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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。 |
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