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1、抽水蓄能行业专题研究报告2023年6月30日核心观点抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术未来空间：十四五装机目标翻倍增长X敬至2021年底，我国抽水累计装机36.39GW2025/2030年装机目标62/120GW,累计装机量提升3倍。此前政策协调性和价格激励不足为主要影响因素，当前政策面改善推动抽水蓄能加速发展。产业链：机电设备价值量最大,整体格局集中上游：机电设备占电站总投资的26%,市场集中度高。中游：中国电建为行业龙头.X下游：国网新源、南网双调为电网主要运营商。风险因素：规划投资规模落实不及预期；储能配套需求不及预期；电价机制执行不及预期；其他储能技术路径发展超预期投资建议：建
2、议关注重点环节：抽水蓄能电站设计龙头中国电建等水轮发电机组供应商东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等。目录抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术未来空间：预计“十四五”装机目标翻倍增长产业链：机电设备价值量最大整体格局集中抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术原理：电能与水的重力势能之间的相互转换规模：2021年全球新增装机1300MW,占储能装机规模的86.2%对比：优在安全+低成本，劣在地理受限+建设周期长抽水蓄能：电能与水的重力势能之间的相互转换抽水蓄能工作原理抽水蓄能电站由上下水库、引水系统、电厂和机组等构成。在电力负荷低谷时，利用多余电能将下水库中的水抽到上水库储存起来，招电能转
3、化为水的重力势能；在电力负荷高峰时放水发电，将势能转化为电能。地N来源：HydroTasmania资同东奔：广东竹水力发电工程学公规模：2021年全球新增装机1300MW，占储能装机规模的86.2%国内外抽水蓄能电站发展现状 2021年，我国已有在运抽水蓄能电站项目40座，装机容量达36.39GW：在建项目48座，装机容量达61.53GW,已建和在建装机规模均为世界第一。从装机区域分布看，目前我国抽水蓄能电站主要分布在华东、南方、华北地区，未来建设重点将在华东、华北和华南地区。 2021年，抽水蓄能新增装机占储能装机规模的86.2%,仍然占据主导地位。另外储能装机规模的12.2%由新型储能贡献
4、，主要包括电池、飞轮、压缩空气等。抽水蓄能电站装机容(MW)N全件tt30%25%20%15210%5%0%抽水蓄能装机规模占比拄京番底步取”标箱冷修修S6.2H对比：优在安全+低成本，劣在地理受限+建设周期长-抽水蓄能容量大、安全性高度电成本低相对于其他储能技术而言，抽水蓄能的单体项目容量最大，能够担任大规模储能主力，应用于削峰填谷、黑启动等。同时抽水蓄能的单体项目寿命最长，一般在50年以上，较长的寿命摊薄了项目的度电成本。根据我们模型测算，在初始投资6000元/kW、运营年限50年的基本假设卜,辅以折现率7.3%的假设，抽水蓄能的度电成本为0.27元/kWh,是现阶段度电成本最低的储能解决
5、方案。不同储能技术度电成本对比电化学M能怛E%品抽水蓄线压i空气飞轮储俄超叛电容超导储能寿命520年50年2的；20年左右10年左右阳环数百一SiK优点能依密度大、应用灵活容依大、技术成熟、性价比高、寿.命性注信大、渺修长功率密度大、寿命长功率吏大响应速度快块点成本而、女全性向应*血建度慢、世设周期长、选址妄求*转换效率低、响应速度慢、选址十分有K容3小、放电时间于容麻小、自放电损it容IS小、技术不成熟、成本n应用分外式、例峰埴谷、滴频川杆埴谷、满嫉、熏启动削峰填谷UPS.词频M频ittPfr段抽水蓄能与其他储能技术特点对比未来空间：预计十四五装机目标翻倍增长规模：我国抽水累计装机36.39
6、GW空间：2025/2030年装机目标62/120GW，累计装机量提升3倍复盘：此前政策协调性和价格激励不足为主要制约催化：政策面改善推动抽水蓄能加速发展规模：我国抽水累计装机3639GW截至2021年底,我国抽水蓄能装机容量达36.39GW。 根据中电联中国电力行业年度发展报告，截至2021年底，我国抽水蓄能装机容量达3639GW.未达到“十三五”规划的40GW目标。 理论上远期装机规模可达1600GW.实际是否可行尚待观察。 在2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术条件等因素，共普查筛选出资源站点15
7、00余个，总装机规模达1600GW,目前装机仅为36GW,纳入规划的站点资源总量814GW,未来空间充足。40353025201510中国抽水蓄彘装机容量与增速25%中国与全球新增抽水蓄能装机(GW)140%向1.j20112012201320142015201620172018201920202021201220132014201520162017201820192CeO2021120%100%80%60%40%200%2020年我国储能累计装机*分类占比N水优胞IUt押班广电壮NM电搐*tit三Ktt空间：2025/2030年装机目标62/12OGW，累计装机量提升3倍2025/2030年
8、装机目标62/120GW十四五”规模将达亿千瓦级,装机规模加快。根据国家能源局发布的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年），到2025年投产总规模达62GW+,2030年达120GW,对应2020-2025年5年CAGR1.5.4%,料抽水蓄能将迎来快速发展阶段。根据目前选址，“十四五”项目基本已开工，目标完成确定性较强。按照水电总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布的6抽水蓄能产业发展报告2021报告，预计2022年投产9GW.至2022年底，总装机容量达到45GW。“十四五”期间建设数量超过200个，规模跃升至亿千瓦级。根据每千瓦造价6000元计算，“十四五”“十五五”投资
9、额分别为1900亿、3480亿元，合2021-2025年平均每年380亿元。国家电网南方电网规划2025年投产25GW-2030年投产128GW高于国家目标。抽水蓄能中长期发展规划（20212035年）|发展现状 装机!模显再增长：投产32.49Gi 技术水平显野提高：机组制造自主化水平明总提高 宅产业铳体系韭本完番I发展目标I 2025年：投产62GW以上 2030年：投产20G*左右 2035年：形成抽水常使现代化产业，培育形成一批抽水带能大型骨干企业存在问题 发展焜模滞脑干电力系毓需求 足资源储备与发展而求不M比 开发与保护协调有待加强 市场化程度不隔规划保证 储番项目247个,总装机规
10、模约3.05亿千瓦.中长期规划布历直点实饨攻H340个,总装机容员约4.21亿I千瓦.IJo复盘：此前政策协调性和价格激励不足为主要影响因素 历史上,抽水蓄能装机规模不及规划政策协调性不足和价格激励不足是主要制约因素 根据“十三五”规划，到2020年抽水蓄能装机目标40GW,但被至2020年实际装机量32.49GW,“十：五”规划2015年装机30GW,实际装机量为23.05GW,未完成装机目标。 政策协调性：抽水蓄能电站建设周期为6-8年，刚性建设周期下，5年一次的大型规划灵活性不足，抽水蓄能建设与电力系统规划缺乏协调，部分项目等待核准时间拖长，导致实际难以符合规划。 价格激励：2014年发
11、改委提出两部制电价，但由于电力辅助服务市场并不完善，受制于抽水效率，电量电价激励不足，实际中两部制电价难以落实，2016和2019年发改委两次发文规定抽水蓄能电站成本不纳入输配电成本，抽蓄成本疏导不畅、利润空间不足，建设速度大幅减慢。发改委633号文关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见体现提供两痂、烟压、系统备用和黑启动等辅助服芬的价值-I可收其他成本并获汨合理收益1.(SI体现提供调峰服务的价值IOTA网收抽水、发电的运行成本电量电价完善容电价核定机制 电站经营期按40年桂定,经营期内资本金内部收益率按6.5%梭定. 建立容量电费纳入场配电价回收的机制.政府核定的抽水蓄能容壮电价对应的容
12、IIt电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。以竟争性方式形成电电价 在电力现货市场运行的地方.抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。 在电力现黄市场尚未运行的地方，抽水都能电站抽水电址可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电票准价的75执行。鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行.容量电价催化：政策面改善推动抽水蓄能加速发展政策推动选点规划加快两部制电价实施方案落地抽水蓄能利润空间打开 2022年4月，国家发改委、能源局发布通知，要求各省发改委、能源局按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与
13、“十四五”后续年度核准工作的衔接。 2021年4月，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，明确两部制价格机制的执行，容量电费回收的多种途径。此举打开抽水蓄能电站的利润空间，调动了社会资本参与建设的积极性。抽水蓄能相关政策楂理I时同政策内容建设进度2022年4月国宏发展改,节篓、国东能海局部署加快“十四五”时期抽水整母项目开发Jtia按照倦枝笈枝、健开尽开的原则.J快推进2022年抽水蓄健项目犊准工作.确保2022年底前板唯一枇项目.井做好与十四fi“A；续年度核准工作的衔接,促进抽水箱能乂好又快大规模府版蚯发展.建设规划2022年1月“十四五”现代能源体系媒划加快推进抽水箭能
14、电站建设，实施全国新轮效水新能中长期发展规划,推动已炳人跳窗、条件成熟的大型物水莆能电站开工建设.力争到2025年,抽水蓄能装机容达到62万及以上、在建装机上就达到6000万千苞左右.建设处划2021年9月抽水莆均中长期发展观总(2021-2035年)到2025年.抽水善能投产曲规模6200”千瓦以上：到2030年,投产总规模1.2亿瓦左右到2035年.形成满足新能源商比例大现模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水新使现代化产业，婚行形成-批抽水荒能大型什干企业.价格机制2021年7月国学发展改,节要，美于进一步完善抽水荒能价格形成机制的意见完善容他电价桢定机抽水用傀电站通过容用
15、电价回收摘发运行成本外的其他成本并获得合理收益.以竞争性方式形成电旗电价,在电力现货市场运行的地方，抽水蓄胭电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规W1.站灯在:电，现焚市场尚未运行的地方.”水电价按燃煤发电基准价的75%执行.把立容量电费蝌入输配电价回收的机制.戏立相关收益分享机刷.收益20%由抽木蓄能电站分享,80%在卜嘴膏周期极定电站再加电价时相应扣减.调蟀服务2021年7月国家发屣改革委国家能源局关于鼓时可再生侦漉发电企业自建或晒买调峰能力增加井网规模的通知技Sft可再生能JS发电企业与新增抽水甫能和砧能电站第笠IJ新峭消纳能力的协设或合同，明病也场化谢蜂资懑的Iti殳、运苦等货任义务
16、.产业链：机电设备价值量最大，整体格局集中上游：机电设备占电站总投资的26%市场集中度高中游：中国电建为绝对龙头下游：国网新源南网双调为电网主要运营商产业链：机电设备价值量最大,整体格局集中 抽水蓄能产业链包括上游设备商、中游运营商、下游电网系统。机电设备及安装工程约占总投资的26%。 上游：设备包括水泵水轮机和发电电动机组成的水轮发电机组、电气一次设备、电气二次设备和金属结构设备C主要供应机组的公司包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股等。 中游：抽水蓄能电站建设主要采用EPC工程总承包模式。中国电建在规划设计方面的份额占比约90%承担建设项目份额占比约80%。 下游：下游电网运营主要包括国网新
17、源、南网双调。抽水蓄靛电站投资成本构成机电6的及安装T.W施交费H1.期刊物作他拉强上游：设备制造中游：电站设计建设水轮发电机组辅助设备、电气设备代方电气、哈尔滨电气、浙湍控股国电南瑞、保变电气、中国西电等中国电理中国能it水电安效建工抽水蓄能产业链拆解上游：机电设备占电站总投资的26%，市场集中度高 按照机电设备占电站总投资的约26%测算十四五”期间抽水蓄能设备市场规模将达到494亿元。 2025年装机目标为62GW,2020-2025年新增装机32GW,按照每千瓦造价6000元，机电设备成本占比约26%计豆,“十四五”期间机械设备市场规模将达到494亿元。 上游设备中水轮发电机组是核心哈尔
18、滨电气、东方电气占据主要市场份额,市场集中度高。 依据产量口径统计，2021年水轮发电机组产量最高的是哈尔滨电气，市占率约为47%,东方电气、浙富控股市占率为40%和4%。三家厂商市场份额合计超过90%,市场高度集中。抽水蓄能机电设备构成2021年水轮发电机组竞争格局(按产量)电气二次设备水轮发电机组金属结构设备、水泵水轮机、进水阀、调速系统、乐蝴空W气系统、仪表及监测系统、技术供H冰系统发电电动机、励超系统一主变片揩、跖乐电波、气体绝缘佥机封闭，开关设备(GS)、机组也g续设备、峥止变频器、厂用电系统、出线场设着H流系统、发电电动机和主受压器熊电保护、监控系统通犷流电气系方电，.尾水事故席急
19、闸门、进出水口拦污榔、进W出水口闸门与启闭机、防汛及泄洪机电设备中游：中国电建为无可争议的龙头中游电站设计建设市场高度集中竞争格局稳定,中国电建为绝对龙头。在“十四五”重点实施项目中，中国电建已经承担了85%以上项目的勘测设计工作，目前在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%,承担建设项目份额占比约80%。 中国能建、安徽建工参与区域抽水蓄能工程建设，受益于于行业整体规模扩张。抽水蓄能设计建设竞铮格局H日也於制讪计三Ntt认也中国电建抽水蓄掂合同额下游：国网新源、南网双调为电网主要运营商 下游电网系统市场份额集中。国网新源、南网双调为抽水蓄能电站主要运营商2021年二者合计占比88% 20
20、21年国网新源在运电站装机23.41GW,占比64%,南网双调装机8.58GW,占比24%。 文山电力拟筹划置入南网双调100%股权,目前证监会已受理,若重组成功,文山电力将实现抽水蓄能业务和储能业务的整，本上市。 2021年10月，文山电力发布重大资产置换、发行股份购买资产及募集配套资金交易方案，拟将原有业务相关资产负债与南网双调100%股权的等值部分进行置换，二者同属南方电网。若重组成功，文山电力将成为南网旗下唯一储能上市平台，公司业务由事购售电、发电、电力设计及配售电转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。2021年我国抽水蓄能电站格局（按装机量）登料来源I文山电力公司公台中俗证研允部17感谢您的信任与支持！THANKYOU
