2022年抽水蓄能行业发展现状分析

1、2022年抽水蓄能行业发展现状分析1.构建新型电力系统的关键支撑，政策驱动开启黄金十年抽蓄电站原理： 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，是技术成熟、使用经济、运行环保的 大规模优质储能装置。抽蓄必要性：构建新型电力系统的关键支撑，成熟经济的调节能源首选。 电力碳中和是我国实现“双碳”目标的重要组成，构建以新能源为主体的新型电 力系统，旨在通过深化改革推动电力系统转型、提升新能源

2、占比，进而稳步推进 电力碳中和。而抽水蓄能作为大规模优质储能装置，是新型电力系统的关键支撑， 发展需求迫切、前景广阔。由于风光等新能源的随机性、波动性、间歇性等特点，大力发展需要配套建设大 量储能等灵活性资源作为支撑，通过储能系统保持电压频率稳定、提供可靠备用 电源、增强系统并网运行的可靠性和灵活性、提高风电和光伏发电的利用率。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，是大规模 调节能源的首选。政策近期密集出台，抽蓄电站装机规模增长

3、将加速：2021 年 9 月，国家能源局发布抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年），其 中明确提出到 2025 年，抽水蓄能投产总规模 6,200 万千瓦以上；到 2030 年投产 总规模达到 1.2 亿千瓦左右；到 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。根据中电联数据，截至 2020 年底我国抽水蓄能运营装机 规模为 3149 万千瓦，若达到中长期规划设定的目标，“十四五”期间抽蓄装机量 将迎来接近翻倍的增长，2020-2030 年期间的 10 年 CAGR 为 14.3%，较

4、过去十 年增长将明显加速（2010-2020 年 CAGR=6.4%）。图：抽水蓄能电站装机容量增长将加速抽蓄站点资源丰富，行业发展空间广阔：本次中长期发展规划布局重点实施项目 340 个，总装机容量约 4.21 亿千瓦；中长期发展规划提出抽水蓄能储备项目 247 个，总装机规模约 3.05 亿千瓦。同时要求，在已有工作基础上，各省滚动开展抽 水蓄能站点资源普查和项目储备工作环境保护要求，开展规划储备项目调整工作。完善两部制电价政策明确商业模式，电力市场化驱动电量电价的盈利贡献增厚：成本部门时期，盈利受限，建设进展较缓慢：2004 年，发改委发布关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知，明确抽水

5、 蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，其建设和运行成本纳入电网运行费 用统一核定。2014 年，发改委关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的 通知（1763 号文），明确在电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，电 价按照合理成本加准许收益的原则核定。电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价 调整因素统筹考虑。2016 年，在国家发改委省级电网输配电价定价办法（试行） （2711 号文）中，明确抽水蓄能电站不纳入电网企业可计提收益的固定资产范围。 在 2019 年国家发改委修订输配电定价成本监审办法（897 号文）时

6、，也明确 抽水蓄能电站的费用不计入输配电定价成本。在“十三五”期间工商业降电价的 背景下，抽蓄电站容量电价通过输配电价向下游传导的路径受限，建设进展也相 对缓慢。根据我国“十三五”水电发展目标，至 2020 年抽水蓄能电站装机容量目 标规模为 4000 万千瓦，而实际 2020 年投运装机仅为 3149 万千瓦。从成本部门转向盈利部门，商业模式明确，盈利修复路径清晰： 2021 年 4 月 30 日，发改委发布国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能电站 价格形成机制的意见（633 号文），印发之日起新投产的抽水蓄能电站按 633 号 文规定电价机制执行，已投运的抽水蓄能电站将于 2023 年初按

7、 633 号文规定重新 核定电价水平。主要影响在于：（a）明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：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，并进一步完善了根据电站 功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费在多个省级电网的分摊方式、在特定电 源和电力系统间的分摊方式；明确电网企业提供的抽水电量产生的损耗在核定省 级电网输配电价时统筹考虑。进一步明确了抽水蓄能电站容量电费向终端用户电 价疏导的价格政策。（b）坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策：容量电价方面，以政府定价方式形 成容量电价，制订抽水蓄能容量电费核定办法，在成本调查基础上，对标行业 先进水平合理确定核价参数，

8、明确经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定，按照 经营期定价方法核定容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。电量 电价方面，以竞争方式形成电量电价，明确有电力现货时的电量电价按现货市场 价格及规则结算，抽水蓄能电站在电力系统中削峰填谷、低抽高发的运行特性将 受益于现货市场的逐步推行；无现货市场的区域抽水电价按燃煤发电基准价的 75%执行，并鼓励采用竞争性招标采购方式形成抽水电价，上网电价按燃煤发电 基准价执行。同时，强化与电力市场建设发展的衔接。构建辅助服务和电量电价 相关收益分享机制，收益的 20%留存给抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期 核定电站容量电价时相应扣减，推动抽水蓄

9、能电站作为独立市场主体参与市场。根据 633 号文提出的“以竞争性方式形成电量电价”的指导精神，未来将通过发挥 电力现货市场作用或引入竞争机制的办法，推动抽水蓄能电站进入市场。因此， 电量电价的形成将通过现货市场或竞价机制形成，本质上实现电量电价向市场的 疏导。随着我国电力市场体系的建设，抽蓄电站通过参与电力市场的路径，有望 实现电量电价的盈利贡献大幅增厚，从而打开抽蓄资产的盈利空间。2022 年 1 月，国家发改委、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，明确总体目标：到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家 市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货

10、、辅助服务市场一体 化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高，有 利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。到 2030 年，全国统 一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/ 区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择， 电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。抽蓄行业格局：国网新源和南网双调占据主要份额我国已投运的抽水蓄能电站，由国家电网公司下属的国网新源和南方电网下属的 双调公司占据主要份额。截至 2020 年末，国网新源控股装机容量 2057 万千瓦， 南网双调公司运营的抽水蓄能电站装机容量 78

11、8 万千瓦。除电网企业之外，部分 电源企业也运营少量抽水蓄能电站。图：抽水蓄能行业的竞争格局2.双调公司抽蓄规划增量明确，利润贡献有望加速增长根据南方电网规划，双调公司将加快推进广东肇庆浪江、惠州中洞、广西南宁等 一批抽水蓄能电站建设，有力支撑以新能源为主体的新型电力系统构建，服务国 家碳达峰、碳中和目标。未来十年，南方电网公司将投资约 2000 亿元建设抽水蓄 能项目，“十四五”和“十五五”期间，分别建成投运 600 万千瓦、1500 万千瓦， 助力南方五省区 2.5 亿千瓦新能源接入与消纳，推动经济社会绿色低碳发展。2021 年 12 月，南方电网梅州抽水蓄能电站、阳江抽水蓄能电站首台机组

12、相继投 产发电，成为“十四五”开局之年南方电网服务区域内首批投产的抽水蓄能机组， 使粤港澳大湾区电网调节能力提升近一成，为电力可靠供应提供了有力支撑。梅 蓄电站的主体工程开工至首台机组投入试运行仅用时 41 个月，创造了国内抽水 蓄能电站主体工程建设最短工期纪录。阳蓄电站是目前国内单机容量最大抽蓄电 站，高水头、大容量带来的制造安装技术难度大，实现了 40 万千瓦级单机容量、 700 米高水头抽蓄机组全自主化制造，电站水道是世界首条 800 米水头级的钢筋 混凝土衬砌水道，工程建设过程中成功攻克十余项重大关键技术。目前，南网双调公司已投运 788 万千瓦抽蓄项目，在建梅蓄、阳蓄项目计划于 2022 年完全投产（装机合计 240 万千瓦）。此外，3 个抽蓄项目目前正在开展前期工作， 计划 2025 年投产（装机合计 360 万千瓦）：广东肇庆浪江抽水蓄能电站 120 万千瓦（4*30 万千瓦），2020 年 12 月 18 日 前期工程开工建设； 广西南宁抽水蓄能电站 120 万千瓦（4*30 万千瓦），2020 年 12 月 23 日前期 工程开工建设； 惠州中洞抽水蓄能电站 120 万千瓦（3*40 万千瓦），2021 年 8 月启动前期工 程建设。电力市场化节奏有望加速