抽水蓄能行业深度研究报告：新型电力系统中不可或缺的维稳器

抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案。根据CNESA的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模达到172.5GW，占比超90%。与其他储能方案相比，抽水蓄能具备技术成熟可靠、容量大、经济性好、运行灵活等显著优势，主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。 中国抽水蓄能电站起步较晚，需求和电价机制是制约抽蓄发展的主要因素。 截止2020年，全国抽蓄电站装机量约32GW，占电源总装机量的比例仅有1.4%，较欧洲、日本等发达国家4%~8%的水平仍有较大差距，我们认为主要原因有两点：1）需求不足，过去的电力贡献大多来自火电，虽然用电量不断增长，但火电电源稳定性强，水电本身又具备调峰调频的功能，电网对于储能的需求并不是非常急迫；2）由于电价机制的问题，抽蓄电站的成本一直无法顺利传导，电网投资意愿不强，另外，抽蓄电站的盈利和电网运营利润捆绑式计算，导致社会资本参与度也较低。 双碳时代正式开启，抽蓄需求进一步扩大。国内新能源电力占比不断提升，电网的调峰调频压力也愈来愈大，电力系统的稳定性受到挑战，储能需求已开启爆发式增长阶段 。2021年国家能源局发布 《 抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出2025年、2030年全国抽蓄投产规模将分别达到62GW、120GW，即十四五、十五五期间各翻一番，我们测算2022-2024年抽蓄电站三年合计投资规模近1700亿，结合储能需求、两网规划以及项目投资成本，我们认为未来实际推进的项目投资规模可能会超过国家规划。 电价机制理顺，行业迈向高质量发展新阶段。我国的抽蓄电价机制经过多次变革，成本疏导是近年来影响投资主体积极性的主要因素。2016、2019年发改委陆续发文，宣布“抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产范围”、“抽水蓄能电站不允许计入输配电成本”，抽蓄的成本无法顺利传导，受此影响，2019年国家电网有限公司下发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。2021年国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，厘清成本传导机制，其中主要变化在于容量电价传导方式疏通、保证电站6.5%的内部收益率、电量电价鼓励市场化定价。 633号文的出台再一次明确了抽水蓄能电站执行两部制电价的价格机制，并且对两部制电价的细节进行了明确，提高了两部制电价的可操作性，也对于抽水蓄能电站的运营提供了更多的激励，成为了我国抽水蓄能电价机制形成过程中具有里程碑意义的文件。 从国网新源看过往抽蓄电站经营情况：国网新源控股有限公司是国家电网控股的抽蓄电站专业化公司，截至2020年末，国网新源可控装机量达2057万千瓦，占全国65%左右，其在运的20座电站中仅7座执行两部制电价。我们整理了一些国网新源过去几年的运营数据和财务数据，发现尽管公司的毛利率水平和净利率并不低，但平均每瓦的净利润不到1毛钱，一座120万千瓦规模的电站一年的净利润仅在1亿元左右，若考虑前期建设的投资，从全生命周期来看，其盈利性是比较差的，主要原因在于之前的电价机制很难保障抽蓄电站的盈利，我们认为，随着633号文的逐步落实，未来新投运的抽蓄电站盈利性将有大幅提升，其投资吸引力也将加大。 抽蓄电站现有项目统计：单体投资规模较大，主要集中在广东、浙江、河北等地。我们统计了46个目前在建及规划的抽蓄电站的详细信息：1）单个项目的规模多在120~200万千瓦之间，投资规模多在60~100亿之间；2）平均每瓦的投资规模为6.2元，各项目之间差距较大，最低4.2元/W，最高8元/W。从区域来看，主要集中在广东、浙江、河北等地。 投资建议：建议关注受益于加大抽水蓄能投资的相关标的：中国电建、中国能建、粤水电和安徽建工。 风险提示：抽蓄电站建设进度不及预期，电价机制执行不及预期。 投资主题 报告亮点 我们从供需两端分别论证了抽水蓄能即将迈入高质量发展的新阶段 需求端：极端天气下全国的电力供给和电力需求仅勉强达到平衡，若考虑实际的电力输送以及各省的电力分配情况，用电情况可能更加紧张，储能需求已迫在眉睫； 供给端：我们梳理了历史抽蓄电站电价机制的变化，同时结合了国网新源的运营数据和财务数据，分析了过往电站盈利性较差的主要因素，我们认为，随着633号文的逐步落实，未来新投运的抽蓄电站盈利性将有大幅提升，其投资吸引力也将加大。 投资逻辑 双碳时代开启，储能需求将迎来爆发式增长，抽水蓄能凭借其技术成熟、容量大、经济性好、运行灵活等优势，在目前已投运的储能中占比约90%，占据绝对主导地位。2021年，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》陆续发布，抽水蓄能不仅即将迎来新一轮的成长阶段，同时电价机制的厘清也将助力行业的高质量发展。 一、抽水蓄能基本介绍 抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案。广义上，储能可以分为电储能、热储能和氢储能三类，其中电储能是目前最主要的储能形式。电储能中，根据储存的原理不同可以分为电化学储能和机械储能。1）电化学储能要包括锂离子电池、铅蓄电池和钠硫电池等。2）机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。根据CNESA的不完全统计，截至2020年底，全球已投运储能项目累计装机规模191.1GW，其中，抽水蓄能的累计装机规模达到172.5GW，占比超90%，其次是电化学储能，占比约7.5%。 图表1 2000-2020年全球储能市场累计装机规模 图表2主要的储能技术分类 （一）基本原理：重力势能和电能的相互转换 抽水蓄能电站的基本原理是重力势能和电能的相互转换，主要由两座海拔高度不同的水库、水泵、水轮机以及配套的输水系统等组成。当电力需求较低，有电能盈余时，利用电能将位于较低海拔处水库的水抽至较高海拔处水库，将暂时多余的电能转化成势能进行储存。当电力需求较高，有电能短缺时，将高海拔水库的水释放，使其回到低海拔水库并且推动水轮机发电，以实现势能到电能的转化。 图表3抽水蓄能电站原理示意图 抽蓄电站可以分为纯抽水蓄能电站与混合式抽水蓄能电站两种，区别主要在于有无天然径流汇入以及能否利用天然径流发电。纯抽蓄电站没有或仅有少量天然径流汇入，其运行主要是通过上下水库的水循环利用，由于抵消蒸发和渗漏的损失，需要对水源进行少量补充；而混合式抽蓄电站的上水库则有天然径流汇入，既可以利用江河径流进行常规发电，又可以满足调峰、调频、调相等需求。混合式抽水蓄能电站相当于在常规的水电站的基础上，增建可逆机组和抽水泵，使得发出的电能可以储存并且和势能相互转换。 常规水电站可以通过改建与抽水蓄能电站实现结合开发，改建手段通常有上库结合、加泵扩机和一体化改造三种。 图表4常规水电站与抽水蓄能电站结合开发方式 （二）储能方案对比：抽蓄技术成熟、经济性优 根据应用场景，储能方案可以划分为电网侧，电源侧和用户侧三类，不同的场景下，储能发挥着不同的功能： 1）发电侧：主要解决电量偏差、出力波动等问题，常见的方案有火电灵活性改造、风光储一体化等； 2）电网侧：主要价值体现在缓解电力缺口、参与电网调峰调频、增强电网可靠性等，抽水蓄能为电网侧储能的主要方案； 3）用户侧：在用户侧，储能是实现分时电价管理的主要手段，还可用于容量管理和电能质量调节，可能的方案包括电化学储能、储能参与需求侧响应调节（虚拟电厂）等。 图表5储能在不同场景下的应用 1、抽水蓄能相对其他储能方案的优劣势分析 机械储能是目前最成熟的储能技术，其中尤以抽水蓄能为成熟应用的范例，在全球已并网的储能装置中占比超过90%。电化学储能潜力极大，在技术高速进步的近年中已经从开发示范阶段逐步迈入产业化发展阶段。超导与超级电容储能等直接储能形式则处于更加早期，尚在研究与试点中。澳大利亚可再生能源署在2016年绘制了全球储能技术成熟度曲线（如下图），该图的横轴为储能技术所处的应用阶段，纵轴为成本需求和技术风险，在图中所处位置越靠右说明应用越多，位置越靠下说明成本和风险越低，抽水蓄能的技术成熟度明显高于其他储能技术。 图表6 2016年全球储能技术成熟度曲线 除了技术成熟可靠，抽蓄电站还具备容量大、经济性好、运行灵活等显著优势。抽水蓄能电站单机容量大，一般规模在几万千瓦到几十万千瓦之间，目前装机容量及储能能力均为世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站总装机达到360万千瓦，满发利用小时数达到10.8小时，最大可提供相当于三分之一个三峡水电站的调节出力。另外，由于水的蒸发和渗透损失相对较小，抽水蓄能系统的储能周期范围较大，从几小时到十数年均可，是典型的能量型储能，放电时间达到小时至日级别。作为机械储能，抽蓄电站运行效率稳定在高位，不会受到长时间使用导致能量衰减等问题的困扰，使用寿命长，同时不产生污染，可长期循环使用，节能环保程度极高。基于其技术成熟，循环次数多，使用寿命长且损耗低等特点，抽蓄电站的度电成本优势较大。 抽蓄电站的主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。抽蓄电站的上下水库之间需要具有足够的高度差以提供较大的势能，目前平均高度差在200~600米之间； 另外还需要较大的面积以修建足够大容量的水库，中小型抽水蓄能电站的水库总库容在1亿立方米以下，而目前世界最大的丰宁抽水蓄能电站一期库容就超过了1.1亿立方米。 由于高度差较大的地区普遍以山林为主，因此抽蓄电站建设施工具有一定的难度，从规划到建成周期较长（一般在6年以上），站点位置普遍较偏僻，与负荷中心存在一定距离。 图表7主要储能方式技术优缺点和应用情况对比 2、量化比较抽水蓄能的成本优势 抽水蓄能电站相对其他储能方案经济性优异。作为电力系统的重要组成部分，在安全性与效率之余，储能的经济效益是其选择与应用过程中极其重要的考虑因素。参考文章《基于全寿命周期成本的储能成本分析》，基于对各类储能电站的投资成本、发电效率、维护成本等一系列假设下，抽水蓄能电站的度电成本最低，当年利用小时达到2000h时，其度电成本仅为0.46元/kwh，我们结合实际应用，适当调整计算参数后，抽蓄的度电成本可以降到0.3元/kwh左右，显著低于压缩空气储能、电化学储能等其他方案。 评价储能是否经济性的重要标准之一就是峰谷价差，根据北极星储能网，2021年全国绝大部分省份或直辖市的一般工商业峰谷价差已超过0.3元/KWh，半数左右区域超过0.5元/kwh，且峰谷价差较高的区域主要集中在北京、广东、长三角等经济发达区域，抽水蓄能应用的经济性可以较好体现，而目前的电化学储能度电成本还多在0.5元/kwh以上。 抽蓄电站度电成本计算过程如下： ①假设每瓦投资额5.5元，1200MW的抽蓄电站，初始投资为66亿元； ②年成本费用=年运维成本+年投资成本，其中运维成本一般按照初始投资的一定比例假设，此处假设为2.5%，即每年运维费用大概1.65亿元； n n ③年投资成本=等年值系数C*初始投资，其中C=【r*(1+r)】/【(1+r)-1】，r为基准折现率，n为储能运行的期限，即寿命，由于该篇论文并未直接给出不同电站的r，但根据已知的等年值系数（10.17%）我们倒推回去，得到r=9.5%，即抽蓄电站的度电成本测算中，默认其基准折现率为9.5%，抽蓄电站的年投资成本为6.71亿元； ④年发电量=装机容量*年利用小时数*转换效率=1200MW*2000*75%=18亿千瓦时 ⑤度电成本=（年投资成本+年运维成本）/年发电量=0.46元/千瓦时 ⑥我们在以上假设基础上做了一系列的敏感性分析，若将使用年限提升至40年，基准折现率降至7%，运维费率降至1.5%，则度电成本将降至0.33元/千瓦时，若每年的发电量增加，则还有降低空间。 图表8储能电站基本参数及度电成本比较（以年利用2000小时为例） 图表9抽水蓄能电站度电成本敏感性分析 需要说明的是，由于压缩空气、电化学储能等新型储能方案技术迭代较快，产业也逐