抽水蓄能行业分析：当前最成熟储能技术，行业迎来黄金发展期

（报告出品方/作者：长城证券，于夕朦，范杨春晓）

1、能源结构持续改变，调节性电源需求激增

1.1、限电情况再现，可靠性电源不足是关键

大规模限电情况连续第二年出现，高峰时段电力供应紧张情况短期难以改变。由于去年 全国多省份出现了限电情况，对经济和民生产生了一定影响。为了避免限电再次发生， 今年国家在多次会议上强调了保障电力供应，明确提出了杜绝拉闸限电再度上演。各级 地方政府为此也积极开展了许多工作，包括保障电煤、燃气、燃油供应、发放补贴支持 电力企业经营、推动电力体制改革和出台虚拟电厂政策引导负荷侧用电。但随着高温天 气来临和用电需求快速复苏，多地再次出现了有序用电情况，川渝地区更是出现了大面 积限电。我们认为今年在政府已经做好充足准备情况下，限电情况再次发生，体现出我 国目前电力系统冗余很少，可靠性下降的现状，而这些问题都难以快速解决，短期内我 国高峰时段电力供应紧张的情况可能会持续发生。

我们认为连续两年发生限电情况的主要原因是我国可靠性电源不足。过去两年导致我国 限电情况发生的原因不尽相同：从需求侧看，去年我国率先走出新冠疫情，用电量持续 高增，多地电网用电负荷创新高，而今年 7 月开始我国逐渐摆脱新一轮疫情影响，叠加 多地高温天气导致多地电网用电负荷再创新高。而从供给侧看，去年由于能耗双控政策 推进以及煤价高企，煤电机组出力受到影响，而今年则由于极端高温天气影响，水电出 力显著下降。但过去两年导致限制限电发生的共通原因则是由于我国装机结构持续改变， 发电端出力稳定性下降，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口。

1.2、高温天气下，多地用电负荷创新高

疫情影响消退叠加高温天气，用电需求快速复苏。7 月份全国全社会用电量 8324 亿千瓦 时，同比增长 6.3%。根据国家能源局数据，分产业看，第一产业用电量 121 亿千瓦时， 同比增长 14.3%；第二产业用电量 5132 亿千瓦时，同比下降0.1%；第三产业用电量 1591 亿千瓦时，同比增长 11.5%；城乡居民生活用电量1480亿千瓦时，同比增长 26.8%。分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为4.6%、10.5%、7.9%和2.2%。

电网最大用电负荷创历史新高，提高了用电高峰时期对发电端的出力要求。2022 年 7 月 我国全国主要电网最高用电负荷合计值达到 12.6 亿千瓦，同比增长 5.6%，创历史新高。 分区域看，除了东北电网，其余区域电网在 7 月的用电负荷均创历史新高。最高用电负 荷不断提高对电源侧的出力和电网运行都提出了更高要求，在电力系统无法稳定运行时， 电网被迫采取有序用电乃至拉闸限电的方式引导负荷侧降低需求。

1.3、极端高温天气显著影响水电出力

今年三季度受极端天气影响，多个流域来水同比显著减少，影响了水电出力，导致川渝 地区以及华东地区出现大面积限电。根据各上市公司公告，2022 年第三季度溪洛渡水库 来水总量约 422.69 亿立方米，较上年同期偏枯 20.49%；三峡水库来水总量约 1006.83 亿 立方米，较上年同期偏枯 54.40%。澜沧江流域来水同比偏丰 2-3 成，但因第三季度主汛 期（7-9 月）来水同比偏枯 3-4 成，前三季度来水总体同比偏枯 1-2 成。澜沧江的来水也 明显偏枯。来水减少显著影响了水电出力，即使在多家公司有新机组投产、联合调度增 发电量的情况下，三季度整体发电量也明显低于预期。

1.4、电源装机结构持续改变，可靠电源出力与高峰用电负荷间存在缺口

过去十年我国火电装机占比持续下降，由 2011 年的 72.5%下降至 2022 年 7 月的 53.4%， 而风光装机占比则由 4.5%上升至 28%，不可靠电源占比持续提升。过去十年我国火电 和水电装机容量占比持续下降，水火电合计装机容量占比由 2011 年底的 94.3%下降至 2022 年 7 月的 69.8%，而核电装机占比仅从 1.2%小幅提升至 2.3%，整体看可靠电源装 机占比持续下降，不可靠电源装机占比提升，电力系统稳定性下降。过去十年我国火电发电量占比持续下降，但明显高于装机占比。根据中电联数据，过去 十年我国可靠电源发电量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的 88.3%，但仍维 持高位。

为了保证电力系统的平稳运行，需要留有备用机组，我国各省合理备用率通常在 13%- 15%，因此可用装机容量需高于用电负荷。为了保障电力供应，电力系统可用装机容量 要高于用电负荷（可用装机容量=用电负荷×（1+合理备用率）），因此需要留有部分机 组以备急用。

由于可靠电源装机容量下降，在某些时段我国部分区域出现装机出力将低于用电负荷的 情况，造成限电发生。以今年 7 月为例，7 月全国最高用电负荷达到 12.59 亿千瓦，按 照合理备用率 14%计算，当时实际需要装机 14.35 亿千瓦。考虑各类电源特性以及正常 检修需求，假设火电、水电、核电、风电和太阳能在极端情况下可用容量比例分别为 90%、60%、95%、10%和 0%，我国 7 月可靠装机容量约为 15.06 亿千瓦，与总需求装 机接近，电力系统达到紧平衡。

而实际运行中，由于物理限制，全国电网并不是完全互 联互通、盈缺互济的，必须分省平衡，因此在我国电源分布并不平均的情况下，全国数 值的紧平衡就意味着部分地区在极端情况下会缺少电源出力。以 8 月份的四川为例，在 极端高温天气影响下，四川本省用电负荷激增而水电出力大幅下降，导致了电网被迫采 取限电措施，影响了川渝及华东地区的用电。

我们认为由于可靠性电源装机规模难以快速提升，叠加由于高温天气导致四川湖北等地 水电站蓄水量明显下降，到今年冬季枯水期来临时，我国部分省份可能会再度出现有序用电情况。而根据电规总院预测，到 2023 年，我国将有 6 个省份电力供应紧张、17 个 省份电力供应偏紧。

我们对未来三年可靠性电源缺口进行测算：将假设条件应用在 2023 年-2025 年：（1）极 端情况下，夏季火电、水电、核电、风电和太阳能可用容量比例分别为 90%、60%、 95%、10%和 0%，冬季火电、水电、核电、风电和太阳能可用容量比例分别为 90%、 40%、95%、10%和 0%；（2）可用装机容量=用电负荷×（1+合理备用率），合理备用率 为 14%；（3）水电（不含抽蓄）、核电、风电、太阳能发电并网装机量平均增速分别为 2.5%、7%、18%、23%（风光为平均增速，三年不一致）；（4）2023-2025 年全国最高用 电负荷同比增长 7%。经测算，三年火电及可靠性电源装机缺口约为 1326 万千瓦、 10417 万千瓦，20162 万千瓦。

长期看，我国用电需求和负荷伴随经济增长有望持续增加，若可靠性电源装机建设不足， 限电情况还将频发。若想缓解电力供应紧张的情况，我们认为目前从电源侧看有几条路 径：1）增建火电尤其是燃机机组应对高峰用电；2）加大新能源大基地开发力度，通过 火水电调节新能源提高可靠电源装机规模；3）超额建设新能源，通过足够多的备用装 机容量保障可靠性电源规模；4）大力发展储能尤其是超长时储能技术。

2、储能：新型电力系统重要组成部分，行业进入发展快车道

2.1、新型电力系统对能源系统调节能力需求激增，储能迎来发展良机

能源生产与消费之间总是存在着差异，能源系统需要足够的调节能力来消除这些差异。 调节能力通常可分为功率调节和能量调节，功率调节能力即全部机组的出力范围，确保 实时电力平衡；能量调节能力即所有储能设施存储的总能量，确保长期的能量平衡。为 了实现双碳目标，风光等新能源将逐步取代化石能源成为主要的一次能源，而随着可调 节化石能源逐步退出，电力可调节资源规模逐步下降，需要引入储能作为新的调节能力 来源，以保障电力系统运行的稳定性。并且能源系统对于调节能力的需求将随着新能源 渗透率升高而提高，因此储能成为了新型电力系统的重要组成部分。近年来国家已经出 台多项政策，鼓励储能行业快速发展，包括抽蓄、新型储能在内的各项储能技术都有望 进入快速发展期。

目前储能技术应用场景丰富，按应用场景分类可分为电源侧、电网侧以及用户侧，而根 据电网净负荷波动的情况，我们可将对调节能力（储能）的需求分为短时（秒级-分钟 级）、长时（小时级到数日）以及超长时（周、月、季）。不同应用场景对储能的需求不 尽相同，而不同时长的储能所提供的辅助服务也不尽相同。目前来看电源侧和电网侧的 应用很多是重合的，而日内小时级的长时需求是储能应用的重点。

我国储能装机中抽水蓄能仍占绝对份额，新型储能占比逐渐增加。根据《储能产业研究 白皮书 2022》，截至 2021 年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模为 46.1GW，同 比增长 30%。其中抽水蓄能累计装机规模最大，为 39.8GW，同比增长 25%，但所占比 重与去年同比继续下降，减少 3 个 pct；增量主要来自新型储能，累计装机规模达到 5729.7MW，同比增长 75%。2021 年，中国新增投运电力储能项目装机规模首次突破 10GW，达到了 10.5GW，其中，抽水蓄能新增规模 8GW；新型储能新增规模首次突破 2GW，达到 2.4GW，同比增长 54%。

2.2、抽水蓄能：技术成熟，是大规模调节能源的首选

抽水蓄能是利用水作为储能介质，通过电能与势能相互转化，实现电能的储存和管理。 利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。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。 抽水蓄能技术成熟、反应速度快、单机容量大、经济性较好、安全性高等特点，是目前 大规模调节能源的首选。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。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，目前是大 规模调节能源的首选。

目前我国抽水蓄能装机量较高的地区集中在华南、华东等经济发展较强、用电量较高且 水电建设基础较好的的地区；其次是东北、华北、华中等以火电为主要电源的地区；西 北地区除青海省水电装机量较高以外，其他地区以火电为主，风光为辅，抽蓄资源基本 未开发；西南地区水电资源丰富，包括四川、云南等水电输出大省均未有抽蓄装机量， 以大型水电站开发为主。

两网是抽蓄行业主要投资运营主体，未来将有更多玩家进入。目前我国主要抽蓄运营商 为两网旗下公司，原因在于此前抽蓄的商业模式及成本疏导机制不成熟，导致除两网以 外的公司投资抽蓄都很难实现盈利，而当抽水蓄能电站不得纳入可计提收益的固定资产 范围和计入输配电成本后，两网的投资热情也迅速下降。我们认为随着抽蓄商业模式改 变，两网会再次加快对抽蓄的投资建设，而掌握流域资源的能源企业将再次开始投资、 建设、运营抽蓄电站，行业的从业主体会增加。

2.2.1、抽蓄技术目前的经济性优势，确保其未来10年的主体地位

储能 LCOS 是储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，反映了净 现值为零时的内部平均电价，即项目投资的盈利点。目前抽水蓄能的 LCOS 最低，大约 为 0.25 元/kWh，较其他技术有显著的经济优势，短期内其他储能方式无法对其进行大 规模的替代，并且 0.3 元/kWh 的成本也极可能成为其他储能技术路线的突破点。而其他新型储能技术的发展目前处于百 花齐放阶段，根据十四五计划，目前国家并未对某种特定的技术路线给予特殊扶持和选 择，而是随着各地区示范项目的建设运营，验证其技术和经济性水平。

充足的抽蓄资源储备也为行业发展提供了基础。根据水电水利规划设计总院文章，截至 2021 年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14 亿 kW，其中已建 3639 万 kW，在建 6153 万 kW，中长期规划重点实施项目 4.21 亿 kW，储备项目规模有 3.05 亿 kW。分区域看，我国各区域已纳入规划的抽水蓄能站点资源量其中，东北、华北、华 东、华中、南方、西南、西北电网的资源量分别为 10500 万、8000 万、10500 万、12500 万、9700 万、14 300 万、15900 万 kW。

未来十年是抽水蓄能行业发展黄金期。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。根据《抽水蓄能中 长期发展规划（2021-2035 年）》及《十四五现代能源体系规划》，各地按照能核尽核、 能开尽开的原则，在规划重点实施项目库内核准建设抽水蓄能电站。到 2025 年，我国 抽水蓄能装机规模达到 6200 万千瓦以上，在建装机规模达到 6000 万千瓦左右，到 2030 年，抽蓄规模达到 1.2 亿千瓦左右。我国 2021 年底抽蓄规模为 3639 万千瓦，若实现规 划目标，则未来 4 年和 9 年的装机复合增速分别达到 14.25%和 14.18%。

2030 年我国抽蓄装机有望达到 3 亿千瓦。今年 6 月中国电建董事长表示将在 200 个市、 县开工建设 200 个以上抽蓄项目，目标开工 2.7 亿千瓦。今年 7 月能源局相关人士表态， “十四五”可核准装机规模 2.7 亿千瓦，总投资达 1.6 万亿元，涉及 28 个省（区、市） 和。如果“十四五”期间 2.7 亿抽蓄抽蓄全部完全核准，根据抽蓄项 目建设周期，2.7 亿装机有望在 2030 年前全部投产，届时抽蓄装机将达到 3 亿千瓦。由 于电力系统对于辅助电源的巨大需求以及抽蓄产业链对于稳经济的作用，我们认为整个 抽蓄行业投资建设进度和最终投产的装机规模将超越规划预期。

2.2.2、抽蓄商业模式逐渐成熟，参与电力市场有望提升盈利能力

新的两部制电价出台叠加电力市场逐渐成熟，抽蓄行业的商业模式开始清晰。2021 年 4 月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633 号文）。633 号文的出台完善了抽水蓄能的价格机制，形成了稳定的成本回收机制+额外的经济效益 的商业模式，并厘清了成本疏导路径。同时 633 号文也明确要推动抽水蓄能电站作为独 立市场主体参与市场。随着我国电力市场的逐渐成熟，其余类似辅助电源的价格机制也 有望参照抽蓄的模式。意见主要内容包含两方面：

坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策： 以竞争性方式形成电量电价：抽蓄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。 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。

完善容量电价核定机制：抽蓄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。对标行业先进水平合理核定容量电价。电站经营期按 40 年核定，经营期内 资本金内部收益率按 6.5%核定，《意见》印发前已核定容量电价的抽水蓄能电站维持原 资本金内部收益率。推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要 通过参与市场回收成本、获得收益，促进抽水蓄能电站健康有序发展。

两部制电价明确抽水蓄能电站的成本疏导机制：建立相关收益分享机 制，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的 相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80% 在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。完善 容量电费在多个省级电网的分摊方式，完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例， 容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量 电费由相关受益主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。

两部制电价是重要的过渡性政策，维持项目合理收益鼓励行业发展，长期看将被取消 两部制电价机制是抽蓄或者说调节性电源在电力市场建设过程中的重要过渡性政策。它 在电力市场无法为调节辅助电源合理定价的时候，通过机制为其提供保底收益，使项目 能保持一个合理的收益率，以此鼓励行业发展。但另一方面，由于机制进行了托底，抽 蓄项目也不可能在市场供给紧张的情况充分赚取超额收益。长期看，随着我国电力市场 建设的成熟，两部制电价也将逐渐取消，抽蓄项目将完全通过电力市场获取收益。

2.2.3、峰谷价差拉大，为抽蓄和储能提供盈利弹性

2021 年国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，“通知”提出拉大峰谷 电价价差，并设立尖峰电价。新的分时电价机制有利于各类储能项目在电力市场中通过 合理运营增加收益，扩大其发展空间。2022 年 1 月，国家发改委和能源局印发《关于加 快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出进一步推动电力市场建设，完善 电力市场体系的功能，积极稳妥推进电力现货市场建设，完善电力辅助服务市场等。

根据 633 号文，抽蓄电站在有电力现货市场的区域都将通过现货市场形成抽水和放水价 格，即抽蓄电站可以通过电力市场高抛低吸，形成额外收入，而不只是回收抽水、发电 的运行成本。根据各省份推出的分时电价机制，大部分省份的峰谷电价比都达到了 4.8:1 或 3.6:1。在部分用电紧张的省份，现货市场的单日最高电价和最低电价价差会更大。目 前抽蓄电站转化效率普遍达到为 75%-80%，这意味着抽蓄电站可以通过现货市场获取较 大的额外收入，增厚利润。由于容量电价是 3 年一期进行核准，电量电价形成的收入在期末核算时才会被电网收走 80%冲抵容量电量电价（容量电价根据企业和电网商议，通常是月付或季付）。因此在此 前的时间企业可以自由支配这部分利润，获取额外的收益。

2.3、新型储能有望实现爆发式增长，逐步探索商业模式

“十四五”新型储能顶层规划已完成，“新能源+储能”将是主要应用场景。与世界其他 国家和地区相比，我国储能与新能源装机容量的比例，即“储新比”，明显偏低，2020 年中国的储新比约为 6.7%，而中国以外其他国家和地区的储新比为 15.8%，随着可再生 能源比例提高，我国储能将迎来巨大的发展机遇。一方面，加快建立新型储能项目管理机制，规范行业管理，强化安全风 险防范；另一方面，明确新型储能独立市场地位，完善市场化交易机制，充分发挥市场 在资源配置中的决定性作用。

我国新型储能规模有望在 2025 年达到 4000 万千瓦。截至 2021 年底，我国新型储能规 模达到了 573 万千瓦，2021 年新增了 240 万千瓦。2021 年 7 月，国家发改委、能源局印 发《新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年实现新型储能从商业化初期向规模化发 展转变，装机规模达 3000 万千瓦以上，到 2030 年，实现新型储能全面市场化发展。此 后 12 个省、自治区出台了本区域的“十四五”规划，合计储能装机目标达到了 4320 万 千瓦。

目前新型储能商业模式还在积极探索中，各省政策不尽相同，但主要以调峰辅助市场+ 租赁费用+市场现货电价差组成。由于各类新型储能技术与抽蓄实现的功能并不完全相 同，且抽蓄建设周期太长，远水解不了近渴，因此多个省份纷纷出台自己的独立储能政 策，以鼓励新型储能的发展。整体看，除市场现货电价差盈利部分，各省份推出相关政 策根据充当电小时数、电站装机规模等指标进行补贴，对独立储能充放电容量进行容量 补偿及租赁费、辅助调节服务费等。

目前由于电力系统对于调节辅助资源的需求十分旺盛，供需十分紧张，我们认为独立储 能项目现阶段可以通过现货市场进行峰谷价差套利或向电网提供调峰调频获得可观的超 额收益。由于有超额收益的存在，未来一两年涌入电力市场的辅助电源规模将快速扩大， 供需将逐渐走向平衡乃至宽松，项目收益率将会回落。长期看，我们认为储能运营商会 回归公用事业属性，呈现出重资产、长周期、收益稳定但收益率不高的特点。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）