（报告出品方/作者：申万宏源研究 李峙屹） 1. 抽水蓄能是解决新能源消纳技术最为成熟的方式 1.1 抽蓄电站满足电力系统调节需求，经济性高 新能源装机快速提升，配套储能需求加大。碳中和背景下，风、光等新能源大规模高比例发展，截至2020年末，我国风电+光伏装机容量5.35亿千瓦，预计2030年有望达12.0亿千瓦。 光伏、风电发电功率存在较大波动，以光伏为例，发电功率通常在中午时达到最高，晚上和凌晨发电功率为 0，风力发电功率同样受到风力强度影响，配套储能需求提升。 根据CNESA数据，截至2020年末我国已投运储能项目累计装机规模35.6GW，占清洁能源发电装机比重仅为 3.73%，与发达国家相比仍存在较大上升空间。 抽水蓄能具备可靠、经济和寿命周期长等特点，是解决新能源消纳技术最为成熟的手段。 根据国际能源网，目前市场储能技术按照储存介质可分为五大类，分别为电化学储能、机械类储能、电磁储能、热储能和化学类储能，其中抽水蓄能属于机械类储能一种，具备启动迅速，运行灵活、可靠的特点，但电站厂址选择需依赖地理条件，有一定的选址难度和建设难度，同时投资体量相对较大。 抽水蓄能电站由两个相互连接，处在不同高度的水库组成，分别称为上水库和下水库，同时安装配套涡轮机和泵，发电机和电动机。 在用电低谷期，电动机耗电运作，使用泵将下水库的水通过管道抽送至上水库；在用电高峰时,上库的水自动流入下水库,通过发电机发电并输送回电网，以此实现电力系统削峰填谷效果。 图 5：抽水蓄能通过抽水与放水实现电能与势能相互转化 图 6：抽蓄电站在用电低谷期抽水，高谷期发电 抽水蓄能是我国主要储能方式，2020年占储能装机89.3%。 我国储能结构中以抽水蓄能为主，2020年末抽水蓄能占比89.3%，同比下降4.44pct，主要系电化学储能占比提升所致，20年电化学储能占比同比提升4.30pct至9.20%。 电化学储能受技术约束，经济性明显低于抽水蓄能。 根据《储能的度电成本和里程成本分析》数据显示，电化学储能目前度电成本大致在0.6-0.9 元/（KW.h），距离规模应用目标成本0.3-0.4元/（KW.h）仍有一定差距。 抽水蓄能作为技术较为成熟的储能方式，度电成本0.21-0.25 元/（KW.h），成本优势明显，是当前解决新能源消纳最为成熟的方式。 1.2 对标海外，抽蓄电站发展主要受电网调峰需求推动 抽水蓄能电站应用较早，技术成熟，目的由最初的蓄水逐步转变为调峰储能，国际上抽水蓄能发展主要分为四个阶段： 1）20世纪上半叶：以蓄水为目标的缓慢发展阶段。 1882年瑞士建成世界上第一座抽水蓄能电站，但该时期电力尚未大规模应用，抽水蓄能电站主要以蓄水为目的，用于调节常规水电站在枯水期发电的不平衡性。 2）20世纪60-80年代：核电大规模推广催生调峰需求。 1954年6月前苏联建成世界上第一座5MW奥布宁斯克(APS-1)压力管式石墨水冷堆核电厂并向电网送电，标志着核电的正式应用。 20世界60-80年代，随着美、日等发达国家经济的快速发展，为满足下游旺盛的电力需求，核电以其运行经济性获得青睐，核电建造进入爆发式增长。为配合核电的有效运行，该时期各国建设较多抽水蓄能电站，抽蓄电站作用也由此前蓄水转变为调峰。 截至1990年末，全球抽水蓄能电站装机达 8300 万千瓦，30 年内装机容量增长近 23 倍。 3）20世纪90年代至21世纪初：发展成熟阶段。 由于西方国家经济放缓，电力负荷增长减弱，同时伴随 1986 年前苏联切尔诺贝利核电站重大事故的发生，全球核电发展陷入停滞，综合影响下抽水蓄能电站新建需求减弱。 4）21世纪至今：新能源发电的快速发展催生新能源消纳需求。 进入21世纪，各国逐步开始关注温室气体排放问题，以风、光为代表的新能源技术快速发展。 新能源装机规模持续提升下，配套储能设施的缺失导致部分地区存在大规模＂弃风＂＂弃光＂问题，抽水蓄能作为当前解决新能源消纳技术最为成熟的储能方式重新进入大众视野。美国、德国、法国、日本等国家都正在兴建或计划兴建一批抽水蓄能电站。 根据 IRENA 展望报告《电力储存与可再生能源：2030 年的成本与市场》预测，在仅考虑抽水蓄能和电池储能的情况下，2030 年储能总装机规模将达到 820GW，2020-2030 年复合增长率约 16%。 图 9：国外抽水蓄能电站建设起步较早 1.3 我国抽蓄电站起步较晚但发展迅猛，当前已处于世界前列 我国抽水蓄能起步于 20 世纪 60 年代后期，在经历早期摸索和引入发展阶段后，当前 已进入自主发展阶段，多项技术工艺达到世界先进水平。 截至 20 年末，我国已投产抽水蓄能电站总规模 3249 万千瓦，主要分部在华东、华北、华中和广东地区，在建抽水蓄能电站总规模 5393 万千瓦，约 60%分布在华东和华北，已建和在建规模均居世界首位。 1）20 世纪60-80年代：初步探索及规划设计研发起步阶段。 我国抽水蓄能行业起步于20世纪60年代后期，1968年河北岗南水库安装一台容量1.1万千瓦的抽水蓄能机组，1973年和1975年北京密云水库白河水电站分别改进安装了两台1.1万千瓦抽水蓄能机组，标志着我国抽水蓄能电站建设的起步。 20世纪80年代中期，为研究解决电网调峰问题，华北电网、华东电网等地区单位开始重点开展抽水蓄能电站资源调查和规划选点工作，相继提出了一批抽水蓄能站点，为后续快速发展奠定基础。 2）20世纪80年代末至21世纪初：经过抽蓄电站的初步探索和规划设计论证，抽水蓄能快速发展。 为解决以火电为主的华北、华东、广东等地区电网调峰问题，该时期先后开工建设了广州抽水蓄能电站、北京十三陵抽水蓄能电站、浙江天荒坪抽水蓄能电站。 90年代后期，我国经济伴随改革开放不断深入获得快速发展，抽水蓄能电站建设装机稳步增 加，各地区相继建成大型抽水蓄能电站，该阶段我国抽蓄电站单机容量、装机规模已达到高水平，但受制于自身技术发展，机组设计制造仍依赖进口。 3）21世纪初至今：抽水蓄能成熟阶段。 随着我国经济由高速发展向高质量发展转变，国内抽水蓄能勘察设计、配套设备制造等领域均有自主研发突破，多方面达到世界先进水平。 图10：2020 年末全球抽水蓄能装机规模173GW（单 位：GW） 图 11：2020 年末我国抽水蓄能装机容量32.5GW （单位：GW） 2. 633号文助力打通抽蓄行业成本疏导路径 2.1 全球抽蓄电站成本疏导方式以内部核算或租赁制为主 抽水蓄能电站前期投资体量大，成本疏导途径至关重要。全球抽水蓄能电站电价机制可大致分为五类：内部核算制、租赁制、两部制电价、参与电力市场竞价、固定收入+变动竞价模式。 根据中电能源情报研究中心显示，全球抽水蓄能电站约85%采取内部核算制（电网统一运营）或租赁制形式解决投资回报问题。 1）内部核算制： 抽蓄电站由电网统一运营管理，相关成本以及合理回报计入电网销售电价中，以此回收成本，代表国家为日本、法国和美国。 2）租赁制： 抽蓄电站由所有权独立的发电公司建造，电网公司支付租赁费用从而获得电站使用权。电站租赁费通常按照成本加成法计算，即以电站建设费为基价，在此基础上加上一定事业报酬得到最终租赁费，代表国家为日本和美国。 3）两部制电价： 抽蓄电站价格由容量电价和电量电价构成，电价按照合理成本加准许收益的原则核定，成本包括建设成本和运行成本;准许收益按无风险收益率(长期国债利率)加1%-3%的风险收益率核定。 其中，容量电价主要体现抽蓄电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽蓄电站固定成本及准许收益原则核定；电量电价主要体现抽蓄电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本，代表国家为中国。 4）参与电力市场竞价： 抽蓄电站参与电能量市场，通过＂低买高卖＂获得收益，即晚上在用电低谷期购买成本较低的电量进行储存，白天用电高峰期再将电力对外出售。 由于该模式需在成熟电力市场实行，当前不适宜大规模推广，代表国家为美国、英国、德国、瑞士等。 5）固定收入+变动竞价模式： 类似于两部制电价，固定收入来源于抽蓄电站提供电网辅助服务的补偿，由国家电网支付相关费用并向用户端传导，变动竞价源于抽蓄电站参与电力平衡市场交易获得的收入。 该模式主要由英国采用，该模式下的抽蓄电站年度交易中固定收入约占70%-80%，变动竞价获得的收入约占20%-30%。 2.2历史上我国抽蓄电站电价机制逐步由租赁和内部核算演进为两部制电价 我国抽水蓄能电价政策从 2004 年开始，在不断摸索中前行，受电力市场化改革影响导致成本疏导途径模糊不清，抽水蓄能发展有所放缓。 我国抽水蓄能电价机制可大致分为三段： 第一阶段（2004-2014）：抽蓄电站电价形成机制起步，租赁制和内部核算制并行。 2004年发改委印发《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源〔2004〕71 号），明确抽蓄电站建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定，主要由电网企业建设和管理；发电企业投资建设的抽蓄电站，作为独立电厂参与电力市场竞争。 2007年发改委在《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》中就相关标准做了进一步划分， 1）71号文下发后审批的抽蓄电站，由电网企业全资建设，不再核定电价，其成本纳入电网运行费用统一核定； 2）71号文下发前审批但未定价的抽蓄电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费按照补偿固定成本和合理收益的原则核定。 核定的抽蓄电站租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。 第二阶段（2014-2016）：实行两部制电价，成本疏导方式明朗。 伴随着抽蓄电站投资主体多样化，抽蓄电站价格传导机制仍未通顺，租赁费用中发电企业和用户各承担25%落实存在一定阻碍。 为促进抽蓄行业健康良性发展，2014年发改委接连印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》、《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，明确在电力市场形成前，抽蓄电站实行两部制电价： 1）容量电价按照弥补抽蓄电站固定成本及准许收益的原则核定，逐步对新投产的抽蓄电站实行标杆容量电价；容量电费和抽发损耗纳入省级电网运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑； 2）电量电价主要弥补抽蓄电站抽发电损耗等变动成本，电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘等环保电价)执行。 第三阶段（2016-2021）：受电力体制改革影响，抽蓄电站成本疏导问题模糊不清，行业发展放缓。 新一轮电力体制改革推进，抽蓄电站成本疏导路径受到阻碍。2016年发改委印发《省级电网输配电价定价办法（试行）》，抽蓄电站被认定为＂与输配电业务无关的费用＂，＂不得计入输配电定价成本＂，但又未对抽蓄电站费用如何疏导进行明确规定，2019年发改委修订出台《输配电定价成本监审办法》，再次将抽水蓄能电站列为与输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本。 相关标准模糊不清使得社会各方投资主体持观望态度，特别是2019年发改委相关文件出台后，国家电网紧急下发通知暂停抽蓄电站开发投资，我国抽蓄电站发展放缓。 2.3 633 号文打破行业约束，抽蓄行业发展迎来新机遇 随着我国新能源装机规模快速提升，＂弃风＂＂弃电＂问题严重，抽水蓄能作为解决新能源消纳技术最为成熟的方式获得重视。 为解决制约抽蓄行业发展的成本疏导问题，2021年5月发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），将原有＂政府核定电量电价及容量电价＂的两部制电价机制改进为＂以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入输配电价回收＂的新型抽蓄电站价格形成机制，解决了长久以来影响抽蓄行业发展的成本疏导问题，有望按下抽蓄行业发展快进键。 633号文在承接此前抽蓄电站相关政策的基础上，进一步理顺抽蓄电站电价形成机制。 文件提出＂将容量电价纳入输配电价回收＂并不等同于＂计入输配电成本＂，主要遵循＂谁受益，谁付费＂原则，由电网企业先行进行支付，后续成本传导至各受益方，如获得辅助服务的风、光电等特定系统或电力用户。 2021年5月7日发改委同时印发《抽水蓄能容量电价核定办法》，就容量电价核定方式进一步规范，文件明确提出对标行业先进水平确定核价参数标准，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定，稳定的回报机制有望重新唤起市场主体投资意愿。 3. 政策加码打开抽水蓄能行业空间 3.1 2030 年我国抽蓄电站装机有望达1.2亿千瓦，投资确定性较强 为适应新型电力系统建设和新能源发展需求，2021年9月17日国家能源局正式印发《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出2025年抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上，2030年投产总规模1.2亿千瓦，2035年形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业的目标。 《规划（2021-2035年）》同时提出加强规划站点储备和管理，中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦时。政策的持续加码为抽水蓄能行业发展带来较强确定性，打开行业发展空间。 3.2 预计2021-2030年抽蓄电站投资总额4973亿元 抽水蓄能电站建设周期跨度较长，一般维持在 6-8 年。以荒沟抽水蓄能电站为例，项目规划建设期 8 年，其中筹建期 18 个月，准备工程施工期 6 个月，主体工程施工期 60 个月，完建期 12 个月。投资金额重点集中在主体工程施工期，该阶段累计投资 43.1 亿元，占总投资 74.1%。 预计 2021-2030 年抽水蓄能电站投资金额 4973 亿元，累计投产装机容量 8751 万千瓦。 其中，2025、2030 年我国抽水蓄能装机规模分别为 6804、12000 万千瓦，2021-2025 年、2026-2030 年分别新增投产装机容量 3555 万千瓦、5196 万千瓦，投资金额分别为 2585 亿、2389 亿。 核心假设： 1）当前抽蓄电站成本疏导途径打通，市场投资主体投资意愿增强，抽蓄电站建设进程有望加速，保守假设我国新建抽水蓄能电站建设周期 6 年，累计投资进度分别为 15%、25%、 40%、60%、90%、100%。 2）假设 2021-2030 年每年新开工抽水蓄能电站 672 万千瓦。 3）根据国家能源局披露抽水蓄能在建项目数据，抽蓄电站平均单位装机投资金额为 6136 元/千瓦，考虑抽蓄电站技术已趋于成熟，成本下降空间不大，假设每年新开工抽蓄电站单位成本保持一致，为 6136 元/千瓦。4. 头部工程企业占据抽蓄电站建设主要市场份额 抽水蓄能电站投资费用主要在建筑安装和设备采购，二者合计投资占总投资约 60%。 以荒沟抽水蓄能电站为例，荒沟抽水蓄能电站为纯抽水蓄能电站，总装机容量 120 万千瓦， 建成后年平均发电量将达到 18.4 亿千瓦时，年发电小时数为 1530 小时，年抽水用电量为 24.1 亿千瓦时，年抽水小时数为 2008 小时，机组综合效率为 76.2％。 项目总投资 58 亿 元，其中建筑安装工程投资 20.7 亿，占总投资 35.6%，永久设备工程 14.0 亿，占比 24.1%。 抽水蓄能产业链上游主要为设备制造商，包括水轮机、水泵和发电机等设备制造企业，如水轮机主要厂商哈电集团、东方电气；水泵主要生产厂商凌霄泵业、大元泵业；发电机主要厂商国投电力、湖北能源等。 抽水蓄能产业链中游为承担电站主体建设环节的公司，主要有中国电建、中国能建和粤水电。 以周宁抽水蓄能电站为例，电站建设单位为华电福新周宁抽水蓄能公司，工程设计单位为中国电建旗下华东勘测设计院，主体施工单位为中国电建下属工程局，哈尔滨电机厂负责电站主体设备设计和制造。 水利水电建设具备一定复杂性，资质和项目业绩壁垒突出，市场主要由头部企业占据。 截至 2020 年末，我国已建 3249 万千瓦抽水蓄能装机容量中，中国电建承建占比 33.3%， 在建 5393 万千瓦抽水蓄能装机容量中，中国电建承建占比 44.2%，处于市场龙头地位。 4.1 中国电建-电力运营大有可为，抽水蓄能业务值得期待 受益国家＂两新一重＂等政策刺激，公司营业收入稳步提升。近几年国家政策利好频出，两新一重等国家级战略提振行业景气，公司营收增长明显，2020 年公司实现营业收入 4020 亿元，同比增长 15.2%，近四年营收 CAGR 达 13.9%。业务结构调整下业绩有所波动，2020 年有效应对疫情冲击，实现归母净利润 79.9 亿元，同比增长 10.3%，近四年归母净利润 CAGR 达 4.21%。 公司在抽水蓄能领域扎根多年，中标多个大型抽水蓄能大型项目，相关建设经验丰富。 作为中国水利水电建设龙头，公司在抽水蓄能领域拥有较为丰富建设经验。根据公司披露数据，2018 年至今公司累计新签 10 个抽水蓄能项目，合计金额 119.5 亿元。随着抽水蓄能受到政策刺激，相关投资需求有望提高，公司主营业务也将获得推进发展。 公司主动拓展电力投资运营业务，谋求第二增长曲线。 2021 年 3 月中国电建印发《中国电力建设集团（股份）有限公司新能源投资业务指导意见》，提出大力发展新能源投资运营业务，＂十四五＂期间拟新增风光电装机 30GW，我们测算为实现该目标公司需要完成总投资 1516 亿元，扣减运营业务自身产生现金流公司净投入约 965 亿元。加强新能源投资后，公司装机量有望持续提升，预计 2025 年末公司电力装机总量 46.1GW，清洁能源装机占比提升至 90%以上。 公司电力运营业务清洁能源装机占比较高，业务发展值得期待，截至 2020 年末，中国电建发电装机总量 16.1GW，清洁能源发电装机量占总装机比例达 80%，处于行业领先地位。 考虑公司＂十四五＂期间清洁能源装机量上行，契合国家政策方向，该板块发展值得期待。 4.2 中国能建-换股吸收合并葛洲坝，资源全面整合 中国能建是国内领先、国际先进的特大型能源建设企业。公司拥有较强技术实力和项 目经验，承建了万里长江第一坝-葛洲坝，承担了三峡水电工程 65%以上的工程施工，累计 完成国内 80%的火电勘测设计、60%的火电建设、50%的大型水电施工、90%的特高压输 电线路勘测设计，市场地位优势明显。公司业务链条完整，能够提供一站式解决方案和全 生命周期综合服务。 公司主营工程建设业务。 2020 年公司实现营业收入 2703 亿元，其中工程建设业务收 入 2115 亿元，同比增长 14.1%，占总营收比例 78.3%，其中电力工程收入 1482 亿，同 比增长 9.92%，占总营收比例 54.8%。 公司加强产业链上下游布局力度，20 年工业制造业务实现营收 241 亿，同比增长 1.58%；清洁能源业务营收 14.6 亿元，同比增长 3.70%；投资及其他业务营收 217 亿元，同比增长 11.2%，其中房地产收入 121 亿、高速公路收入 14.0 亿、金融服务收入 13.9 亿。 公司抽水蓄能建设经验丰富，有望优先享有行业市场蛋糕。 中国能建作为中国乃至全 球能源电力、基础设施等行业的综合性特大型集团，在抽水蓄能领域建设经验丰富，先后 参与了国内多个大型抽水蓄能电站建设，我国抽蓄电站已建项目中中国能建承建 9.2%，在 建项目承建 6.7%。 吸收合并葛洲坝集团，统筹布局助力低碳变革。 根据公告，21 年 9 月中国能建换股吸收合并葛洲坝并在 A 股上市。上市发行价 1.96 元/股，当前我国低碳变革逐步推进，清洁能源建设需求有望提升，本次换股吸收合并葛洲坝有望实现集团内部资源全面整合，消除潜在同业竞争。 根据公司披露数据，吸收合并葛洲坝后，中国能建 2020 年备考归母净利润约为 66.7 亿元。 4.3 粤水电-广东优秀水利企业，清洁能源助力业绩提升 公司成立于 2001 年，由广东省国资委监管的广东省水电集团有限公司直接控股，是 国有控股上市公司，2006 年在深交所上市。 公司拥有水利水电工程施工总承包特级资质， 集设计、施工、建设、运营、管理为一体，在业内具备良好声誉。 公司承建了广东省绝大 多数重点大型水利项目主体工程，近几年得益于地方经济快速发展，营收净利润提升明显， 2020 年公司实现营业收入 126 亿元，同比增长 12.9%，实现归母净利润 2.64 亿元，同 比增长 12.6%。 公司作为广东省代表企业，深入当地抽水蓄能电站建设，先后参与建设了清远抽水蓄能电站和阳江抽水蓄能电站，具备相关建设经验，相关业务景气度持续提升。 图 20：2020 年公司实现营业收入 126 亿元，同比增长 12.9% 图 21：2020 年公司实现归母净利润 2.64 亿元，同比增长 12.6% 公司加强清洁能源发电市场开拓，2020年公司发电业务实现营业收入14.8亿元，同 比增长31.0%，占总营收比重同比上升1.62pct 至11.8%，毛利占比提升10.9pct 至63.8%。 通过自行建设清洁能源发电项目，公司装机规模快速提升，截至21年上半年末， 公司总装机规模达1517MW，较20年末增长5.2%，其中风+光装机容量占比在80%以上。装机规模快速提升下，发电业务收入提升明显，业务景气度高。 ————————————————————— 请您关注，了解每日最新的行业分析报告！ 报告属于原作者，我们不做任何投资建议！ 获取更多精选报告请登录【远瞻智 库官网】或点击：「链接」