出臺厘清成本傳導(dǎo)機(jī)制，進(jìn)一步保證抽蓄電站收益率。2021年4月3日，國家發(fā)改委發(fā)布關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制的意見（發(fā)改價格〔2021〕633號），強(qiáng)調(diào)“以兩部制電價政策為主體，進(jìn)一步完善抽水蓄能價格形成機(jī)制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強(qiáng)化與電力市場建設(shè)發(fā)展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進(jìn)入市場”，其中主要變化在于容量電價傳導(dǎo)方式疏通、保證電站6.5%的內(nèi)部收益率、電量電價依然不貢獻(xiàn)主要利潤，鼓勵市場化定價。633號文的出臺再一次明確了抽水蓄能電站執(zhí)行兩部制電價的價格機(jī)制，并且對兩部制電價的細(xì)節(jié)進(jìn)行了明確，提高了兩部制電價的可操作性，也對于抽水蓄能電站的運(yùn)營提供了更多的激勵，成為了中國抽水蓄能電價機(jī)制形成過程中具有里程碑意義的文件。1）完善容量電價核定機(jī)制：①按照經(jīng)營期定價法核定抽水蓄能容量電價，電站經(jīng)營期按40年核定，經(jīng)營期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定。②建立容量電費(fèi)納入輸配電價回收的機(jī)制，政府核定的抽水蓄能容量電價對應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級電網(wǎng)輸配電價回收，完善容量電費(fèi)在多個省級電網(wǎng)以及特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞健?）以競爭性方式形成電量電價：①在電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電價、上網(wǎng)電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結(jié)算；②在電力現(xiàn)貨市場尚未運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價的75%執(zhí)行，鼓勵委托電網(wǎng)企業(yè)通過競爭性招標(biāo)方式采購，抽水電價按中標(biāo)電價執(zhí)行；③需要在多個省區(qū)分?jǐn)側(cè)萘侩娰M(fèi)的抽水蓄能電站，抽水電量、上網(wǎng)電量按容量電費(fèi)分?jǐn)偙壤謹(jǐn)傊料嚓P(guān)省級電網(wǎng)。不過，電量電價的角色仍和之前保持一致，不貢獻(xiàn)主要利潤，根據(jù)文件，“鼓勵抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價、上網(wǎng)電價形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)”。（四）產(chǎn)業(yè)鏈介紹及現(xiàn)有抽蓄項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)1、產(chǎn)業(yè)鏈：中國電建為建設(shè)龍頭，國家電網(wǎng)為運(yùn)營龍頭抽水蓄能產(chǎn)業(yè)鏈上游即抽水蓄能電站的設(shè)備供應(yīng)方，主要包括水泵、水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、進(jìn)水閥等，其中設(shè)備投資通常占抽蓄電站投資成本25%~30%，另外土建成本占比約50%；

產(chǎn)業(yè)中游是電站的設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)營，代表性企業(yè)有中國電建、中國能建，其中中國電建在國內(nèi)抽水蓄能規(guī)劃設(shè)計(jì)方面的份額占比約90%，承擔(dān)建設(shè)項(xiàng)目份額占比約80%；產(chǎn)業(yè)的下游主要是抽水蓄能電站在電網(wǎng)系統(tǒng)的應(yīng)用，包括調(diào)峰、調(diào)頻、填谷等，目前運(yùn)營方以國家電網(wǎng)控股的國網(wǎng)新源控股有限公司和南方電網(wǎng)控股的南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司為主，二者合計(jì)占比在90%左右。2、現(xiàn)有項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)：單體投資規(guī)模較大，主要集中在廣東、浙江、河北等地我們統(tǒng)計(jì)了46個目前在建及規(guī)劃的抽蓄電站（2022年之后投運(yùn)）的詳細(xì)信息：1）單個項(xiàng)目的規(guī)模多在120~200萬千瓦之間，投資規(guī)模多在60~100億之間，抽蓄電站建設(shè)對資金需求較大；2）平均每瓦的投資規(guī)模為6.2元，各項(xiàng)目之間差距較大，最低4.2元/W，最高8元/W，地理?xiàng)l件會影響抽蓄電站的建設(shè)成本。兩網(wǎng)在運(yùn)及在建抽蓄項(xiàng)目主要集中在廣東、浙江、河北、山東、安徽。截至2021年，兩網(wǎng)合計(jì)的在運(yùn)抽蓄電站共31座，總規(guī)模約36GW3，基本相當(dāng)于全國已投運(yùn)電站的全部規(guī)模，其中規(guī)模最大的省份是廣東，已投運(yùn)抽蓄電站超過700萬千瓦，第二梯隊(duì)是河北、浙江、安徽，均在300萬千瓦以上。在建項(xiàng)目方面，兩網(wǎng)合計(jì)在建抽蓄電站30座，總規(guī)模約31GW，估計(jì)占全國在建規(guī)模的比例在60%左右，意味著其他投資主體的參與度在提高，按區(qū)域來看，山東規(guī)模約600萬千瓦，位居第一，其他仍主要集中浙江、河北、廣東等地，山西、河南、新疆等地的投資力度在加大。三、從國網(wǎng)新源看過往抽蓄電站經(jīng)營情況國網(wǎng)新源控股有限公司是國家電網(wǎng)控股的抽蓄電站專業(yè)化公司（國家電網(wǎng)持股51.54%），負(fù)責(zé)開發(fā)建設(shè)和經(jīng)營管理國家電網(wǎng)公司經(jīng)營區(qū)域內(nèi)的抽水蓄能電站。截至2020年末，國網(wǎng)新源可控裝機(jī)量達(dá)2057萬千瓦。我們認(rèn)為，隨著633號文的逐步落實(shí)，未來新投運(yùn)的抽蓄電站盈利性將有大幅提升，其投資吸引力也將加大。國網(wǎng)新源近幾年的可控裝機(jī)量均在20GW左右，年收入大概在120億~130億之間，毛利率28%以上，凈利率12%~14%，每年可產(chǎn)生凈利潤16億~18億。2020年公司已投產(chǎn)抽蓄電站20座，一年的抽發(fā)次數(shù)均在2.5w次左右。公司近幾年的上網(wǎng)電量均在200億千瓦時以上，年均發(fā)電利用小時約1100小時，綜合利用效率近80%。公司的運(yùn)營成本主要由折舊、人工、購電費(fèi)組成，電量電價貢獻(xiàn)利潤較小。截止2020年，公司已投產(chǎn)的20家抽蓄電站，僅7家執(zhí)行兩部制電價，其他13家均執(zhí)行單一容量電價。執(zhí)行單一容量電價的抽蓄電站，其運(yùn)營成本不包括購電費(fèi)，而是按照批復(fù)價格收取固定費(fèi)用，成本主要是人工和折舊，執(zhí)行兩部制電價的抽蓄電站，其運(yùn)營成本主要由購電費(fèi)、人工和折舊組成。2020年公司折舊費(fèi)、購電費(fèi)各為28.44億、40.43億，各占成本的33%、46%。我們按照公司的可控裝機(jī)量大概測算，單瓦的收入約0.6~0.7元，單瓦利潤不到0.1元，整體利潤水平較低。根據(jù)不同的電價機(jī)制來看，電量電價大概貢獻(xiàn)了30%左右的收入，但僅貢獻(xiàn)了15%的利潤，這意味著其抽發(fā)電之間的電價價差較低，我們測算其購電成本大概0.26元/kwh，但上網(wǎng)電價僅0.37元/kwh，二者之間價差遠(yuǎn)低于工商業(yè)用電的峰谷價差。四、主要企業(yè)（一）中國電建中國電建公司成立于2008年，由國務(wù)院國資委監(jiān)管的中國電建集團(tuán)直接控股，截至2021年三季度末，中國電建集團(tuán)持有公司58.3%的股份。公司業(yè)務(wù)主要涵蓋工程承包與勘察設(shè)計(jì)、電力投資與運(yùn)營、房地產(chǎn)開發(fā)、設(shè)備制造與租賃等。2020年公司實(shí)現(xiàn)營收4019.55億元，同比增加15.24%，歸母凈利潤79.87億元，同比增加10.33%。分業(yè)務(wù)類型來看，工程承包收入占比最高，達(dá)79%，另外，房地產(chǎn)開發(fā)、電力投資運(yùn)營、勘察設(shè)計(jì)、設(shè)備業(yè)務(wù)各占5%、5%、3%、1%。公司近三年的綜合毛利率均在14%以上，2020年公司實(shí)現(xiàn)毛利578.72億元，其中工程承包與勘測設(shè)計(jì)、電力投資與運(yùn)營毛利分別占比為61%和16%，從毛利率水平來看，從高到低依次為電力投資與運(yùn)營業(yè)務(wù)（48%）、設(shè)備制造與租賃（36%）、勘察設(shè)計(jì)（31%）、房地產(chǎn)開發(fā)（19%）、工程承包（11%）。中國電建是中國及全球水利水電行業(yè)的領(lǐng)先者，承擔(dān)了國內(nèi)80%以上大中型水電站的規(guī)劃設(shè)計(jì)任務(wù)、65%以上的建設(shè)任務(wù)，在全球水利水電建設(shè)市場的市占率超過50%。同時，公司也參與了國內(nèi)大部分的抽蓄電站規(guī)劃或建設(shè)工作，在國內(nèi)抽水蓄能規(guī)劃設(shè)計(jì)方面的份額占比約90%，承擔(dān)建設(shè)項(xiàng)目份額占比約80%。根據(jù)公司年報(bào)，截至2020年底，公司控股并網(wǎng)裝機(jī)電力容量1614萬千瓦，水電等清潔能源占比達(dá)到80.42%，其中水電裝機(jī)640萬千瓦，風(fēng)電裝機(jī)528萬千瓦，光伏發(fā)電裝機(jī)129萬千瓦，火電裝機(jī)316萬千瓦，累計(jì)投運(yùn)和在建裝機(jī)容量達(dá)2009萬千瓦。2020年公司電力投資與運(yùn)營板塊實(shí)現(xiàn)分部抵消前收入189.03億，凈利潤24.98億，是公司第二大利潤貢獻(xiàn)板塊。（二）中國能建中國能建是2014年由中國能建集團(tuán)與其全資子公司電規(guī)院共同發(fā)起設(shè)立的股份有限公司，截至2021Q3末，中國能建集團(tuán)持股44.82%。中國能建主營工程建設(shè)、勘測設(shè)計(jì)及咨詢、工業(yè)制造業(yè)務(wù)、清潔能源及環(huán)保水務(wù)、投資及其他五大板塊。公司2020年實(shí)現(xiàn)營收2703.28億元，同比增加9.32%，歸母凈利潤46.71億元，同比減少8.64%。分板塊來看，工程建設(shè)業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)分部抵消前營收2115.39億元，占公司總收入的75%，但毛利率水平較低，僅8.6%，貢獻(xiàn)了50.6%的毛利，根據(jù)2020年的訂單結(jié)構(gòu)來看，公司工程業(yè)務(wù)中非電占比近50%，新能源、火電、水電占比各為22.7%、18.4%、7.6%；工程業(yè)務(wù)制造、勘測設(shè)計(jì)、投資及其他收入占比各為8.5%、5%、7.7%，且毛利率均在20%以上，其中勘測設(shè)計(jì)毛利率超過30%；清潔能源與環(huán)保收入占比為4.2%，毛利率為8.4%，主要系環(huán)保水務(wù)虧損，其他兩個子板塊---清潔能源和水務(wù)---均為高毛利業(yè)務(wù)，毛利率各為51.4%、44.3%。截至2020年底，公司控股裝機(jī)容量286.6萬千瓦，其中水電控股裝機(jī)容量78萬千瓦，新能源

控股裝機(jī)容量140萬千瓦，在建裝機(jī)容量203.4萬千瓦，2020年發(fā)電量為45.13億千瓦時。公司目標(biāo)2025年新能源裝機(jī)量達(dá)2000萬千瓦，收入利潤等指標(biāo)較2020年翻番。中國能建在水電建設(shè)、新能源建設(shè)等領(lǐng)域均占有重要市場地位，十四五期間，公司將“全面進(jìn)軍新能源及儲能等相關(guān)產(chǎn)業(yè)，發(fā)揮全產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，推動低碳轉(zhuǎn)型”，目標(biāo)“到2025年，控股新能源裝機(jī)容量力爭達(dá)到2000萬千瓦以上”，該目標(biāo)較2020年的140萬千瓦將增長13倍之多。另外，從公司十四五規(guī)劃來看，目標(biāo)2025年公司“營業(yè)收入、利潤總額、新簽合同額、資產(chǎn)總額等指標(biāo)相比2020年總體實(shí)現(xiàn)翻番”。（三）粵水電粵水電于2006年在深交所上市，其第一大股東為廣東省建筑工程集團(tuán)，持股36.48%，實(shí)控人為廣東省國資委。公司主要從事水利水電及軌道交通等工程建設(shè)，水力、風(fēng)力、太陽能光伏清潔能源發(fā)電業(yè)務(wù)以及風(fēng)電塔筒裝備制造業(yè)務(wù)，近80%的收入來自于廣東地區(qū)。2020年公司實(shí)現(xiàn)營收125.83億元，同比增加12.92%，歸母凈利潤2.64億元，同比增加12.64%。分板塊看，①工程建設(shè)業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)營收96.02億元，占總營收76.31%，其中水利水電工程65.56億，市政工程23.77億，其他工程6.70億，但由于工程板塊毛利率較低，2020年僅4.21%，故貢獻(xiàn)的毛利占比僅有30%左右；②清潔能源發(fā)電實(shí)現(xiàn)收入14.80億，其中風(fēng)力發(fā)電占比約五成，收入7.35億，太陽能發(fā)電和水利發(fā)電收入各4.64億、2.81億，發(fā)電板塊毛利率較高，達(dá)到60%，貢獻(xiàn)了約64%的毛利潤；③風(fēng)電塔筒制造業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)營收14.01億元，2020年公司完成塔筒制造約