2022-11-18今日SZ002266股票最新净值和交易情况

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半亩水杉：

　　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。而抽水蓄能是目前应用最为广泛的大规模、大容量的储能技术，主要解决发电、输电、用电不匹配问题，将过剩的电能以水的位能的形式储存起来，在用电的尖峰时间再用来发电，是缓解系统调峰压力的最有效手段之一，是一种特殊的水力发电技术。

　　那么抽水蓄能有哪些优劣势?发展进程怎样?产业链及相关公司有那些?采用怎样的运营模式?下面我们来逐一了解。

01

概念及优劣势

1.抽水蓄能

（1）构成部分

　　抽水蓄能电站由上水库、下水库、输水系统、厂房和开关站组成。

　　上下水库：蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将下水库抽上来的水储存在上水库内，负荷高峰时段由上水库下放至下水库发电。

　　输水系统：连接上下水库，由上库进出水口及事故检修闸门井、隧洞或竖井、压力管道和调压室、岔管、分岔后的水平支管、尾水隧洞及检修闸门井和下水库进出水口组成。在水泵工况(蓄电)把下水库的水输送到上水库，在水轮机工况(发电)将上水库放出的水通过厂房输送到下水库。

　　厂房：地下厂房包括主、副厂房、主变洞、母线洞等洞室。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设备的场所，也是电厂生产的中心。

　　由于受两次能量转换的影响，抽水蓄能电站运行效率一般为75%。

（2）分类

　　抽水蓄能电站可分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站两类。

　　混合式抽水蓄能电站上水库有一定的天然水流量，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。在混合式抽水蓄能电站内，既安装有普通水轮发电机组，利用江河径流调节发电;又安装有抽水蓄能机组，可从下水库抽水蓄能发电，进行蓄能发电，承担调峰、调频、调相任务。

　　纯抽水蓄能电站上水库没有水源或天然水流量很小，水在上、下水库循环使用，抽水和发电的水量基本相等，流量和历时按电力系统调峰填谷的需要来确定。纯抽水蓄能电站仅用于调峰、调频，不能作为独立电源存在，必须与电力系统中承担基本负荷的电厂协调运行。

2.抽水蓄能相对其他储能方案的优劣势分析

（1）优势

　　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。

　　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。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，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。

（2）劣势

　　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。

02

行业发展历程及现状

1.发展历程

（1）国际

　　抽水蓄能是世界上应用最早的储能方式之一，各国发展均为需求驱动。早在20世纪50年代，抽水蓄能电站发展就已经起步，但由于技术的不成熟和需求的不足，年均新增装机量仅200MW左右。20世纪60年代，美欧日等发达国家经济快速增长，其常规水电站建设相对丰富后，系统调峰和备用电源的需求逐渐提升，抽水蓄能电站的作用开始显现，从而开始了蓬勃发展。十年内，全世界总装机容量从3500MW提升到了16010MW。之后，20世纪70年代的两次石油危机导致燃油电站比重降低，核电站建设开始加速，常规水电比重下降，进而导致电网调峰能力不足，抽水蓄能电站的需求飞速提升。21世纪后，西方国家对抽蓄电站的需求逐渐放缓，中国、韩国、印度等亚洲国家的抽蓄则开始快速发展，2017年中国超越日本首次成为世界上抽蓄电站规模最大的国家。

（2）国内

　　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。20世纪70年代之前，我国抽水蓄能一直处于探索与试验中。80年代后，经济的快速发展带来了电力需求的提升，核电站的规模化建设又催生了电力供给侧调节能力不足的问题，调峰需求逐步显现，推动了抽水蓄能电站建设的发展，但技术上并不成熟，机组设计制造严重依赖进口。2000年后，电力负荷迅速增长，调峰需求加大，抽水蓄能建设也随之加速，2000-2010年全国新投运抽蓄电站8990MW，2011-2020年新投运规模增长至16980MW，产业也逐渐成熟，目前国内抽蓄电站的设计施工、配套设备制造等均达到世界先进水平。

2.行业现状

（1）抽水蓄能受益新能源，装机将快速发展

　　我国抽水蓄能资源总量达到1604GW，当前已纳入规划站点资源总量814GW，其中重点实施项目421GW，规划储备项目305GW。

（2）目前我国抽水蓄能资源分布

　　截至2021年底，我国投运抽水蓄能装机容量36.39GW，在建抽水蓄能容量达到61.53GW，在建项目主要集中在华东及华北电网统调区域，已建和在建规模均居世界首位。

　　我国抽水蓄能已纳入规划的814GW中，主要集中在西北及西南电网统调区域。随着西北风光大基地建设的逐步开展，抽水蓄能电站将成为配套可再生能源的重要储能手段。

（3）抽水蓄能项目核准建设显著提速

　　2021年，我国抽水蓄能核准项目容量以13.7GW创下历史新高。2022年初至今新增开工抽水蓄能项目达到13GW，建设显著提速。

　　遵循“能核尽核、能开尽开”的原则，预计2022年抽水蓄能核准建设规模超过50GW，新增投产规模9GW，年底总装机容量达到45GW左右，“十四五”期间可核准并达到开工条件项目容量270GW。

　　2021年核准抽水蓄能电站平均单位静态造价5,367元kW，机电设备及安装工程占比居首。抽水蓄能电站工程建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随水头高度和装机规模增加而显著降低。

　　抽水蓄能工程中机电设备及安装工程投资占比26.1%，位列榜首。

　　未来随着项目开发难度增加，工程造价水平将呈现持续攀升态势。

　　根据水规总院预测，“十四五”期间新核准并达到开工条件的项目容量有望达到270GW，按照5,500元kW的造价进行测算，预计“十四五”期间抽水蓄能投资额超过1.4万亿元，“十五五”期间以约合1.8万亿元达到顶峰。抽水蓄能设备进入发展快车道，按照设备投资占比15%保守测算，预计2021-2035年间每年平均新增价值量超过450亿元。

03

政策规划

　　中长期规划、两部制电价、投资主体放开等推进抽水蓄能发展。

1.抽水蓄能相关政策

　　近年来，中国抽水蓄能行业受到国家政策的重点支持。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的电力系统绿色低碳清洁灵活调节电源，能够较好的与光伏、风电、核电等多种发电方式配合。随着以新能源为主体的新型电力系统的进一步建设，加快发展抽水蓄能能够更好的保障电力系统安全稳定运行，以支撑可再生能源大规模发展。因此，2021年以来，我国出台多项政策推动抽水蓄能行业的持续发展。2021年9月，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，发展目标提到，“到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上;到2030年，投产总规模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。”

　　2020年12月，国家能源局启动全面的新一轮抽水蓄能中长期规划工作，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术等因素，筛选出了大量优质的抽水蓄能资源站点。根据历次抽水蓄能选点规划，国家共提出规划站点105个，总装机容量1.2亿千瓦，国家在“十四五”期间将持续推动抽水蓄能行业发展，以提升国内电网对新能源并网发电的消纳能力。

　　合理布局抽水蓄能电站和坚持多业态发展。国家规划在核电和新能源基地化发展的区域重点布局一批大型抽水蓄能，以形成互补共赢、打捆开发的新模式。在负荷中心和大规模接受区外电力的区域布局抽水蓄能电站，以服务电力系统需要。另外，国家还规划了要积极鼓励混合式抽水蓄能、矿坑改建抽水蓄能、中小型抽水蓄能电站等新业态发展。

2.电价政策

（1）我国抽水蓄能电价政策梳理

　　成本加成锁定项目投资收益率，电网、发电侧及用户侧共担费用(2004-2014)。根据2004年发改委印发的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，抽蓄电站主要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。在2007年《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》中，发改委规定核定的抽水蓄能电站租赁费用原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。

　　两部制电价完善固定成本及变动成本补偿办法，成本疏导顺畅(2014-2016)。2014年发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，通知明确了电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，其中容量电价弥补电站固定成本及准许收益、纳入电网运行费用，电量电价弥补变动成本，电价水平按照当地燃煤标杆电价执行的方法，抽蓄电站投资端及运营端成本疏导顺畅。

　　容量电费从输配电定价成本剔除，成本疏导困难(2016-2021)。2016年“厂网分离”后抽水蓄能电站成本从电网成本中剥离并规定不允许纳入输配电价定价成本，但未对费用疏导方式进行明确规定，成本疏导不畅导致了投资热情低迷，“十三五”期间我国抽水蓄能发展较缓慢。

（2）两部制电价

　　2021年4月30日发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(633号文)明确抽水蓄能电站执行两部制电价，以激励性监管的方式核定容量电价并纳入输配电价，保证经营期40年的资本金内部收益率6.5%;以竞争性方式形成电量电价。

　　印发之日前执行单一容量单一电量制电价的抽水蓄能电站，容量电价电量电价按现行标准执行至2022年底，2023年起按意见规定电价机制执行。

　　印发之日前执行两部制电价的抽水蓄能电站，电量电价按意见规定电价机制执行;容量电价按现行标准执行至2022年底，2023年起按意见规定电价机制执行。

　　印发之日起新投产的抽水蓄能电站，按意见规定电价机制执行。

　　该文件明确了抽水蓄能电站非变动成本的疏导机制，保证了抽水蓄能电站建设的基础收益率，提高了业主建设积极性;鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。

1)容量电价

　　容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%核定。

　　抽水蓄能容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制。电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。

2)电量电价

　　电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。

　　在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。

　　现货市场尚未运行情况下引入竞争机制形成电量电价。在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的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，因调度等因素未使用的中标电量按燃煤发电基准价执行。抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。

04

产业链分析

　　抽水蓄能电站涉及上游设备、中游工程建设及运营、下游电网系统。根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，在抽水蓄能电站的投资成本中，主要是机电设备和建筑工程，其中：机电设备及安装工程占26%，建筑工程占25%。

1.上游：设备环节

　　上游设备核心装置是水轮发电机组，包括水轮机和发电机两个关键装置。

　　水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转换为叶轮的机械能，主要分为贯流式、混流式、轴流式三种结构类型。

　　1)轴流式：水流从径向进入，然后转为向下方向推动转轮叶片做功，推动转轮叶片的水流方向与转轮轴方向平行，通常适用水头落差为3~90米。

　　2)混流式：水流从径向进入，然后转为向下方向出口，水流在径向与轴向通过叶片时都做功，通常适用水头落差为40~700米。

　　3)贯流式;水流是沿水轮机轴线方向进入，沿水轮机轴线方向流出，通常适用水头落差为2~30米。

　　发电机：发电机是将水轮的机械能转换为电能的装置，大型水轮机的转速较低，通常采用多对磁极、立轴结构，主要零部件包括定子、转子、机座、电刷装置、制动器等。

　　抽水蓄能水轮发电机组国产化进展迅速。2011年之前，国内抽水蓄能投产的水轮发电机组基本依赖进口;而2012年之后，国产水轮发电进口替代取得了较大进展，外资逐渐退出了中国市场，2012-2021年，国内新投产的水轮发电机组18台，其中有13台为国产设备，国产化率达到72%。

　　国内水轮发电机组市场集中度较高，CR2超过95%。同时水电设备行业集中度高，进入壁垒高，市场结构变化较小，目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气(SH600875)、浙富控股(SZ002266)这三家，以2021年水轮发电机组产量的角度来看，三家的产量分别为9.55GW、8.10GW、0.81GW，哈尔滨电气与东方电气两家占据了95%以上的市场份额，市场集中度较高。(仅统计哈尔滨电气、东方电气、浙富控股的产量)

2.中游：

（1）电站建设

　　抽水蓄能产业链中游为承担电站主体建设的公司，主要有中国电建、中国能建和粤水电等。抽水蓄能项目主要采用EPC模式，由中国电建等规划设计并承担项目建设，根据《发展抽水蓄能推动绿色发展》，“十四五”重点实施项目中，中国电力建设集团有限公司承担了85%以上的项目勘测设计工作。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。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。

（2）电站运营

　　主要为国家电网、南方电网等电力企业，其中：国家电网运营主体为国网新源控股有限公司(简称国网新源)、南方电网运营主体为南方电网调峰调频发电有限公司(简称南网双调)。截止到2021年底，国网新源公司与南网双调在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据决定领导地位。2022年6月文山电力发布关于重大资产重组事项的进展公告，文山电力拟筹划以资产置换及发行股份的方式购买中国南方电网有限责任公司所持有的南方电网调峰调频发电有限公司100%股权，将成为南网旗下抽水蓄能上市平台。其次江苏国信、内蒙古电力、三峡集团、豫能控股(SZ001896)、浙江新能、湖北能源、桂东电力、皖能电力、新天绿能等能源企业也在积极布局抽水蓄能电站运营。

3.下游：电网系统

　　产业链下游主要为抽水蓄能电站在电网系统的辅助服务应用，具体包括调峰、调频等用途。2022年上半年电网、特高压政策持续出台，要求电网主动适应大规模新能源发展，要求完善华北、华东、华中区域内特高压交流网架结构，建设川渝特高压主网架，完善南方电网主网架。下游企业包括苏文电能、永福股份、安科瑞、智洋创新。

4.相关公司梳理

（1）中国电建：抽水蓄能EPC龙头

　　中国及全球水利水电行业的领先者，承担国内大中型水电站80%以上的规划设计任务、65%以上的建设任务，占有全球50%以上的大中型水利水电建设市场，是中国水利水电、风电、光伏(热)建设技术标准与规程规范的主要编制修订单位。

　　公司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%。

　　2021年公司抽水蓄能业务高速增长，新签合同202.4亿元，同比增长343%。

（2）中国能建：加快进军

　　中国能建积极进军抽水蓄能市场，先后承建了江苏宜兴、内蒙古呼和浩特、山西西龙池、河北丰宁、山东文登、江苏句容抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌。世界规模最大抽水蓄能电站：河北丰宁抽水蓄能电站，装机容量世界第一，储能能力世界第一，总装机360万千瓦，被誉为世界最大“充电宝”。2021年12月30日全面投产发电，投产后每年将消纳过剩电能88亿千瓦时，年发电量66.12亿千瓦时，可满足260万户家庭一年用电，能节约标准煤48.08万吨，减少碳排放120万吨，相当于造林24万亩。

（3）东方电气：我国抽蓄机组主要生产企业

　　东方电气深耕大型水轮发电机技术，水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，2021年公司水轮发电机销售量为8.1GW，市场占有率约为40%。

　　公司是我国抽蓄机组主要设备厂商之一，研制水平整体达到行业先进，部分关键技术达到国际领先，能够制造覆盖从50米到850米水头、容量从10MW到450MW等级的机组产品，累计获得近70台套机组的供货合同，国内市场占有率为38%，是国内首个同时具备抽蓄机组研制和调试能力的发电设备制造企业。

（4）哈尔滨电气：我国抽蓄机组主要生产企业

　　哈尔滨电气是我国生产水电设备的主要厂商之一，已为国内近200多座电站提供了300多台机组，并为国外(美国、加拿大、日本、委内瑞拉、泰国、菲律宾、尼泊尔、土耳其、刚果、伊朗等国家)的26座电站提供了近80台水电机组。2021年公司水轮发电机产量为9.6GW，市场占有率约为47%。

　　公司是我国抽蓄机组主要设备厂商之一。截至2021年底，哈尔滨电气累计已经参与了22座抽水蓄能电站、79台套机组的研发制造，目前正在开展单机容量425MW、最高水头近800米的抽水蓄能机组技术研究。

（5）国电南瑞：关键零部件国产化领军企业

　　国电南瑞是行业内抽水蓄能电站专业最全、技术水平国际领先的电力系统二次设备供应商，拥有全部自主知识产权的抽蓄电站工程安全监测、计算机监控、继电保护、水轮机调速、电机励磁和SFC、机组状态监测等产品，参与了30多个抽蓄电站的建设。

　　励磁系统：公司于2007年开始研制，2012年在安徽响水涧项目以科研方式成功完成300MW级抽水蓄能机组励磁系统的研制和示范应用，打破国外公司技术垄断，目前公司是300MW级抽蓄机组励磁系统国内最大供应商。

　　SFC：公司研发的首台国产化静止变频器于2010年4月在河北潘家口抽蓄电站投入运行，国产化SFC设备于2014年4月在安徽响水涧抽水蓄能电站投入运行。通过几个项目的实施，我国已完全掌握了抽水蓄能电站静止变频器全套设备设计、制造、调试等技术。

（6）金盘科技：SFC特种干变供应商

　　金盘科技于2009年进入抽水蓄能领域，供货了近500余台套励磁变压器、厂用变压器、SFC输入输出变等类型产品，先后用于安徽绩溪、福建周宁、广州、河北丰宁、吉林敦化、浙江仙居、呼和浩特、阳江、梅州等抽水蓄能电站。公司的抽水蓄能SFC特种干式变压器，用于大型同步电机的变频启动，解决了合闸冲击次数、换流及涡流较大等问题，受到下游客户认可。

（7）国家电网：我国抽蓄电站运营龙头

　　国家电网以投资建设运营电网为核心业务，下设抽水蓄能和新能源事业部，以直属单位国网新源控股有限公司为主要力量开发建设和经营管理国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站和常规水电站。根据《国家电网有限公司服务新能源发展报告2021》和《国家电网有限公司2021社会责任报告》，截至2021年年底，国家电网在运抽蓄电站装机量25.1GW，年抽水蓄能发电量242.7亿千瓦时、抽水电量303.02亿千瓦时;2021年新获江西奉新、浙江泰顺、辽宁庄河、黑龙江尚志项目核准批复，预计到2025年公司经营区装机将超过50GW，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据无可争议的领导地位。

（8）文山电力：吸收南网优质运营资产

　　2021年9月27日，文山电力对外公告重大资产重组预案，计划将原有主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债，与间接控股股东南方电网持有标的调峰调频发电有限公司100%股权进行置换。调峰调频公司为南方电网的全资子公司，主要从事抽水蓄能、调峰水电、电网侧独立储能和气电业务。本次重大资产重组完成后，公司将专注抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营业务。

　　截至2021年底，南网双调运营抽水蓄能装机容量7.88GW。南方电网在《公司关于推动绿色低碳发展转型的意见》中提出，将在未来三个五年计划中加快抽水蓄能建设，“十四五”“十五五”“十六五”期间各新增抽水蓄能装机61515GW，未来15年增长4.6倍。

05

竞争格局

　　“强者恒强”的趋势在抽水蓄能各个环节较为突出。

1.持有运营：“双碳”背景下，电网公司投资力度持续加码

　　国家电网及南方电网是我国主要的抽水蓄能电站运营企业。从抽水蓄能电站运营行业格局来看，在我国已投运的抽水蓄能电站中，国网新源控股和南网调峰调频公司占据9成份额。两部制电价完善政策发布后，各大发电企业积极通过开发、并购、参股等形式参与抽水蓄能运营业务，打破了“十四五”前除电网企业外其他业主开发意愿不强的局面。

　　2021年9月，南方电网宣布，从“十四五”到“十六五”期间，南方电网将持续加大投资力度，加快建设抽水蓄能和新型储能。

2.施工承包：技术复杂，壁垒突出，行业龙头为参与的主力军

　　由于抽蓄电站的建设具有一定的技术复杂性，产业技术和项目壁垒突出，产业链主要参与者多为头部企业：中国电建、中国能建。当前，国家“两新一重”等利好政策频出，行业景气度提振明显，中国电建营业收入、归母净利润稳步提升。作为行业龙头企业，中国电建在抽水蓄能电站建设领域深耕多年，具有丰富的电站建设经验，近年来获得多个项目的订单。根据公司公告披露，2019年至2022年1月公司累计新签10个抽水蓄能项目。

　　中国能建与中国电建在独立承接项目外，强强联手成立联合体承接抽水蓄能项目。2022年3月，中国电建中南院(联合体牵头方)与中国能建广西院(联合体成员)与南网双调签订桂林灌阳、柳州鹿寨、贵港、玉林福绵、防城港上思5个抽水蓄能电站的勘测设计合同，进一步巩固市场地位。

3.设备制造：“两大一小”的行业竞争格局长期稳定，“双寡头”拿单确定性高

　　抽水蓄能电站主站设备环节主要为国内“两大一小”三家供应商：“两大”为东方电气、哈尔滨电气，“一小”为浙富控股。

　　哈电和东电深耕水电机组制造多年，具备生产大型抽蓄机组的能力，哈电具备年产20台、东电具备15~20台大型抽蓄机组的制造、交付、安装服务能力。哈尔滨电气掌握完整的抽水蓄能研发制造体系，在抽水蓄能项目水泵水轮机“S区”和“驼峰区”稳定性研究、降低水泵水轮机无叶区压力脉动幅值等一系列课题上取得原创性成果，解决水泵水轮机水力稳定性和效率难以兼顾的世界性难题，实现了100%自主知识产权，处于世界抽水蓄能技术领域的前沿。哈电负责研制生产的阳江抽水蓄能电站400MW机组是国内单机最大、综合技术难度和技术水平最高的抽水蓄能机组。东方电气能够设计制造覆盖50m-850m水头、容量从10MW-450MW等级的抽水蓄能机组产品，累计获得了60台套抽水蓄能机组的供货合同，其中长龙山抽水蓄能机组是水头世界第二、中国第一高的抽水蓄能机组。

　　浙富控股依托在水电、核电生产方面的优势进军抽水蓄能发电机组的技术研发和制造，提出在2024年前实现年产5台(套)抽蓄发电机组的目标。2022年，浙富控股与三峡建工签署战略合作框架协议，加大抽水蓄能领域合作，浙富控股配合三峡建工推进项目预可研、可研等前期工作，设备供应、技术服务优先保障三峡建工合作项目;在合法合规的前提下，三峡建工在同等条件下优先选用浙富控股设备。

　　根据国家能源局的中长期发展规划，预计“十四五”期间抽水蓄能主站设备采购需求有望达到140-155亿元，“十五五”期间采购规模有望达到260-290亿元。

06

运营模式

　　国外建设发展抽水蓄能较早，但由于电力体制、电源结构、负荷特性等差异，不同国家对抽水蓄能电站的建设管理存在明显的差异。抽水蓄能电站的运营模式与市场体制和投资主体息息相关，主要分为独立运营、电网统一运营和租赁制3种模式。全球约85%的抽水蓄能电站采用电网统一经营方式或租赁制形式，约15%的电站通过参与电力市场竞价获取收益。已建立竞争性电力市场的国家或地区，抽水蓄能电站多采用独立运营模式参与电能量市场和辅助服务市场，以自身利益最大化为目标选择竞争策略。对比美国、英国、日本和我国抽水蓄能电站经营模式，发现四国均体现了容量和电量两部分收益，从抽水蓄能电站收益来源分析，容量收益基本都大于其电量收益。

1.国外：

（1）美国：

　　各州电力市场模式不同，抽水蓄能电站运营模式也不同。现阶段美国大部分抽水蓄能电站由电网统一建设运营，采用的运营机制大体上可以分为电网统一运营、参与电力市场竞价和电网租赁经营3种。

（2）英国：

　　发电侧已经完全市场化，抽水蓄能电站收益分为固定收入+变动收入。固定收入一部分通过电网辅助服务获得，按年结算，另一部分是抽水蓄能机组参与调峰、维护基荷机组平稳运行的辅助服务进行补偿;变动收入是指电站可以通过参加电力平衡市场交易取得尖峰电价收益。

（3）日本：

　　在福岛核电站事故后大力发展风电和光伏等新能源，并利用抽水蓄能作为电网调峰、调频以及事故备用的主要手段，提高系统灵活调节能力。日本的抽水蓄能电站运营模式主要有租赁制和内部核算制。

2.中国：

　　我国抽水蓄能电站建设管理机制主要可以分为3种形式一种是由电网企业全资建设、统一运营，建设运营成本核入电网运行费用;一种是租赁制，租赁费由发电企业、电网企业和电力用户三方按一定比例分摊疏导;一种是由政府和第三方投资建设，政府核定抽水用电电价、发电电价、容量电价，电网企业统一调度。

07

未来展望

1.行业展望：未来十年是行业发展黄金期

　　前文提到，根据规划2025年和2030年我国抽蓄装机规模将分别达到6200万千瓦和1.2亿千瓦，而实际装机有望超出规划预期。抽蓄电站通过参与电力市场交易，电量电价部分收益有望显著提升。加上新的两部制电价出台叠加电力市场逐渐成熟，抽蓄价格商业模式逐渐清晰，更有望提升盈利能力。所以仍需坚持明确抽水蓄能电站的成本疏导机制，并优化抽水蓄能两部制电价政策。

2.流程展望：前期流程有望压缩，项目建设逐步提速

　　通常抽水蓄能项目建设周期为6-8年，包括1-2年前期工作，3-4年主体工程建设，及1-2年设备调试安装。在抽水蓄能项目建设提速的背景下，前期核准及相关批文获取时间有望缩短，通过审批流程的标准化、模块化、数字化和体系化改造，抽水蓄能项目平均建设周期可以压缩2-3年。

3.技术展望：着力研发大容量机组

　　目前我国机组制造自主化水平明显提高，国内厂家在600米水头段及以下大容量、高转速抽水蓄能机组自主研制上已达到了国际先进水平。未来我国抽水蓄能机组的研发将着力于超高水头大容量蓄能机组、大容量变速机组设计制造自主化，同时励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化水平需要进一步提高，以增加电站功率，降低项目造价水平。具有强劲研发实力的设备企业将迎来快速发展。

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