抽水蓄能行業專題：抽蓄建設風起云涌哪些企業受益？-220811（43頁）.pdf

1、 證券研究報告證券研究報告 請務必閱讀正文之后第請務必閱讀正文之后第 41 頁起的免責條款和聲明頁起的免責條款和聲明 抽蓄抽蓄建設風起云涌建設風起云涌，哪些企業受益？哪些企業受益？抽水蓄能行業專題2022.8.11 中信證券研究部中信證券研究部 核心觀點核心觀點 孫明新孫明新 基礎材料和工程服務行業首席分析師 S1010519090001 華鵬偉華鵬偉 電力設備與新能源行業首席分析師 S1010521010007 袁健聰袁健聰 新能源汽車行業 首席分析師 S1010517080005 李想李想 公用環保行業首席分析師 S1010515080002 “碳中和”背景下，以風、光發電為代表的新能源裝

2、機規?？焖贁U容，大幅提“碳中和”背景下，以風、光發電為代表的新能源裝機規?？焖贁U容，大幅提升升電力系統對儲能技術應用的需求電力系統對儲能技術應用的需求，而抽水蓄能憑借，而抽水蓄能憑借技術成熟技術成熟、連續儲能時間、連續儲能時間長、裝機容量大、長、裝機容量大、度電成本低度電成本低等多項優勢，預計將繼續作為主流儲能技術。我等多項優勢，預計將繼續作為主流儲能技術。我國當前抽水蓄能裝機規模遠低于未來潛在需求，根據能源局規劃及人民日報發國當前抽水蓄能裝機規模遠低于未來潛在需求，根據能源局規劃及人民日報發文，近文，近 10 年間抽蓄建設將大幅提速，同時，年間抽蓄建設將大幅提速，同時，2021 年抽水蓄能電

3、價改革的落地年抽水蓄能電價改革的落地也將在保障投資方基本收益的同時，釋放向上盈利彈性。抽水蓄能產業鏈也將在保障投資方基本收益的同時，釋放向上盈利彈性。抽水蓄能產業鏈大致大致包括投資運營、總承包、設備三大核心環節包括投資運營、總承包、設備三大核心環節。新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優?！疤贾泻汀奔s束下，我國以風電、光電為代表的可再生能源裝機規模及占比快速提升，而可再生能源發電具有波動性，提高了電力系統對儲能技術應用的需求，儲能可緩解或解決電能供需在時間和強度上不匹配的問題。對比其他儲能技術，抽水蓄能具有技術成熟、連續儲能時間長、裝機容量大、

4、度電成本低等多項優勢，是當前最主流的儲能技術，根據中國能源研究會儲能專委會等發布的儲能產業研究白皮書 2022，2021 年抽水蓄能在國內各項儲能裝機規模中占比達到 86.3%。抽蓄供遠低于求，近抽蓄供遠低于求，近 10 年建設進度將大幅提速年建設進度將大幅提速。我國 2021 年底抽水蓄能裝機容量為 36.4GW，需求端需求端，抽水蓄能與風光發電裝機量之比從 2015 年 13.3%下降至 2021 年 5.7%，現有抽水蓄能裝機量無法滿足風光發電快速發展的需求：1）對比美國 2020 年水平（10.2%，根據 Wind 數據計算），我們預測國內到 2030年抽蓄裝機需求為 122.4GW；

5、2）若按照各地 2021 年來風光配儲 10%-20%的要求測算，樂觀情形下，到 2030 年，國內抽蓄需求須達到 154GW。供給端供給端，國家能源局規劃到 2025、2030 年我國抽水蓄能投產裝機規模將分別達到62GW、120GW，而 2022 年經濟增長依賴基建發力背景下，抽蓄電站加快開工。我們從北極星儲能網檢索國內抽水蓄能項目動態，據不完全統計，2022 年 17月，全國新立項、新簽約、進行預可研或可研審查、新開工的抽水蓄能項目超過168 個，裝機量超過 202GW，項目推進速度明顯加快。根據中國電建集團董事長丁焰章在人民日報（2022 年 6 月 13 日，第 11 版）發文，“十

6、四五”我國抽水蓄能開工目標高達 270GW，遠超能源局規劃進度。我們根據抽水蓄能項目單瓦投資（平均 6.2 元）及建設周期（平均 6.4 年）測算，“十四五”至“十五五”10 年期間，我國抽蓄年均投資規?；虺?1600 億元。電改助力抽蓄走出盈利低谷，激發各方參與動力電改助力抽蓄走出盈利低谷，激發各方參與動力。我國抽水蓄能電站電價定價政策發展相對曲折，長期以來其收益與成本脫鉤，主要由電網企業負責投資運營，其他各方參與意愿總體較低。2021 年國家發改委發布關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見，一方面通過容量電價保障投資企業 6.5%的保底資本金內部收益率，另一方面通過 20%電量電價分成，

7、打開投資企業盈利向上彈性，即抽蓄電站可在電價波谷抽水、電價高峰發電，從而獲取差價盈利，我們測算一座裝機容量為 1.2GW 的抽蓄電站，在度電價差為 0.9 元（部分省份目前波峰、波谷電價差已超過 1 元）、年發電小時數為 1200 小時情形下，僅電量電價可分享的收益就達到 2.59 億元。產業鏈包括投資運營、總承包、設備三大環節產業鏈包括投資運營、總承包、設備三大環節。產業鏈角度，抽水蓄能大致包括投資運營、總承包、設備三大核心環節：1）投資運營環節主要參與者為國家電網、南方電網，2021 年兩者在在運抽蓄電站裝機量占比分別為 63.3%、22.9%，其中文山電力曾公告擬通過資產重組獲南網雙調的

8、抽水蓄能、調峰水電等資產，將成為南方電網唯一抽蓄業務上市平臺；2）總承包環節，中國電建承擔了國內絕大部分抽蓄電站的規劃或建設工作，在國內抽水蓄能規劃設計方面市場份額約90%，承擔建設項目份額約 80%，并在 2022 年擬使用定增募集資金投資運營第 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 2 李家明李家明 基礎材料和工程 服務分析師 S1010522070001 華夏華夏 電力設備與新能源分析師 S1010520070003 汪浩汪浩 新能源汽車分析師 S1010518080005 一個抽蓄電站項目，全年投資計劃中計劃核準抽水蓄能項目 4 個，總

9、裝機容量約為 5GW。中國能建葛洲壩集團先后承建江蘇宜興等多個抽水蓄能電站等項目，打響了抽水蓄能電站建設品牌，并在 2022 年與中國電建聯手成立聯合體承接抽水蓄能項目；3）設備環節，哈爾濱電氣和東方電氣是國產抽蓄機組主機設備生產的骨干企業，正持續引領抽蓄機組國產化替代。風險因素：風險因素：抽水蓄能項目建設進度不及預期；其他儲能對抽水蓄能形成替代；政策變化導致抽水蓄能資產盈利波動；各環節競爭加劇導致企業盈利空間縮窄；局部疫情反復超預期抑制電力需求。投資策略投資策略：“碳中和”背景下，以風、光發電為代表的新能源裝機規?？焖贁U容，大幅提升電力系統對儲能技術應用的需求，而抽水蓄能憑借技術成熟、連續儲

10、能時間長、裝機容量大、度電成本低等多項優勢，將繼續作為主流儲能技術。我國當前抽水蓄能裝機規模遠低于未來潛在需求，根據國家能源局規劃及電建集團董事長在人民日報發文，我們預計近 10 年間抽蓄建設將大幅提速。此外，2021年抽水蓄能電價改革的落地也將在保障投資方基本收益的同時，釋放向上盈利彈性。抽水蓄能產業鏈大致包括投資運營、總承包、設備三大核心環節，建議關注總承包環節的中國能建、中國電建，投資運營環節的文山電力，設備環節的東方電氣。重點公司盈利預測、估值及投資評級重點公司盈利預測、估值及投資評級 簡稱簡稱 代碼代碼 收盤價收盤價 EPS PE 評級評級 21 22E 23E 24E 21 22E

11、 23E 24E 文山電力 600995.SH 17.48 0.03 0.27 0.35 0.41 583 65 50 43 買入 中國電建 601669.SH 6.98 0.57 0.77 1.02 1.38 12 9 7 5 買入 中國能建 601868.SH 2.22 0.16 0.20 0.23 0.26 14 11 10 9-東方電氣 600875.SH 16.50 0.73 0.95 1.18 1.41 23 17 14 12 買入 資料來源：Wind，中信證券研究部預測；注：股價為 2022 年 8 月 8 日收盤價，中國能建盈利預測為Wind 一致預期。抽水蓄能抽水蓄能行業行業

12、 評級評級 強于大市（維持）強于大市（維持）WY4WPY5WFXQXAUDV8ObP9PtRmMoMpNjMmMvNfQpOnM8OpOtMwMmNpMvPnPsO 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 3 目錄目錄 新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優.6“雙碳”背景下新能源發電比例提升，儲能提升電力系統穩定性.6 抽水蓄能技術成熟、經濟性良好，是當前大規模儲能的主流技術.9 抽蓄供遠低于求，近抽蓄供遠低于求，近 10 年建設年建設進度將大幅提速進度將大幅提速.12 需求：風光發電裝機提速，

13、抽水蓄能配建需求隨之而起.12 供給：抽蓄規劃“十四五”、“十五五”持續翻番，穩增長背景下再度提速.14 電改助力抽蓄走出盈利低谷，激發各方參與動力電改助力抽蓄走出盈利低谷，激發各方參與動力.19 抽蓄電站電價政策曲折，成本難以順利傳導.19 兩部制電價新政策完善抽蓄價格形成機制，收益保底兼具向上彈性.23 電力現貨市場峰谷價差擴大，為抽蓄電量電價打開盈利空間.24 輔助服務為抽蓄電站提供補償.29 產業鏈：投資運營、總承包、設備三大環節產業鏈：投資運營、總承包、設備三大環節.32 抽水蓄能產業鏈大致包括投資運營、總承包、設備三大核心環節.32 投資運營：兩大電網主導，發電企業入場.33 總承

14、包：龍頭份額高度集中.36 設備：哈電、東電引領抽蓄機組國產化替代.38 風險因素風險因素.39 投資策略投資策略.40 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 4 插圖目錄插圖目錄 圖 1：20092021 年主要類型電源發電量占比情況.6 圖 2：可再生能源在不同發展階段對電網的挑戰.6 圖 3：全國棄風率逐月變化情況.6 圖 4：全國棄光率逐月變化情況.6 圖 5：各電網最高用電負荷逐月變化情況.7 圖 6：全國最高發電負荷與最高用電負荷差值逐月變化情況.7 圖 7：儲能在各環節、應用場景的價值體現.8 圖 8：主要儲能技術分類.8 圖 9

15、：抽水蓄能電站示意.9 圖 10：中國電力儲能市場累計裝機規模類型結構.9 圖 11：各類儲能技術年發電量隨發電時間變化.11 圖 12：各類儲能技術度電成本隨發電時間變化.11 圖 13：不同儲能技術在各應用場景下的最低度電成本（2020 年和 2040 年）.11 圖 14：中國純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量之比.12 圖 15：全球和部分國家純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量之比.12 圖 16：全國抽水蓄能站點資源區域分布.15 圖 17：規劃與實際抽水蓄能電站裝機量對比.15 圖 18：2022 年 17 月新立項、新開工抽水蓄能項目裝機量不完全統計.16 圖 19：“十四五”期間抽

16、蓄建設進度或超國家能源局 2021 年規劃.17 圖 20：在運、在建、擬建抽蓄電站單體投資額.17 圖 21：在運、在建、擬建抽蓄電站單瓦投資額.17 圖 22：分省市抽蓄電站單體投資規模.18 圖 23：在運、在建、擬建抽蓄電站建設時間.18 圖 24：國網新源執行兩部制電價的收入情況.22 圖 25：國網新源執行兩部制電價的利潤情況.22 圖 26：2021 年新規的電量電價計算方式.24 圖 27：山東電力現貨交易市場用戶側價格單日波動.25 圖 28：2022 年 6 月山東電力現貨交易市場單日價差.25 圖 29：2022 年 6 月山東電力現貨交易市場單日最高價最低價出現時間.2

17、5 圖 30：2022 年 17 月部分地區一般工商業峰谷電價差平均值.27 圖 31：抽蓄電站利用電力市場峰谷價差實現套利模式示意.28 圖 32：抽水蓄能產業鏈主要環節及參與企業情況.32 圖 33：全國在運抽水蓄能電站市占率（截至 2022 年 7 月）.33 圖 34：全國在建抽水蓄能電站市占率（截至 2022 年 7 月）.33 圖 35：國家電網在運、在建抽水蓄能電站分布（截至 2020 年年底）.35 圖 36：全國抽水蓄能電站機組設備累計使用情況.38 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 5 表格目錄表格目錄 表 1：儲能技術

18、類型、應用場景與作用時間.8 表 2：常規水電站改建混合抽水蓄能電站的路徑.10 表 3：儲能技術比較.10 表 4：基于風光發電裝機量的純抽水蓄能需求預測.13 表 5：部分省市風光發電配儲要求.13 表 6：基于風光配儲的儲能需求預測.14 表 7：國家和部分省市“十四五”規劃抽水蓄能項目.15 表 8：“十四五”至“十五五”10 年期間抽蓄投資規模預測.19 表 9：國內外抽水蓄能電站主流電價機制比較.20 表 10：國網新源抽水蓄能機組盈利能力測算.20 表 11：南網雙調惠州抽蓄經營情況.21 表 12：國網新源兩部制電價抽蓄電站購電成本與上網電價.22 表 13：五凌電力在 201

19、3 年出售黑麋峰抽蓄電站前后盈利水平大幅改善.23 表 14：呼和浩特抽水蓄能電站經營情況.23 表 15：抽蓄電站定價模式變化示意.24 表 16：部分地區峰谷分時電價峰平谷電價標準.26 表 17：2022 年 17 月部分地區一般工商業峰谷電價差.27 表 18：不同抽水電價和上網電價組合情境下的發電度電價差收益測算.28 表 19：不同發電小時和度電價差收益組合情境下的可分享收益測算.29 表 20：電力輔助服務分類及補償方式.30 表 21：抽水蓄能參與調峰獲得收益/補償的方式比較.31 表 22：廣州抽水蓄能電站一期的容量電費結算模式.32 表 23：2021 年抽蓄電站工程造價各

20、部分投資占比.33 表 24：部分非電網企業投資抽蓄項目情況.34 表 25：南網雙調公司儲能和調峰水電業務資產及定價模式.36 表 26：中國能建參建的部分抽水蓄能項目.37 表 27：在運在建抽水蓄能項目國產機組供應商.39 表 28：重點企業盈利預測及估值.40 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 6 新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能占優“雙碳”“雙碳”背景下背景下新能源發電比例提升，儲能新能源發電比例提升，儲能提升電力系統穩定性提升電力系統穩定性 新能源發電量提升新能源發電量提升，電

21、網，電網調節難度增加調節難度增加。2009 年至今，我國各類電源發電量中風電、太陽能發電等新能源發電占比不斷上升，2021 年可再生能源發電占比約 32.6%，其中風電和太陽能發電量占比約為 7.8%和 3.9%?？稍偕茉礉B透比例提升對電網整體的穩定性帶來挑戰。當可再生能源滲透比例為 10%30%時，對電網的挑戰來源于送出網絡和并網等局部環節，體現為局部地區的棄風和棄光。根據全國新能源消納監測預警中心統計，我國棄風棄光問題在 2018 年后已得到緩解。當可再生能源滲透比例達到 30%50%時，發電設備的分布式與集中式并存使電源側與負荷側的不匹配程度大幅度增加；我國光伏和風電裝機增速加快，電力

22、系統正邁入此階段，調峰調頻需求增大，電網調節難度增加?？稍偕茉礉B透比例超過 50%時，電力系統的經濟性、穩定性都將受到影響，需要未雨綢繆保障電力系統穩定、安全運行。圖 1：20092021 年主要類型電源發電量占比情況 資料來源：Wind，中信證券研究部 圖 2：可再生能源在不同發展階段對電網的挑戰 資料來源：高比例可再生能源電力系統關鍵技術及發展挑戰（卓振宇、張寧、謝小榮 等），中信證券研究部 圖 3：全國棄風率逐月變化情況 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，中信證券研究部 圖 4：全國棄光率逐月變化情況 資料來源：全國新能源消納監測預警中心，中信證券研究部 0.0%10.0%20.0

23、%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%2009201020112012201320142015201620172018201920202021火電水電風電太陽能發電核電0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%2017201820192020202120220.0%2.0%4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%201720182019202020212022 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 7 尖峰負荷尖峰負荷快速增長快速增長，儲能需求攀升。，儲能需求攀

24、升。隨著三產及居民生活用電比重不斷上升，負荷尖峰化特征明顯，尖峰負荷規模持續增加，尖峰負荷單次持續時間短、出現頻次低、波動性明顯、電量少，但對電力系統產生挑戰。2010-2021 年，全國電網最高用電負荷從 596.4GW增至 1191.6GW，全國最高發電負荷低于全國最高用電負荷的現象越來越明顯。2021 年，國務院印發2030 年前碳達峰行動方案中要求，“到 2030 年省級電網基本具備 5%以上的尖峰負荷響應能力”。2022 年上海市人民政府發布上海市碳達峰實施方案提出“到2025 年需求側尖峰負荷響應能力不低于 5%”。依靠增加發電裝機量來應對尖峰負荷會造成資源浪費，利用儲能技術應對尖

25、峰負荷可以提高電力系統穩定性、節省電網投資成本。圖 5：各電網最高用電負荷逐月變化情況（GW）資料來源：Wind，中信證券研究部 說明：南方電網 2010 年 12 月、2011 年 12 月缺少統計值，分別取前后兩月統計值的平均值計。圖 6：全國最高發電負荷與最高用電負荷差值逐月變化情況（GW）資料來源：Wind，中信證券研究部測算 說明：根據 Wind 統計的全國主要電網最高用電負荷和最高發電負荷測算。儲能儲能在在電力系統中發揮功能價值、容量價值、能量價值電力系統中發揮功能價值、容量價值、能量價值，提升電力系統靈活性，提升電力系統靈活性與穩定與穩定性性?？稍偕茉窗l電具有波動性，提高了電力

26、系統對儲能技術應用的需求，儲能可緩解或解決電能供需在時間和強度上不匹配的問題。電源側儲能可優化、減少棄風棄光，緩解能源浪費；電網側儲能可提供調峰調頻服務，削峰填谷，維持供需平衡，降低電網系統波動性；用戶側儲能可調節用電時間，在電力網絡外短時供電，保證電力質量。0.0200.0400.0600.0800.01,000.01,200.02006-072006-122007-052007-102008-032008-082009-012009-062009-112010-042010-092011-022011-072011-122012-052012-102013-032013-082014-01

27、2014-062014-112015-042015-092016-022016-072016-122017-052017-102018-032018-082019-012019-062019-112020-042020-092021-022021-072021-122022-05華北東北華東華中南方西北-1.50-1.00-0.500.000.501.001.502.002.503.002017-022017-042017-062017-082017-102017-122018-022018-042018-062018-082018-102018-122019-022019-042019-06

28、2019-082019-102019-122020-022020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-042022-06全國最高發電負荷與全國用電負荷差值 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 8 圖 7：儲能在各環節、應用場景的價值體現 資料來源：中國高比例新能源帶來的平衡挑戰（郭劍波），中信證券研究部 儲能技術儲能技術應用應用于于多多應用場景應用場景，多，多時間尺度時間尺度調峰調頻調峰調頻。按照技術路徑分類，儲

29、能可分為機械儲能、電化學儲能、電磁儲能等類型，滿足多類應用場景需求，在秒級、分鐘級、小時級及以上等多時間尺度發揮作用。秒級儲能功率高、響應速度快，應用于電網支撐、輔助一次調頻，提升電能質量；分鐘至小時級儲能需要具有一定規模、循環次數多，應用于削峰填谷，平滑電力系統出力；數小時及以上級別的儲能規模大（100MW 以上）、循環次數多（充放 5000 次以上）、運行壽命長、能量吞吐規模大，應用于電網削峰填谷和負荷調節。在各類儲能技術中，抽水蓄能因其技術成熟、儲能容量大、循環壽命長，在多時間尺度發揮調峰調頻作用。圖 8：主要儲能技術分類 資料來源：儲能技術分類及國內大容量蓄電池儲能技術比較（鞏俊強、鄧

30、浩、謝瑩華），能源互聯網背景下的電力儲能技術展望（李建林、田立亭、來小康），氫儲能系統關鍵技術及應用綜述（霍現旭、王靖、蔣菱 等），中信證券研究部 表 1：儲能技術類型、應用場景與作用時間 作用時間作用時間 應用場景應用場景 運行特點運行特點 技術要求技術要求 主要類型主要類型 秒級 電網支撐 輔助一次調頻 電能質量 動作周期隨機 毫秒級效應 大功率充放電 高功率、高響應速度、高存儲/循環壽命、高功率密度和緊湊型設備形態 飛輪儲能 超級電容器 抽水蓄能 電化學儲能 分鐘至數小時級 平滑系統出力 二次調頻 削峰填谷 提高設備利用率 充放轉換頻繁 秒級響應 能量需求大 具備一定的規模、高循環壽命、

31、便于集成的設備形態 電化學儲能 抽水蓄能 數小時級以上 電網削峰填谷 負荷調節 大規模能量吞吐 大規模（100MW、100MWh 以上）、深充深放（循環壽命 5000次以上）、資源和環境友好、成本低 抽水蓄能 壓縮空氣儲能 熔融鹽 儲氫 資料來源：中國高比例新能源帶來的平衡挑戰（郭劍波），中信證券研究部 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 9 抽水蓄能技術成熟、經濟性良好抽水蓄能技術成熟、經濟性良好，是當前大規模儲能的主流技術，是當前大規模儲能的主流技術 抽水蓄能的基本原理為水的重力勢能與電能的相互轉化。抽水蓄能的基本原理為水的重力勢能與電能

32、的相互轉化。抽水蓄能電站主要由海拔高度不同的上下水庫、水輪機、水泵組成。用電高峰時，高海拔上水庫向低海拔下水庫放水推動水輪機發電，將水的重力勢能轉化為電能；用電低谷時，水泵從下水庫向上水庫抽水，將電能轉化為水的重力勢能。抽水蓄能電站的效率約為 75%，即抽水耗電量與發電量比例約為 4:3，簡稱為“抽四發三”。圖 9：抽水蓄能電站示意 資料來源：Voith 官網，中信證券研究部 抽水蓄能抽水蓄能是是當前當前累計裝機規模最大的電力儲能方案。累計裝機規模最大的電力儲能方案。根據中國能源研究會儲能專委會的全球儲能項目庫不完全統計，截至 2021 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模中，抽水蓄能的累

33、計裝機規模占比達 86.3%，占據主導地位；新型儲能累計裝機規模占比12.5%，包括電池（鋰離子、鉛蓄、液流等）、壓縮空氣、超級電容、飛輪等。我們根據電化學儲能和其他儲能占比增速測算，預計 2030 年抽水蓄能占比為 64%。能源 雜志 2022年第 7 期抽水蓄能冷與熱（武魏楠）報道，中國電建總工程師周建平“初步測算全國儲能規模 2030 年將超過 2.4 億千瓦,其中抽水蓄能規模超 1.8 億千瓦”，2030 年抽水蓄能規模約占儲能規模的三分之二。圖 10：中國電力儲能市場累計裝機規模類型結構 資料來源：2017 至 2022 年度儲能產業研究白皮書（CNESA；2016-2021 數據）

34、，中信證券研究部預測。0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2016201720182019202020212025E2030E抽水蓄能電化學儲能其他 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 10 常規水電站可以改建為混合抽水蓄能電站。常規水電站可以改建為混合抽水蓄能電站。抽水蓄能電站根據能否利用天然徑流發電，可以分為純抽水蓄能電站和混合式抽水蓄能電站。純抽水蓄能電站的運行依靠上下水庫的水循環，需要適時補水；混合抽水蓄能電站有天然徑流匯入，可利用徑流進行常規發電。常規水電站通過上庫結合、加泵擴機、一體化改造的方式，可以

35、改建為混合抽水蓄能電站，在常規發電的基礎上，補充抽水蓄能調峰調頻的功能。利用常規水電改造的混合抽蓄電站建設周期短，例如白山抽水蓄能電站利用下游已建的紅石水庫為下庫、白山水庫為上庫進行改建，工期 46 個月，較新建抽蓄電站工期（7 年左右）大幅縮短。表 2：常規水電站改建混合抽水蓄能電站的路徑 改建路徑改建路徑 說明說明 上庫結合 常規水電站水庫作為上庫，下游選址新建下庫 加泵擴機 常規水電站水庫作為水庫，下庫利用相鄰常規水電站水庫或新建下水庫 一體化改造 相鄰兩個梯級水庫分別作為上、下庫，開挖地下廠房和輸水系統 資料來源：常規水電結合開發抽水蓄能效益分析及開發建議（任志武、何永勝、胡小麗 等）

36、，中信證券研究部 抽水蓄能抽水蓄能技術成熟，技術成熟，運行運行穩定穩定，但建設周期較長，但建設周期較長。從儲能時效上看，抽水蓄能技術屬于長時儲能技術，連續儲能時間長，裝機容量大，可穩定用于電力系統削峰填谷和離網儲能；但與同屬長時儲能的電化學儲能相比（秒級），抽水蓄能的響應時間更長（分、秒級）。從使用壽命看，抽水蓄能依托上下游水庫發揮作用，在工程施工質量得到保障的前提下，抽蓄電站壩體可使用數十年，電機設備等我們預計使用年限也可達 50 年左右。但水庫等土建類基礎設施建設周期長、選址要求高，施工周期遠超過其他類型儲能方式。表 3：儲能技術比較 儲能類型儲能類型 響應響應時間時間 放電放電時長時長

37、壽命壽命（年）（年）建設期建設期（年）（年）能量能量轉轉換效率換效率 度電成本（元度電成本（元/kWh）里程成本里程成本（元（元/MW）其他優點其他優點 其他缺點其他缺點 機械儲能 抽水蓄能 分/秒 4h 50 7 7085%0.210.25 技術成熟、容量 大、運行穩定 建設周期長、選址要求高 壓縮空氣儲能 分 3050 2 5065%容量大 能量轉換率低、響應速度慢、依賴地形和燃氣資源 飛輪儲能 毫秒 數秒 20 95%9.2312.75 功率密度大、響應速度快 儲能量低 電化學儲能 鋰離子電池 毫秒 1h 515 1 9095%0.621.26 6.189.78 功率、能量密度大，響應速

38、度快 安全隱患大、成本高 鉛蓄電池 毫秒 4h 515 1 9095%0.610.82 技術成熟、性價比高 能量密度低、不能深充深放、環保問題 液流電池 毫秒 4h 520 1 9095%0.710.95 容量大、可深度充放、能量與功率分開控制 環境溫度要求高、需輔助液泵 電磁儲能 電磁儲能 毫秒 數秒 循環數百萬次 95%響應速度快、功率密度較高 儲能量低，維護成本高，技術不成熟 超級電容器 毫秒 數秒 10 95%12.7417.39 功率密度大 儲能量低、自放電率高 資料來源：儲能的度電成本和里程成本分析（何穎源、陳永翀、劉勇 等），各種儲能方式對比分析及抽水蓄能技術發展趨勢探討（梁廷婷

39、、崔繼國），儲能在電力系統調頻調峰中的應用（張曉晨），基于全壽命周期成本的儲能成本分析（傅旭、李富春、楊欣 等），高比例可再生能源電力系統關鍵技術及發展挑戰（卓振宇、張寧、謝小榮 等），中信證券研究部 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 11 抽水蓄能抽水蓄能現階段現階段度電成本低，但未來或被新型儲能技術超越。度電成本低，但未來或被新型儲能技術超越。度電成本（即平準化成本 LCOE）是對儲能電站全生命周期內的總成本和總處理電量進行折現處理后的儲能成本，度電成本可以判斷儲能技術的經濟性。根據倫敦國王學院 Oliver Schmidt、Sylva

40、in Melchior、Adam Hawkes 等發布的文章Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies（Joule2019 年第 1 期），在不同年循環次數和單次循環時間組成的應用場景中，抽水蓄能當前具有明顯的度電成本優勢，且在年循環 500 至 1000 次、單次循環4 至 16 小時的場景中具有絕對優勢；但隨著鋰電池、氫儲能等新型儲能技術不斷成熟，抽水蓄能的度電成本優勢或不斷下降，單次循環 16 小時以內場景的度電成本優勢將轉移至鋰電池，抽水蓄能、壓縮空氣儲能在 16 小時以上長時儲能中具

41、有成本優勢，氫儲能在 300小時以上單次循環時間的季節性儲能中的成本優勢將逐步擴大。圖 11：各類儲能技術年發電量（億千瓦時）隨發電時間（h）變化 資料來源：基于全壽命周期成本的儲能成本分析(傅旭、李富春、楊欣等)，中信證券研究部 圖 12：各類儲能技術度電成本（元/千瓦時）隨發電時間（h）變化 資料來源：基于全壽命周期成本的儲能成本分析(傅旭、李富春、楊欣等)，中信證券研究部 圖 13：不同儲能技術在各應用場景下的最低度電成本（2020 年和 2040 年）資料來源：Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Tec

42、hnologies（Oliver Schmidt、Sylvain Melchior、Adam Hawkes等），中信證券研究部 說明：圖中顏色反映在不同年循環次數和單次循環時間的應用場景下，最低度電成本所屬的儲能類型，深色表示該技術有較強成本優勢，顏色越深成本優勢越明顯；淺色表示至少有兩種技術在競爭，顏色越淺成本競爭越激烈；白色表示至少兩種技術的度電成本相差不到 5%。2020 年的成本分布反映出抽水蓄能在過半應用場景下具有成本優勢，2040 年的成本分布反映出鋰電池在過半應用場景下具有成本優勢。0.005.0010.0015.0020.0025.00200 400 600 800 1000

43、1200 1400 1600 1800 2000抽水蓄能壓縮空氣鉛酸電池鈉硫電池液流電池鋰離子電池0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.00200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000抽水蓄能壓縮空氣鉛酸電池鈉硫電池液流電池鋰離子電池 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 12 抽蓄供遠低于求抽蓄供遠低于求，近近 10 年年建設進度建設進度將將大幅提速大幅提速 需求：風光發電裝機需求：風光發電裝機提速，提速，抽水蓄能抽水蓄能配建配建需求需求隨之而起隨之而起 風光裝機量提升，

44、風光裝機量提升，現有抽水蓄能裝機量無法滿足風光發電需求現有抽水蓄能裝機量無法滿足風光發電需求。國內風光發電裝機量與抽水蓄能裝機量均逐年上升，2015-2021 年，純抽水蓄能累計裝機量復合增速為 7.9%、風電累計裝機量復合增速為 16.6%、太陽能發電累計裝機量復合增速為 39.2%，純抽水蓄能發展速度遠低于風光發電發展速度；純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量之比從 2015年13.3%下降至2021年5.7%，現有純抽水蓄能裝機量無法滿足風光發電快速發展的需求。圖 14：中國純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量之比 資料來源：Wind，中信證券研究部 圖 15：全球和部分國家純抽水蓄能裝機量與風

45、光發電裝機量之比 資料來源：Wind，中信證券研究部 通過通過進一步進一步比較其他國家的抽水蓄能與風光發電裝機情況，判斷未來我國在風光發電比較其他國家的抽水蓄能與風光發電裝機情況，判斷未來我國在風光發電快速增長時所需的快速增長時所需的純純抽水蓄能裝機量抽水蓄能裝機量。全球及美國、法國、英國、西班牙的抽水蓄能與風光發電裝機量之比均呈現逐年下降的趨勢，2020 年全球純抽水蓄能與風光發電裝機量之比為8.6%、美國為10.2%、西班牙為9.0%、英國為6.9%、法國為5.9%，均高于我國（5.7%）。根據2030 年前碳達峰行動方案要求，“到 2030 年，風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千

46、瓦以上”。我們預測，當未來我國純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量的增速一致時，即純抽蓄與風光裝機比例維持現狀（5.7%）時，2025 年純抽蓄裝機量為 48.2GW、2030 年為 68.8GW；當 2030 年純抽蓄與風光裝機之比達到 7%（英國 2020 年水平）時，2025 年純抽蓄裝機量為 53GW、2030 年為 84GW；當 2030 年純抽蓄與風光裝機之比達到 9%（西班牙 2020 年水平）時，2025 年純抽蓄裝機量為 60.5GW、2030 年為 108GW；當 2030 年純抽蓄與風光裝機之比達到 10.2%（美國 2020 年水平）時，2025 年純抽蓄裝機量為 65GW

47、、2030 年為 122.4GW。0.0%5.0%10.0%15.0%0.0100.0200.0300.0400.02015201620172018201920202021風電累計裝機量（GW）太陽能發電累計裝機量（GW）純抽水蓄能裝機量（GW）抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量之比（右軸）4.0%6.0%8.0%10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%201520162017201820192020中國美國法國英國西班牙全球 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 13 表 4：基于風光發電裝機量的純抽水蓄能需求預測 2016

48、2017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 風光發電累計裝機量（GW）223.8 294.4 358.6 413.4 535.2 635.0 697.8 760.6 823.4 886.1 1200.0 純抽蓄裝機量（GW）（2022 年后抽蓄與風光裝機之比維持現狀）26.7 29.4 30.0 30.3 30.3 36.4 39.0 41.9 45.0 48.2 68.8 純抽蓄裝機量（GW）（2030 年抽蓄與風光裝機之比達 7%）40.0 44.0 48.3 53.0 84.0 純抽蓄裝機量（GW）（2030 年抽蓄與風光

49、裝機之比達 8%）40.8 45.6 50.9 56.7 96.0 純抽蓄裝機量（GW）（2030 年抽蓄與風光裝機之比達 9%）41.5 47.2 53.5 60.5 108.0 純抽蓄裝機量（GW）（2030 年抽蓄與風光裝機之比達 10.2%）42.4 49.2 56.6 65.0 122.4 資料來源：Wind，中信證券研究部預測 說明：2022 年至 2030 年數據為預測值，2030 年風光發電累計裝機量為規劃值。風光配儲風光配儲擴大儲能建設空間擴大儲能建設空間。為緩解風光發電與用電負荷的不匹配問題，降低棄風棄光率、提高風光發電利用效率，近年來多省份在風電、光伏發電項目開發建設申報

50、方案中要求“配套建設一定比例的儲能設施或提供響應的調峰能力”。根據各省市發布的風光開發建設方案，集中式風光發電配置儲能比例大多在 10%-20%之間，配儲要求推動儲能規模擴張。表 5：部分省市風光發電配儲要求 省市省市 風電配儲風電配儲 光伏配儲光伏配儲 連續儲連續儲能小時能小時 文件文件名稱名稱 安徽 10%電化學儲能 10%電化學儲能 1 關于 2021 年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）福建 10%、15%電化學儲能 2、4 關于啟動 2022 年集中式光伏電站試點申報工作的通知 甘肅 河西 10%、其他5%河西 10%、其他5%2 關于“十四五”第一批風電、光伏發電項

51、目開發建設有關事項的通知 廣西 20%15%2 2021 年市場化并網陸上風電、光伏發電及多能互補一體化項目建設方案的通知 海南 10%1 關于開展 2021 年度海南省集中式光伏發電平價上網項目工作的通知 海南澄邁 15%25%電 化學儲能 2 關于進一步規范集中式光伏發電項目建設管理的通知 河北 南網 10%、北網15%南網 10%、北網15%3 關于做好 2021 年風電、光伏發電市場化并網規模項目申報工作的補充通知 河南 I 類區域 10%、II類區域 15%I 類區域 10%、II類區域 15%2 關于 2021 年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知 湖北 10%10%化學儲能 2

52、 湖北省 2021 年新能源項目建設工作方案（征求意見稿）湖南 15%電化學儲能 5%電化學儲能 2 關于加快推動湖南省電化學儲能發展的實施意見 江蘇 長江以南 8%，長江以北 10%2 關于開展 2022 年光伏發電市場化并網項目開發建設工作的通知 江西 10%2 關于做好 2021 年新增光伏發電項目競爭優選有關工作的通知 遼寧 10%15%3 遼寧省 2022 年光伏發電示范項目建設方案省風電項目建設方案（征求意見稿）內蒙古 15%15%4 關于推動全區風電光伏新能源產業高質量發展的意見（試行）寧夏 10%10%2 自治區發展改革委關于加快促進儲能健康有序發展的通知 青海 10%10%2

53、 支持儲能產業發展的若干措施（試行）山東 10%10%2 2021 年全省能源工作指導意見 山東棗莊 15%30%24 棗莊市分布式光伏開發建設規范 山西 10%10%15%2021 年風電、光伏發電開發建設競爭性配置工作方案 陜西 陜北地區 10%關中地區 10%、延安 10%、榆林20%2 陜西省新型儲能建設方案（暫行）（征求意見稿）抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 14 省市省市 風電配儲風電配儲 光伏配儲光伏配儲 連續儲連續儲能小時能小時 文件文件名稱名稱 天津 15%10%1 20212022 年風電、光伏發電項目開發建設和 20

54、21 年保障性并網有關事項的通知 浙江臨安 10%20%10%20%杭州臨安十四五光伏發電規劃 浙江義烏 10%2 關于推動源網荷儲協調發展和加快區域光伏產業發展的實施細則（征求意見稿）浙江諸暨 10%諸暨市整市推進分布式光伏規?；_發工作方案 資料來源：各地方政府網站，中信證券研究部 假設未來風光假設未來風光發電發電配儲比例有配儲比例有 10%、15%、20%三種情景，三種情景，2030 年前碳達峰行動方年前碳達峰行動方案案 規劃 規劃2030年風年風光光發電總裝機量發電總裝機量12億千瓦億千瓦，屆時風光配儲需求，屆時風光配儲需求將達到將達到120GW、180GW、240GW，按抽蓄占比，按

55、抽蓄占比 64%計，計，預計屆時預計屆時抽蓄規模將抽蓄規模將分別分別達到達到 77GW、115GW、154GW。表 6：基于風光配儲的儲能需求預測 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 風光發電裝機量（GW）635.0 681.5 731.5 785.1 842.6 904.3 970.6 1041.7 1118.1 1200.0 儲能類型 抽水蓄能占比 86.3%83.8%81.3%78.9%76.4%73.9%71.4%69.0%66.5%64.0%新型儲能占比 13.7%16.2%18.7%21.1%23.6

56、%26.1%28.6%31.0%33.5%36.0%情 景 一：10%配儲 所需儲能（GW）63.5 68.2 73.1 78.5 84.3 90.4 97.1 104.2 111.8 120.0 抽蓄（GW）54.8 57.1 59.5 61.9 64.4 66.8 69.3 71.8 74.3 76.8 情 景 二：15%配儲 所需儲能（GW）95.3 102.2 109.7 117.8 126.4 135.7 145.6 156.3 167.7 180.0 抽蓄（GW）82.2 85.7 89.3 92.9 96.5 100.3 104.0 107.8 111.5 115.2 情 景 三

57、：20%配儲 所需儲能（GW）127.0 136.3 146.3 157.0 168.5 180.9 194.1 208.3 223.6 240.0 抽蓄（GW）109.6 114.3 119.0 123.8 128.7 133.7 138.7 143.7 148.7 153.6 資料來源：Wind，儲能產業研究白皮書（CNESA），2030 年前碳達峰行動方案（國務院），中信證券研究部預測 說明：2021 年風光發電裝機量為 Wind 統計數據、2030 年風光發電裝機量為2030 年前碳達峰行動方案規劃值，2021 年儲能類型占比為 CNESA 統計值，其他數據均為預測值。供給供給：抽蓄抽

58、蓄規劃規劃“十四五”“十四五”、“十五十五五”五”持續持續翻番翻番，穩增長背景下穩增長背景下再度再度提速提速 抽水蓄能可建設規模大抽水蓄能可建設規模大，在運規模不及預期。，在運規模不及預期。根據中國水力發電工程學會統計，2020年國家能源局組織開展新一輪抽水蓄能中長期規劃資源站點普查工作，綜合考慮地理位置、地形地質、水源條件、水庫淹沒、環境影響、工程技術及初步經濟性等因素共普查篩選出資源站點 1529 個，總裝機規模達 16.04 億千瓦，多分布在南方、華北、華中、華東等區域。截至截至 2021 年底，我國已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約年底，我國已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約 8.14

59、 億千瓦億千瓦（重點實施（重點實施項目項目 4.21 億千瓦，規劃儲備項目億千瓦，規劃儲備項目 3.05 億千瓦）億千瓦），其中，其中 9792 萬千瓦項目已經實施萬千瓦項目已經實施。根據抽水蓄能中長期發展規劃（根據抽水蓄能中長期發展規劃（20212035 年）年），2025 年我國抽水蓄能投產裝機年我國抽水蓄能投產裝機規模規模將將達達 62GW，2030 年年將將達達 120GW，中長期規劃布局重點實施項目，中長期規劃布局重點實施項目 340 個、總裝機個、總裝機容量容量 421GW，中長期規劃儲備項目，中長期規劃儲備項目 247 個、總裝機個、總裝機 305GW?；仡櫸覈?2009 年以來

60、的抽水蓄能裝機量，均未達到歷次五年規劃的目標。為實現 2030 年碳達峰目標，“十四五”和“十五五”期間抽水蓄能電站預計將加快發展。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 15 圖 16：全國抽水蓄能站點資源區域分布（GW）資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021（中國水力發電工程學會），2021 年中國抽水蓄能發展現狀與展望（韓冬、趙增海、嚴秉忠 等），中信證券研究部 說明：西南地區站點資源量 125.1GW，納規站點資源量 143GW。圖 17：規劃與實際抽水蓄能電站裝機量對比（GW）資料來源：Wind，國家能源局，中信證券研究部 表 7：國

61、家和部分省市“十四五”規劃抽水蓄能項目 國家和國家和各省份各省份 抽水蓄能項目重點項目抽水蓄能項目重點項目 國家和國家和各省份各省份 抽水蓄能項目重點項目抽水蓄能項目重點項目 國家 已批復：華北電網區域的河北灤平、徐水、靈壽，內蒙古美岱、烏海，山東泰安二期，山西渾源；東北電網區域的遼寧莊河、大雅河，黑龍江尚志華東電網區域的浙江磐安、泰順、天臺、建德、桐廬，安徽桐城、寧國、岳西、石臺、霍山，江蘇連云港，福建云霄；華中電網區域的江西奉新、洪屏二期，河南魯山，湖北大幕山、平坦原、紫云山，湖南安化；西南電網區域的重慶栗子灣；西北電網區域的甘肅昌馬，青海哇讓，寧夏牛首山；南方電網區域的廣西南寧，貴州貴陽

62、（石廠壩）、黔南（黃絲），海南羊林。中小型抽蓄示范：在中東南部地區利用已建成的山谷水庫和沿岸山頂地勢，試點推進靈活分散的中小型抽水蓄能電站建設；研究探索利用礦井等開展中小型抽水蓄能電站布局。湖北 大型抽水蓄能：羅田平坦原、通山大幕山、黃梅紫云山、遠安寶華寺、長陽清江、五峰太平、南漳張家坪、松滋江西觀、崇陽土橋、蘄春花原、張灣黃龍灘 中小型抽水蓄能：恩施大龍潭、竹山潘口、大悟黑溝、團風魏家沖、麻城黑石咀、棗陽新市、鐘祥北山、武穴荊柱、谷城 山西 力爭建成：渾源、垣曲 力爭開工：河津、蒲縣 中長期規劃電站：絳縣、垣曲二期、西龍池二期、盂縣上社、沁源、沁水、長子、代縣黃草院 中小型抽水蓄能示范：重點

63、實施 23 個中小型抽水蓄能電站示范項目 湖南 在建：平江抽水蓄能電站 完成科研：安化、炎陵、攸縣、桃源、汨羅 中長期規劃：桂陽、雙牌、安仁、衡南、常寧、江華、瀏陽、辰溪 內蒙古 力爭投產：赤峰芝瑞 確保開工：烏海、包頭 開展規劃選址和前期論證：烏蘭察布、興安盟、呼和浩特二期、巴彥淖爾、呼倫貝爾、烏海二期、鄂爾多斯、赤峰、通遼 福建 計劃建成：廈門、永泰、周寧 加快建設：云霄 前期工作，力爭開工：仙游木蘭、永安、華安、古田溪一級 廣東 計劃投產：梅州五華、陽江陽春 開工建設：云浮水源山、肇慶浪江、汕尾三江口、惠州中洞河源岑田、梅州二期、陽江二期、茂名電白 河南 力爭建成：南陽天池、洛寧大魚溝、

64、光山五月 開工建設：魯山花園溝、揮縣九峰山、嵩縣龍潭溝、濟源逢石河、鞏義后寺河、林州弓上、靈寶窄口、汝陽菠菜溝 廣西 開工建設：南寧、灌陽、貴港、玉林、防城港、欽州、來賓、百色 推進：柳州、武鳴、梧州 遼寧 力爭建成：撫順清原一期 擬開工項目：莊河、興城、大雅河、朝陽、清原二期、太子河、玉石、龍潭 前期論證項目：阜新、西露天 青海 開工建設：貴南哇讓、格爾木南山口 力爭開工：瑪爾擋（同德、瑪沁）前期研究：龍羊峽 浙江 已開工：長龍山、寧海、縉云、衢江、磐安 計劃開工：泰順、天臺、建德、桐廬 江蘇 建設中：句容 力爭開工：連云港 開展前期工作：石碭山銅礦、韋崗青山湖 05010015020025

65、0300350400450500南方西北華中華北東北華東西南站點資源量（GW)已納入規劃的站點資源量（GW）0.020.040.060.080.0100.0120.0十一五十二五十三五十四五十五五規劃裝機量實際裝機量 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 16 國家和國家和各省份各省份 抽水蓄能項目重點項目抽水蓄能項目重點項目 國家和國家和各省份各省份 抽水蓄能項目重點項目抽水蓄能項目重點項目 江西 力爭核準建設：奉新、洪屏二期 加快推進：贛縣、鉛山、遂川、永新、尋烏 開展 30 萬千瓦級以下抽水蓄能電站試點建設。山東 開工建設：沂蒙、文登、濰

66、坊、泰安二期 推動前期工作：棗莊山亭 開展論證：青州朱崖、萊蕪船廠、威海乳山 重慶 建成：綦江蟠龍 開工建設：豐都栗子灣 四川 推動建設：大邑、道孚 寧夏 實施：青銅峽 天津 推進前期工作：薊州 資料來源：國家和各省份能源發展“十四五”規劃，中信證券研究部 2022 年年以來以來經濟增長依賴基建發力，抽蓄經濟增長依賴基建發力，抽蓄電站電站加快開工加快開工。今年，在地產投資承壓、消費疲軟背景下，經濟增長愈發依賴基建投資，而國內“鐵公基”等傳統基建已相對完善，建設空間有限，在能源轉型疊加碳中和背景下，單體投資規模較大的抽水蓄能等基礎設施將成為本輪穩增長發力主要方向。我們通過北極星儲能網檢索國內抽水

67、蓄能項目動態，據不完全統計，2022 年 17 月，全國新立項、新簽約、進行預可研和可研審查、新開工的抽水蓄能項目超過 168 個，裝機量超過 202GW，項目推進速度明顯加快。圖 18：2022 年 17 月新立項、新開工抽水蓄能項目裝機量不完全統計（單位：GW）資料來源：各地方政府網站，北極星水力發電網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 近近 10 年年期間建設進度期間建設進度或或超去年能源局規劃超去年能源局規劃。根據中國電建集團董事長丁焰章在人民日報（2022 年 6 月 13 日，第 11 版）發文發展抽水蓄能 推動綠色發展，“十四五”期間我國將在 200 個市、縣開工建設 200

68、 個以上的抽水蓄能項目，開工目標 270GW，考慮到抽水蓄能項目建設周期通常在 7 年左右，建設速度遠超去年能源局規劃（2030 年裝機達到 120GW）。020406080100120新立項、新簽約預可研、可研審查新開工 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 17 圖 19：“十四五”期間抽蓄建設進度或超國家能源局 2021 年規劃（GW）資料來源：國家能源局，人民日報，中信證券研究部預測；注：20102020 年數據來源于國家能源局歷次能源五年規劃，20252030 年規劃數據來源于抽水蓄能中長期發展規劃（20212035 年），2030

69、年數據為根據人民日報發文數據預測。綜合綜合在運、在建、擬建項目情況，抽蓄單瓦投資在運、在建、擬建項目情況，抽蓄單瓦投資 6.2 元左右元左右，且呈現上升趨勢，且呈現上升趨勢。（1）整體上裝機規模越大，投資規模越大整體上裝機規模越大，投資規模越大，1200MW 規模的抽蓄電站投資額多為 7080 億元，1400MW180MW 規模的抽蓄電站投資額多為 80100 億元。（2）單瓦投資受地域影響較）單瓦投資受地域影響較大大，目前在運、在建、擬建抽蓄電站裝機量單瓦投資約 6.2 元/瓦，廣東（610 元/瓦）、江西（59 元/瓦）、甘肅（79 元/瓦）、寧夏（8 元/瓦）等地抽蓄電站平均單瓦投資額較

70、高，可能受到地方物價水平、工程建設難度影響較大。（3）抽蓄電站單瓦投資逐步上升抽蓄電站單瓦投資逐步上升，在運項目單瓦投資大多為 46 元/瓦，在建項目單瓦投資大多為 67 元/瓦，擬建項目單瓦投資大多為 67.5 元/瓦。圖 20：在運、在建、擬建抽蓄電站單體投資額（億元）資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 圖 21：在運、在建、擬建抽蓄電站單瓦投資額（元/瓦）資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 0501001502002503003502010201520202025E2030E實際裝機量能源局規劃據人民日報發文

71、測算裝機量0.050.0100.0150.0200.0250.00100200300400投資規模（億元）裝機容量（萬千瓦）抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 18 圖 22：分省市抽蓄電站單體投資規模（元/瓦）資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 平均建設平均建設時長時長 6.4 年左右年左右。根據我們初步統計，當前抽水蓄能電站建設時間平均約 6.4年，電站裝機量越大，建設時間越長。裝機量為 1000MW-1200MW 的抽蓄電站建設時間為 57 年，裝機量 1200MW-1800MW 的抽蓄電站建設時

72、間為 68 年。與項目總投資和單瓦投資類似，抽蓄電站建設時間與裝機量規模和選址施工難度有關。圖 23：在運、在建、擬建抽蓄電站建設時間（月）資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 預測預測“十四五”至“十五五”“十四五”至“十五五”10 年期間年期間抽蓄抽蓄年均投資規?；蚰昃顿Y規?；虺?1600 億元。億元。根據前述“十四五”期間新開工 270GW 抽水蓄能項目、單瓦投資規模 6.2 元（，根據已運營、在建、擬建抽水蓄能項目測算，下同）、平均建設周期 6.4 年測算，預計在“十四五”至“十五五”10 年期間（最晚一批項目開工年份在 2025 年，而 20

73、30 年碳達峰目標約束下，其有望在 2030 年及以前完工），我國抽蓄電站建設總投資將達到 1.67 萬億元左右，年均投資規模達到 1670 億元。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 19 表 8：“十四五”至“十五五”10 年期間抽蓄投資規模預測 指標名稱指標名稱 規模規?！笆奈濉毙麻_工裝機規模（GW）270 單瓦投資（元/W）6.2 建設周期（年）6.4 總投資（億元）16740“十四五”至“十五五”10 年年均投資（億元）1674 資料來源：各地政府網站，2021 年中國抽水蓄能發展現狀與展望（韓冬、趙增海、嚴秉忠等），北極星儲能網，

74、南方電網技術情報中心，人民日報，中信證券研究部預測 電改助力抽蓄電改助力抽蓄走出盈利低谷走出盈利低谷，激發各方參與，激發各方參與動力動力 抽蓄電站電價政策抽蓄電站電價政策曲折曲折，成本難以順利傳導，成本難以順利傳導“廠網分開廠網分開”改革使”改革使抽蓄電站成本與效益分開，抽蓄電站成本與效益分開，電網公司和發電企業缺乏投資熱情電網公司和發電企業缺乏投資熱情。2002 年電力體制改革方案提出“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的目標，原國家電力公司拆分為 11 家新公司，發電企業發展迅速，發電量飆升。但抽水蓄能運行產生的費用發生在電網側，效益產生在發電側，電網公司和發電企業對抽蓄電站缺乏投資

75、熱情。租賃模式未解決收益與成本不掛鉤問題，抽蓄電站建設積極性受挫。租賃模式未解決收益與成本不掛鉤問題，抽蓄電站建設積極性受挫。2004 年關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知，規定“抽蓄電站原則上由電網經營企業建設和管理成本納入電網運行費用統一核定發電企業投資建設的抽水蓄能電站，要服從發電企業投資建設的抽水蓄能電站，要服從于電力發展規劃，作為獨立電廠參與電力市場競爭于電力發展規劃，作為獨立電廠參與電力市場競爭”；審批但未定價的抽蓄電站作為遺留問題由電網經營企業租賃經營，租賃費由政府核定。此后，在“網建網用”模式中出租人和承租人都是電網經營企業，且租賃費用與電站運行強度不掛鉤，租賃制難以發揮優

76、勢。2008 年，國家發改委發布通知將部分抽水蓄能電站的“租賃費”改為“容量電費”，核定標準不變，抽蓄電站電價以單一容量電價為主，收益與電站使用仍不掛鉤，抽蓄電站建設抽蓄電站電價以單一容量電價為主，收益與電站使用仍不掛鉤，抽蓄電站建設積極積極性受挫性受挫。抽蓄抽蓄兩部制電價兩部制電價初探初探曲折，抽水蓄能成本曲折，抽水蓄能成本傳導機制未打通傳導機制未打通。2014 年，國家發改委發布關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知，抽蓄電站實施容量電價和電量電價兩部制電價，“電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電網(或區域電網)運行費用統一核算，并作為銷售電價調整因素統籌考慮

77、”，抽蓄電站成本可由終端用戶承擔。但由于當時抽蓄電站對電網作用有限且電站產權分配不清晰，該政策并但由于當時抽蓄電站對電網作用有限且電站產權分配不清晰，該政策并未落地未落地。2016 年年省級電網輸配電價定價辦法（試行）省級電網輸配電價定價辦法（試行）規定規定，抽蓄電站抽蓄電站“不得“不得納入可計納入可計提收益的固定資產范圍提收益的固定資產范圍”。2019 年年輸配電定價成本監審辦法規定輸配電定價成本監審辦法規定，抽蓄電站成本費用抽蓄電站成本費用“不不得得計入輸配電定價成本計入輸配電定價成本”，至此，抽蓄電站建設遇冷。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條

78、款和聲明 20 表 9：國內外抽水蓄能電站主流電價機制比較 電價機制電價機制 采用條件采用條件 優勢優勢 劣勢劣勢 內部核算制 由電網公司或廠網合一的電力公司全資建設經營 電網自行結算，電網調度調用的積極性高 調用頻繁，無法明確抽水蓄能電站靜態效益和動態效益 電網統一核算機制 租賃制 沒有電力市場交易制度，沒有輔助服務市場等 計算方法簡單，方便電網統一管理調控 接受調度指令，不能自行確定生產計劃 單一容量電價 接受調度指令，運營成本隨機組運行時間增加而增加，電站運行缺乏積極性，租賃費回收經常受阻 單一電量電價 接受調度指令，容易多發超發，電網調度調用缺乏積極性 兩部制電價 有對應的輔助服務交易

79、市場或準確的電價測算方法 明確抽水蓄能電站在電網中的重要作用，更準確地計算抽水蓄能電站在電網中的價值 一般為接受調度指令，計算方法復雜，需要制定完善的招標競價方式、電價測算方法，明確工作時間節點和各方職責等 參與市場競價 發電側已實現市場化，已形成以競價為基礎的成熟的輔助服務市場 可以自己制定生產計劃，充分調動電站的積極性，使電站在電網中發揮最大作用 市場機制建立時間較長 固定收入+變動收入 資料來源：抽水蓄能電站運營模式對比分析（何峻、黎國斌、胡苗 等），中信證券研究部 從盈利情況看，從盈利情況看，“網建網用”模式下，“網建網用”模式下，僅僅電網企業運營電網企業運營的的抽蓄電站抽蓄電站盈利能

80、力盈利能力尚可尚可。以國家電網控股的國網新源控股有限公司為例，其負責開發建設和經營管理抽水蓄能電站。2022 年 3 月，國網新源運營的 22 家抽蓄電站中有 13 家執行單一容量電價。2021 年，國網新能運營的抽蓄電站抽發次數 2.9 萬次/年，上網電量 263 億千瓦時/年，綜合利用效率79.87%；公司毛利率 31.46%，凈利率 16.04%，折舊費和購電成本占成本 30%和 50%。根據在運發電機組運行情況和公司財務指標，在運抽蓄電站上網電量單度收入約 0.6 元/千瓦時、單度成本約 0.4 元/千瓦時，單度凈利潤約 0.1 元/千瓦時，按歷年發電利用小時數計算，一座 1000MW

81、 規模電站的年凈利潤約 1.2 億元、1200MW 規模電站的年凈利潤約1.4 億元。表 10：國網新源抽水蓄能機組盈利能力測算 2017 2018 2019 2020 2021 在運機組運行情況在運機組運行情況 可控裝機容量（GW）19.07 19.07 19.07 20.57 23.72 抽水次數（次）31,495 22,468 26,777 24,963 29,242 發電次數（次）29,057 27,128 23,635 26,631 33,144 抽水電量（億千瓦時）307.54 283.74 262.45 276.09 332.10 發電量（億千瓦時）243.08 225.12 2

82、08.34 220.60 265.26 上網電量（億千瓦時）236.13 218.73 202.19 215.68 262.53 綜合利用小時數（小時）2,887.00 2,669.76 2,468.75 2,516.76 2,810.14 發電利用小時數（小時）1,275.00 1,181.13 1,092.51 1,117.80 1,247.85 綜合利用效率 79.04%79.34%79.38%79.90%79.87%財務指標財務指標 營業總收入（億元）122.87 128.15 123.91 129.37 153.84 營業毛利率 26.51%28.10%28.67%32.69%31.

83、46%毛利潤（億元）32.57 36.01 35.52 42.29 48.40 營業成本（億元）90.30 92.14 88.39 87.08 105.44 折舊費（億元）28.97 28.04 27.35 28.44 31.59 折舊費占成本比重 32.08%30.43%30.94%32.66%29.96%購電成本（億元）36.92 39.47 35.42 40.43 52.71 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 21 2017 2018 2019 2020 2021 購電成本占成本比重 40.89%42.84%40.07%46.43%4

84、9.99%凈利潤（億元）16.38 16.39 17.35 16.82 24.67 凈利率 13.33%12.79%14.00%13.00%16.04%機組盈利機組盈利能力能力（測算值）（測算值）上網電量單度收入（元/千瓦時）0.52 0.59 0.61 0.60 0.59 上網電量單度成本（元/千瓦時）0.38 0.42 0.44 0.40 0.40 上網電量單度折舊費（元/千瓦時）0.12 0.13 0.14 0.13 0.12 上網電量單度購電成本（元/千瓦時）0.16 0.18 0.18 0.19 0.20 上網電量單度凈利潤（元/千瓦時）0.07 0.07 0.09 0.08 0.0

85、9 1000MW 電站年凈利潤（億元）0.88 0.89 0.94 0.87 1.17 1200MW 電站年凈利潤（億元）1.06 1.06 1.12 1.05 1.41 資料來源：國網新源控股有限公司 2021 年度跟蹤評級報告 國網新源控股有限公司 2022 年度跟蹤評級報告國網新源控股有限公司 2020 年度跟蹤評級報告（中誠信國際），中信證券研究部測算；說明：在運發電機組運行情況和財務指標數據來自歷次跟蹤評級報告，機組盈利能力為測算值。再以再以南方電網控股南方電網控股的的南方電網調峰調頻發電有限公司南方電網調峰調頻發電有限公司為例為例，其其主營抽水蓄能和調峰主營抽水蓄能和調峰水水電電。

86、惠州抽水蓄能電站由南網雙調運營，執行單一容量電價，裝機量 240 萬千瓦。根據公司公告，2021 年惠州抽蓄營業利潤 3.58 億元，凈利率達到 28.04%，高于國網新源的凈利率水平。表 11：南網雙調惠州抽蓄經營情況 2020 2021 營業收入（億元）9.51 9.63 營業成本（億元）5.25 5.22 營業利潤（億元）3.13 3.58 凈利潤（億元）2.28 2.70 凈利率 23.97%28.03%資料來源：文山電力重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書（草案），中信證券研究部 不過從盈利結構上看不過從盈利結構上看，即使是電網運營的抽蓄電站，也即使是電網運營

87、的抽蓄電站，也未未充分充分發揮兩部制電價的盈利發揮兩部制電價的盈利性性。根據國網新源公告，在公司執行兩部制電價的抽蓄電站中，容量電價收入和電量電價收入約占總收入的 70%和 30%，容量電價利潤和電量電價利潤約占總利潤的 85%和 15%。根據執行兩部制電價抽蓄電站的上網電量，按 79.5%的綜合利用效率（20172021 年國網新源運營抽蓄電站利用效率平均值）測算購電量和單位購電成本，2016-2019 年 9 月，單位購電成本 0.2710.277 元/千瓦時，平均上網電價 0.3690.370 元/千瓦時。購電成本約為上網電價的 73.474.9%，與電站綜合利用效率 79.5%接近，未

88、創造足夠大的盈利空間（抽發電價比值越低，與電站利用效率差距越大，盈利空間越大），導致抽蓄電站未發揮兩部制電價應有的盈利性。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 22 表 12：國網新源兩部制電價抽蓄電站購電成本與上網電價 2016 2017 2018 2019M19 上網電量（億千瓦時）85.79 104.72 111.18 75.34 平均上網電價（元/千瓦時）0.370 0.369 0.376 0.370 購電成本（億元）29.49 35.92 38.67 26.33 購電量（億千瓦時）（按 79.5%利用效率測算）107.90 132.4

89、9 140.13 94.91 單位購電成本（元/千瓦時）（按 79.5%利用效率測算）0.273 0.271 0.276 0.277 購電成本與上網電價之比（按 79.5%利用效率測算）73.9%73.5%73.4%74.9%資料來源：國網新源控股有限公司 2020 年度第一期中期票據募集說明書，中信證券研究部測算 說明：上網電量、平均上網電價、購電成本數據來自募集說明書，購電量、單位購電成本、購電成本與上網電價之比為按79.5%利用效率測算值。圖 24：國網新源執行兩部制電價的收入情況 資料來源：國網新源控股有限公司 2020 年度第一期中期票據募集說明書，中信證券研究部 圖 25：國網新源

90、執行兩部制電價的利潤情況 資料來源：國網新源控股有限公司 2020 年度第一期中期票據募集說明書，中信證券研究部 非電網企業運營抽蓄電站非電網企業運營抽蓄電站盈利能力盈利能力偏偏弱弱甚至持續虧損甚至持續虧損。具體而言：1）2013 年，湖南黑麋峰抽水蓄能電站作為當時全國唯一一家由非國家電網企業獨家控制的發電公司擁有并運營的抽蓄電站，由五凌電力（中國電力持股 63%）出售至國網新源，評估價值 35.42億元，包含黑麋峰抽水蓄能電廠全部資產及相關負債、人員。五凌電力五凌電力在出售公告中在出售公告中稱稱“出“出售事項會減少整體運營成本及風險”售事項會減少整體運營成本及風險”；2）內蒙古呼和浩特抽水蓄

91、能電站承擔蒙西電網調峰填谷等任務，于 2015 年全部機組投運，總裝機容量 1200MW。運行初期，三峽集團持股61%，其他股東包括華能、大唐、龍源等風電公司。但但 2016-2018 年年呼蓄運營連年虧損，呼蓄運營連年虧損，導致導致 2018 年年三峽集團三峽集團轉讓呼蓄電站股權轉讓呼蓄電站股權至內蒙古電力（集團）有限責任公司（蒙西電網），至內蒙古電力（集團）有限責任公司（蒙西電網），由蒙西電網運營。由蒙西電網運營。0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%0.0020.0040.0060.0080.00100.0020162017201820190109容量電價收入（億元）

92、電量電價收入（億元）容量電價收入占比（右軸）電量電價收入占比（右軸）0.00%20.00%40.00%60.00%80.00%100.00%0.005.0010.0015.0020.0020162017201820190109容量電價利潤（億元）電量電價利潤（億元）容量電價利潤占比（右軸）電量電價利潤占比（右軸）抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 23 表 13：五凌電力在 2013 年出售黑麋峰抽蓄電站前后盈利水平大幅改善 2010 2011 2012 2013 2014 五凌電力可控裝機量（萬千瓦）528.55 528.55 529.82

93、 462.72 475.82 五凌電力發電量（億千瓦時）109.03 88.10 124.16 131.27 173.36 黑麋峰抽蓄電站發電量（億千瓦時）0.88 0.68 2.07 1.44 五凌電力主營業務收入（億元）30.48 27.74 35.54 40.21 52.79 五凌電力主營業務成本（億元）15.89 18.06 18.55 17.95 21.97 五凌電力主營業務利潤（億元）14.59 9.68 3.78 13.17 13.14 五凌電力營業外收入（億元）0.15 0.03 0.03 7.83 1.33 資料來源：五凌電力有限公司跟蹤評級報告 2014 五凌電力有限公司

94、2016 年度第二期短期融資券募集說明書 五凌電力有限公司 2012 年度第一期短期融資券信用評級跟蹤報告 五凌電力有限公司 2011 年審計報告五凌電力有限公司 2013 年度企業信用評級報告，中信證券研究部 表 14：呼和浩特抽水蓄能電站經營情況 2016 2017 2018 營業總收入（萬元）51,282.05 51,282.05 96,888.56 凈利潤（萬元）-1,332.19-4,134.49-4,836.78 凈利率-2.60%-8.06%-4.99%資料來源：中國長江三峽集團有限公司公開發行 2019 年綠色可交換公司債券(第一期)募集說明書 中國長江三峽集團公司公開發行 2

95、017 年綠色公司債券(第一期)募集說明書 中國長江三峽集團有限公司 2018 年度審計報告，中信證券研究部 兩部制電價新政策兩部制電價新政策完善完善抽蓄抽蓄價格形成機制價格形成機制，收益收益保保底兼具向上底兼具向上彈性彈性 抽蓄價格抽蓄價格政策優化政策優化，兩部制，兩部制電價可操作性提高電價可操作性提高。為提升電力系統靈活性、經濟性和安全性，加快發展抽水蓄能電站，2021 年國家發改委發布關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（發改價格2021633 號），從 2023 年起“以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市

96、場”，主要變化是電量電價市場化、容量電價保障電站6.5%的內部收益率、明確容量電價傳導和分攤方式。首先首先，容量電價核定標準得到規范容量電價核定標準得到規范，保障電站保障電站 6.5%的內部收益率的內部收益率。在兩部制電價中，容量電價體現抽蓄電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽蓄電站通過容量電價回收抽發運行成本外的其他成本并獲得合理收益。在新定價機制中，國家發改委確定容量電價核價參數，其中電站經營期按電站經營期按 40 年核定，經營期內資本金內部收益年核定，經營期內資本金內部收益率按率按 6.5%核定核定（意見印發之日前已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原資本金內部收益率）；

97、適當降低核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例，電站可自主運用剩余機組容容量參與電力市場。容量電價的傳導和分攤方式得到明確容量電價的傳導和分攤方式得到明確，成本傳導路徑清晰，成本傳導路徑清晰。新電價政策要求：未來將建立容量電費納入輸配電價回收的機制容量電費納入輸配電價回收的機制，政府核定的抽蓄容量電價對應的容量電費由電網企業支付，納入省級電網輸配電價回收；完善容量電費在多個省級電網的分攤方式完善容量電費在多個省級電網的分攤方式，由國家發改委組織相關省區協商確定分攤比例，或參照區域電網輸電價格定價辦法，容量電費按照受益付費原則，向區域內各省級電網公司收??；完善容量電費在特定電源完善容量電費在特定

98、電源和電力系統間的分攤方式和電力系統間的分攤方式，抽蓄電站同時服務于特定電源和電力系統的，應明確機組容量在特定電源和電力系統之間的分攤比例；特定電源分攤的容量電費由相關受益方承擔，核定抽蓄電站容量電價時扣減。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 24 表 15：抽蓄電站定價模式變化示意 抽蓄抽蓄電站電站 目前定價模式目前定價模式 2023 年起定價模式年起定價模式 廣蓄電站一期 協商定價，單一容量電價模式 非 633 號文定價范圍，不發生變化 廣蓄電站二期 政府確定，單一容量電價模式 變更為兩部制電價，重新核定容量電價，新增電量電價部分收入 清

99、蓄電站 政府確定，兩部制電價模式，按燃煤發電基準價核算電量電價 繼續維持兩部制電價，重新核定容量電價，按電力市場價核算電量電價 資料來源：文山電力重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書（草案），中信證券研究部 其次其次，電量電價以競爭性方式形成電量電價以競爭性方式形成，抽蓄電站分享，抽蓄電站分享抽發抽發收益收益。在兩部制電價中，電量電價體現抽蓄電站提供調峰服務的價值，抽蓄電站通過電量電價回收抽水、發電的運行成本。新規對電量電價定價方式進行說明：（1）在運行電力現貨市場的地區，抽蓄電站根據根據市場價格結算抽水電價和上網電價市場價格結算抽水電價和上網電價。（2）在未運行電力現

100、貨市場的地區，抽水電價有兩種執行方式，一是電網企業提供抽水電量、電價按燃煤發電基準價 75%執行，二是電網企業招標采購、抽水電價按中標價執行；上網電量由電網企業收購，電價按燃煤發電基準價執行。執行抽水電價、上網電價形成的收益中的執行抽水電價、上網電價形成的收益中的 20%由抽蓄電站分享由抽蓄電站分享。圖 26：2021 年新規的電量電價計算方式 資料來源：國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見，中信證券研究部 電力現貨市場電力現貨市場峰谷峰谷價差價差擴大，擴大，為為抽蓄電量電價抽蓄電量電價打開打開盈利空間盈利空間 電力現貨市場電力現貨市場反映電力供需，反映電力供需，價格實時波動

101、。價格實時波動。電力現貨市場主要開展日前、日內、實時電能量交易，形成體現時間特性的電能量商品價格。2017 年和 2021 年，共有兩批 14省市（南方以廣東起步、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅、上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）開展電力現貨市場建設試點工作。以第一批試點省份山東省為例，電力現貨市場分時價格波動大，2022 年 7 月 18 日的單日內實時市場用電側價格最高為545.29 元/兆瓦時，出現于 20 時，最低價格為 71.41 元/兆瓦時，出現于 9 時，價差為 473.88元/兆瓦時；電力現貨市場分日價格波動大，2022 年 6 月山東省實時市場用電側價格單日價差最

102、高為 690.72 元/兆瓦時，6 月平均單日價差為 342.03 元/兆瓦時，最高價主要出現于 6 時和 2022 時，最低價主要出現于 913 時。部分時段出現負電價，我們判斷為該時段新能源發電量大，用電需求相對較小，供過于求出現負電價，充分反映出儲能調峰的重要性，并為抽蓄電站創造盈利空間。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 25 圖 27：山東電力現貨交易市場用戶側價格單日波動（元/兆瓦時）資料來源：山東省電力交易中心，中信證券研究部；注：所有價格數據均不包含山東省容量補償電價 99.1 元/兆瓦時。圖 28：2022 年 6 月山東電

103、力現貨交易市場單日價差（元/兆瓦時）資料來源：山東省電力交易中心，中信證券研究部；注：所有價格數據均不包含山東省容量補償電價 99.1 元/兆瓦時。圖 29：2022 年 6 月山東電力現貨交易市場單日最高價最低價出現時間 資料來源：山東省電力交易中心，中信證券研究部 為合理化峰谷電價價差，發揮電價的信號作用、引導電力用戶削峰填谷，2021 年年國國家發改委發布關于進一步完善分時電價機制的通知家發改委發布關于進一步完善分時電價機制的通知，對合理設定峰谷電價價差提出兩對合理設定峰谷電價價差提出兩方面要求：方面要求：電力系統峰谷差率超過電力系統峰谷差率超過 40%的的地區地區，峰谷電價價差原則上不

104、低于，峰谷電價價差原則上不低于 4：1，其，其他地方原則上不低于他地方原則上不低于 3：1；建立尖峰電價機制，尖峰時段根據前兩年當地電力系統最建立尖峰電價機制，尖峰時段根據前兩年當地電力系統最高負荷高負荷 95%及以上用電負荷出現的時段合理確定，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原及以上用電負荷出現的時段合理確定，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于則上不低于 20%。各地電價峰谷差價擴大，將擴大抽水蓄能的盈利空間。各地電價峰谷差價擴大，將擴大抽水蓄能的盈利空間。在國家發改委政策指導下，各省份陸續調整完善在國家發改委政策指導下，各省份陸續調整完善峰谷分時電價政策，設立峰谷電價標峰谷分時電

105、價政策，設立峰谷電價標準或擴大峰谷電價差。準或擴大峰谷電價差。峰谷電價調整后，廣東省峰谷電價倍數從 3.3 倍提升到 4.5 倍，安徽季節性高峰期峰谷電價、陜西大工業峰谷電價達到 4.4 倍，海南從 3.3 倍提升到 4.3 倍，山東從約 2.8 倍提升到 3 倍，廣西從 1.5 倍提升到 3 倍。據國際能源網統計，2022 年 1至 7 月我國各地區一般工商業峰谷電價差平均值達到 0.716 元/千瓦時，其中廣東珠三角地區一般工商業峰谷價差平均值最高，達到 1.273 元/千瓦時，海南為 1.045 元/千瓦時，浙江為 0.995 元/千瓦時；甘肅、寧夏、青海最低分別為 0.273 元/千瓦

106、時、0.379 元/千瓦時、0.383 元/千瓦時。02004006008001000120013579111315171921232022年1月18日2022年4月18日2022年7月18日-2000200400600800100012001357911 13 15 17 19 21 23 25 27 29價差最高價最低價13579111315171921231357911131517192123252729最高價時間最低價時間 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 26 表 16：部分地區峰谷分時電價峰平谷電價標準 地區地區 調整前峰調整前

107、峰平谷比平谷比 調整前峰谷調整前峰谷倍數倍數測算測算 調整后峰平谷調整后峰平谷比比 調整調整后后峰谷峰谷倍倍數數測算測算 文件名稱文件名稱 廣東 1.65:1:0.5 3.3 1.7:1:0.38 4.5 關于進一步完善我省峰谷分時電價政策有關問題的通知 安徽 季節性高峰期1.813:1:0.412 其他月份1.71:1:0.412 季節性高峰期4.4 其他月份 4.2 關于完善工商業峰谷分時電價政策有關事項的通知 陜西 大工業 1.63:1:0.37 其他 1.5:1:0.5 大工業 4.4 其他 3.0 關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知 海南 1.65:1:0.5 3.3 1.7:

108、1:0.4 4.3 關于進一步完善峰谷分時電價機制有關問題的通知 重慶 1.6:1:0.38 4.2 關于進一步完善我市分時電價機制有關事項的通知 湖南 1.6:1:0.4 4.0 關于進一步完善湖南省分時電價政策及有關事項的通知 四川 1.6:1:0.4 4.0 關于進一步完善四川省分時電價機制的通知 河南 1.64:1:0.41 4.0 關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知 山西 1.6:1:0.45 3.6 關于完善分時電價機制有關事項的通知 天津 1.5:1:0.46 3.3 關于峰谷分時電價政策有關事項的通知 蒙西 大風季 1.48:1:0.79 小風季 1.48:1:0.47

109、大風季 1.8 小風季 3.1 關于蒙西電網試行分時電價政策有關事項的通知 湖北 1.49:1:0.48 3.1 關于湖北電網 20202022 年輸配電價和銷售電價有關事項的通知 黑龍江 1.5:1:0.5 3.0 關于進一步完善峰谷分時電價政策措施 吉林 1.5:1:0.5 3.0 關于進一步完善分時電價政策有關事項的通知 廣西 1.21:1:0.79 1.5 1.5:1:0.5 3.0 關于完善峰谷分時電價機制有關事項的通知 山東 1.47:1:0.53（推算）2.8 1.5:1:0.5 3.0 關于山東電網 20202022 年輸配電價和銷售電價有關事項的通知，關于進一步完善工商業分時

110、電價政策的通知 甘肅 1.5:1:0.5 3.0 1.5:1:0.5 3.0 關于調整銷售電價及優化峰谷分時電價政策有關事項的通知，進一步完善甘肅省分時電價機制的通知 蒙東 1.5:1:0.5 3.0 關于蒙東電網試行分時電價政策有關事項的通知 河北 1.5:1:0.5 3.0 關于進一步完善分時電價機制的通知 貴州 1.5:1:0.5 3.0 關于試行峰谷分時電價有關事項的通知 寧夏 1.5:1:0.5 3.0 關于進一步完善峰谷分時電價機制的通知 云南 1.5:1:0.5 3.0 關于進一步完善分時電價機制的通知 江西 1.5:1:0.5 3.0 關于完善分時電價機制有關事項的通知 資料來

111、源：各地政府網站，中信證券研究部 說明：山東省調整前峰平谷之比為中信證券研究部根據銷售電價測算，各地區調整前后峰谷倍數均為計算值。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 27 圖 30：2022 年 17 月部分地區一般工商業峰谷電價差平均值（元/千瓦時）資料來源：國際能源網，中信證券研究部 表 17：2022 年 17 月部分地區一般工商業峰谷電價差（元/千瓦時）地區地區 1 月月 2 月月 3 月月 4 月月 5 月月 6 月月 7 月月 平均值平均值 廣東珠三角 1.278 1.276 1.180 1.359 1.331 1.272 1.2

112、15 1.273 海南 0.515 0.967 0.986 1.039 1.318 1.317 1.176 1.045 浙江 1.261 0.935 0.927 0.990 0.968 0.949 0.936 0.995 湖南 0.964 0.864 0.857 0.793 0.829 0.839 1.069 0.888 吉林 0.944 0.948 0.726 0.914 0.946 0.951 0.764 0.885 遼寧 0.923 0.914 0.912 0.905 0.891 0.891 0.705 0.877 湖北 0.930 0.956 0.957 0.904 0.790 0.8

113、89 0.640 0.867 重慶 1.083 0.840 0.820 0.783 0.765 0.777 0.788 0.837 江蘇 0.804 0.822 0.860 0.851 0.829 0.854 0.828 0.835 安徽 0.682 0.699 0.915 0.915 0.915 0.847 0.843 0.831 黑龍江 0.724 0.729 0.731 0.731 0.732 0.731 0.943 0.760 廣西 0.647 0.844 0.774 0.769 0.729 0.722 0.675 0.737 上海 0.724 0.723 0.740 0.728 0.

114、722 0.717 0.784 0.734 山東 0.742 0.724 0.739 0.746 0.750 0.738 0.690 0.733 四川 0.710 0.848 0.816 0.819 0.705 0.606 0.465 0.710 蒙東 0.653 0.645 0.668 0.660 0.633 0.848 0.836 0.706 天津 0.706 0.708 0.712 0.711 0.698 0.711 0.656 0.700 河南 0.664 0.684 0.676 0.680 0.670 0.676 0.698 0.678 陜西 0.727 0.543 0.561 0.

115、546 0.533 0.520 0.713 0.592 新疆 0.555 0.545 0.673 0.591 北京城區 0.633 0.560 0.575 0.574 0.555 0.563 0.644 0.586 陜西 0.711 0.558 0.573 0.530 0.536 0.542 0.574 0.575 福建 0.634 0.553 0.555 0.554 0.547 0.535 0.524 0.557 河北 0.532 0.530 0.527 0.523 0.511 0.570 0.568 0.537 江西 0.398 0.398 0.398 0.398 0.398 0.396

116、0.402 0.398 青海 0.379 0.400 0.412 0.394 0.329 0.370 0.394 0.383 寧夏 0.369 0.381 0.381 0.381 0.379 0.381 0.381 0.379 甘肅 0.337 0.336 0.256 0.356 0.178 0.248 0.199 0.273 平均值 0.729 0.718 0.712 0.724 0.705 0.714 0.707 0.716 資料來源：國際能源網，中信證券研究部 0.0000.2000.4000.6000.8001.0001.2001.400 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.

117、11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 28 抽蓄電站按需調度，抽蓄電站按需調度，利用利用現貨市場現貨市場峰谷峰谷價差價差實現電量電價實現電量電價盈利。盈利。目前抽水蓄能電站由電網調度，由于現貨市場可以反映電力供需情況，理論上電力系統對抽蓄電站的調度指令與市場價格波動一致或接近，低谷時電力富余需要抽水儲能，高峰時電力供應緊張需要放水發電。山東省獨立儲能電站可自行決定發電抽水時段，未來該模式或將應用于抽水蓄能電站。在電力現貨市場中，抽蓄電站根據市場價結算抽水電價與上網電價，在電價低谷時抽水蓄能，在電價高峰時放水發電，利用電力市場價差實現抽放盈利。假設一座抽水蓄能電站裝機量為 1200MW，發電

118、效率為 75%，測算在不同抽水電價和發電上網電價的情境下，該抽蓄電站電量電價的發電度電價差收益。當現貨市場峰谷價差超過 25%時，抽蓄電站可實現正向價差套利。抽蓄電站分享從抽水電價和上網電價形成收益的 20%，進一步測算在不同年發電小時數的情境下，該抽蓄電站依靠電量電價可分享的收益。電力市場峰谷差價越大，抽蓄電站可利用的上網電價和抽水電價差值越大，度電價差收益越高，抽蓄電站可分享收益越大。圖 31：抽蓄電站利用電力市場峰谷價差實現套利模式示意 資料來源：山東省電力交易中心，中信證券研究部 說明：底圖為依據山東省電力現貨市場 2022 年 4 月 18 日實時價格繪制的曲線。表 18：不同抽水電

119、價和上網電價組合情境下的發電度電價差收益測算（元/kWh）上網電價上網電價（元（元/kWh）0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 抽水電價抽水電價（元（元/kWh）0.10-0.03 0.07 0.17 0.27 0.37 0.47 0.57 0.67 0.77 0.87 0.20-0.17-0.07 0.03 0.13 0.23 0.33 0.43 0.53 0.63 0.73 0.30-0.30-0.20-0.10 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.40-0.43-0.33-0.23-0.

120、13-0.03 0.07 0.17 0.27 0.37 0.47 0.50-0.57-0.47-0.37-0.27-0.17-0.07 0.03 0.13 0.23 0.33 0.60-0.70-0.60-0.50-0.40-0.30-0.20-0.10 0.00 0.10 0.20 0.70-0.83-0.73-0.63-0.53-0.43-0.33-0.23-0.13-0.03 0.07 0.80-0.97-0.87-0.77-0.67-0.57-0.47-0.37-0.27-0.17-0.07 0.90-1.10-1.00-0.90-0.80-0.70-0.60-0.50-0.40-0.

121、30-0.20 1.00-1.23-1.13-1.03-0.93-0.83-0.73-0.63-0.53-0.43-0.33 資料來源：中信證券研究部測算 說明：假設該抽蓄電站發電效率為 75%。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 29 表 19：不同發電小時和度電價差收益組合情境下的可分享收益測算（億元）發電小時數（發電小時數（h）1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 度電價差收益度電價差收益（元（元/kWh）0.10 0.24 0.26 0.29 0.31 0.34

122、0.36 0.38 0.41 0.43 0.46 0.48 0.20 0.48 0.53 0.58 0.62 0.67 0.72 0.77 0.82 0.86 0.91 0.96 0.30 0.72 0.79 0.86 0.94 1.01 1.08 1.15 1.22 1.30 1.37 1.44 0.40 0.96 1.06 1.15 1.25 1.34 1.44 1.54 1.63 1.73 1.82 1.92 0.50 1.20 1.32 1.44 1.56 1.68 1.80 1.92 2.04 2.16 2.28 2.40 0.60 1.44 1.58 1.73 1.87 2.02

123、2.16 2.30 2.45 2.59 2.74 2.88 0.70 1.68 1.85 2.02 2.18 2.35 2.52 2.69 2.86 3.02 3.19 3.36 0.80 1.92 2.11 2.30 2.50 2.69 2.88 3.07 3.26 3.46 3.65 3.84 0.90 2.16 2.38 2.59 2.81 3.02 3.24 3.46 3.67 3.89 4.10 4.32 資料來源：中信證券研究部測算 說明：假設該抽水蓄能電站裝機量為 1200MW，發電效率為 75%，利益分享比例為 20%，此處不考慮折舊、運營等其他成本。在未運行電力現貨市場的地區

124、，若抽水電價按燃煤發電基準價 75%執行、上網電價按燃煤發電基準價執行，在發電效率為 75%的情況下，抽蓄電站的抽水蓄能放水發電過程無法盈利，僅可依靠提高發電效率或采用中標電價降低抽水電價而盈利。在電力現貨市場中靈活選擇抽水放電時段可提高抽蓄電站收益。輔助服務為抽蓄電站輔助服務為抽蓄電站提供補償提供補償 抽蓄電站可參與電力輔助服務抽蓄電站可參與電力輔助服務并獲得補償并獲得補償。為構建新型電力系統，促進源網荷儲協調發展，2021 年國家能源局修訂并印發電力輔助服務管理辦法。電力輔助服務是指為維持電力系統安全穩定運行，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電側并網主體（包括抽水蓄能）

125、、新型儲能、可調節負荷提供的服務，包括有功平衡服務、無功平衡服務和事故應急及恢復服務。抽水蓄能作為發電側并網主體，可以承擔調爬坡、調峰、儲能、穩定切負荷、黑啟動等任務。電力輔助服務包括有償服務和無償服務兩類電力輔助服務包括有償服務和無償服務兩類。無償服務是指并網主體義務提供基本電力輔助服務；有償電力輔助服務可通過固定補償或市場化方式提供，固定補償按“補償成本、合理收益”的原則綜合考慮輔助服務成本、性能表現及合理收益等因素確定補償力度，市場化補償遵循考慮輔助服務成本、合理確定價格區間、通過市場化競爭形成價格的原則確定補償力度?，F貨市場運行期間，調峰功能通過電能量市場機制實現，不再設置與現貨市場并

126、行的調峰輔助服務品種；據南方區域電力輔助服務管理實施細則規定，“南方區域抽水蓄能機組不參與啟停調峰、冷備用、旋轉備用、穩定切機和穩定切負荷輔助服務補償。抽水蓄能機組參與其他輔助服務時，已明確補償標準的按規定執行，未明確補償標準的參照水電機組執行”。因此抽水蓄能在電力輔助服務中可在爬坡、黑啟動等方面服務并獲得補償，在非現貨市場中還可通過調峰獲得補償。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 30 表 20：電力輔助服務分類及補償方式 電力輔助電力輔助服務分類服務分類 具體品種具體品種及服務內容及服務內容 補償方式補償方式 固定補償參考因素固定補償參考

127、因素 有功平衡服務 一次調頻（調整有功出力，減少頻率偏差）義務提供、固定補償、市場化方式（集中競價、公開招標/掛牌/拍賣、雙邊協商）電網轉動慣量需求和單體慣量大小 二次調頻（調整發用電功率，滿足系統頻率、聯絡線功率控制要求）常規機組：維持電網頻率穩定過程中實際貢獻量；其他并網主體：改造成本和維持電網頻率穩定過程中實際貢獻量 調峰（根據負荷峰谷及可再生能源出力，調整發用電功率或設備啟停）社會平均容量成本、提供有償輔助服務的投資成本和由于提供電力輔助服務而減少的有功發電量損失 備用（預留調節能力，在規定時間內響應調度指令）轉動慣量（提供響應系統頻率變化率的快速正阻尼，阻止系統頻率突變）爬坡（具有較

128、強負荷調節速率，根據調度指令調整出力）無功平衡服務 自動電壓控制（自動閉環控制無功和電壓調節設備，實現合理無功電壓分布）義務提供、固定補償、市場化方式（公開招標/掛牌/拍賣、雙邊協商）按低于電網投資新建無功補償裝置和運行維護的成本的原則 調相（向電網輸送感性無功功率運行狀態，調節系統無功、維持系統電壓水平）事故應急及恢復服務 穩定切機（電力系統發生故障時，穩控裝置正確動作后，發電機組自動與電網解列）穩控投資成本、錯失參與其他市場的機會成本和機組啟動成本 穩定切負荷（電網故障時，切除部分用戶負荷以確保電力系統安全穩定）用戶損失負荷成本 黑啟動（在無外界電源支持時，具備自啟動能力的發電機組或抽水蓄

129、能、新型儲能等恢復系統供電）投資成本、維護費用、黑啟動期間運行費用以及每年用于黑啟動測試和人員培訓費用 資料來源：電力輔助服務管理辦法（國家能源局），中信證券研究部 抽水蓄能可通過提供爬坡抽水蓄能可通過提供爬坡、黑啟動、黑啟動等等輔助服務獲得補償輔助服務獲得補償。（1）爬坡。）爬坡。爬坡是指為應對可再生能源發電波動等不確定因素帶來的系統凈負荷短時大幅變化，具備較強負荷調節速率的并網主體根據調度指令調整出力，以維持系統功率平衡所提供的服務。江蘇電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）規定，抽水蓄能可通過提供爬坡輔助服務獲得補償?；狙a償費用為=max(實測 目標),0 可調，其中為補償標準取100

130、0 元/兆瓦，實測為機組自動發電控制（AGC）當月實測調節速率，目標為機組 AGC目標調節速率，抽水蓄能機組為 3%額定容量/每分鐘，可調為機組 AGC 可調容量，為機組 AGC 月度總投率，等于機組當月 AGC 功能累計投入時間/(本月總天數24 小時)。（2）黑啟動。）黑啟動。黑啟動是指電力系統大面積停電后，在無外界電源支持的情況下，由具備自啟動能力的發電機組或抽水蓄能、新型儲能等所提供的恢復系統供電的服務。江蘇電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）規定，黑啟動依據改造新增的投資成本、運行維護成本、每年用于黑啟動測試和人員培訓的費用確定其補償標準；對事故預案確定的提供黑啟動服務的機組按水電

131、廠 6 萬元/月，其他電廠按 8 萬元/月的標準進行補償。南方區域電力輔助服務管理實施細則規定，黑啟動服務費用分為能力費和使用費，對符合要求的黑啟動電源點，從試驗合格次月開始，黑啟動能力費按月補償，黑啟動使用費按次補償；按標準計算，廣東省一座 1200MW 抽蓄電站若被列入黑啟動方案，每月將獲得能力費 3 萬元，每次黑啟動獲得使用費 480 萬元。抽水蓄能電站從黑啟動等電力輔助服務中獲得的補償性收益較小。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 31 非現貨市場中，抽水蓄能可參與深度調峰獲得補償。非現貨市場中，抽水蓄能可參與深度調峰獲得補償。在現貨

132、市場中，抽水蓄能通過市場交易參與調峰，不再額外獲得調峰服務補償。例如山東省運行電力現貨市場，山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2021 年修訂版）（征求意見稿）規定“可再生能源調峰機組不參與有償調峰交易、不再給予資金補償，但參與發電側有償調峰輔助服務補償費用的分攤”。在非現貨市場中，抽水蓄能通過參與深度調峰獲得補償。例如湖南省未運行電力現貨市場，湖南省電力輔助服務市場交易規則（征求意見稿）規定抽水蓄能電站（機組）可作為深度調峰交易賣方，按照“日前報價、按需調用、按序調用”的方式進行交易，調峰電量為抽水蓄能機組按調度指令抽水的抽水電量，報價不超過 0.12 元/千瓦時。此外，運行現貨市場的南

133、方區域為提高抽水蓄能積極性，規定當抽水蓄能機組抽發和抽水累計利用小時均達到規定值時，超出部分抽水電量按照深度調峰補償標準的 1%進行補償。表 21：抽水蓄能參與調峰獲得收益/補償的方式比較 運行電力現貨市場的地區運行電力現貨市場的地區 未運行電力現貨市場的地區未運行電力現貨市場的地區 地區 南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅、上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北 除左側所列的其他地區 舉例省份 山東 湖南 收益/補償 收益 補償 收益/補償方式 接受調度，利用現貨市場峰谷價差實現電量電價盈利 接受調度，“日前報價、按需調用、按序調用”的方式進行交易，設置報價上限 資料來

134、源：山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2021 年修訂版）（征求意見稿），湖南省電力輔助服務市場交易規則（征求意見稿），中信證券研究部 除容量電費和電量電費、輔助服務收入外，抽水蓄能抽水蓄能電站電站還可通過還可通過容量補償容量補償、容量容量使使用權用權轉移轉移等方式獲得收入等方式獲得收入。（1）容量補償。）容量補償。山東省電力現貨市場交易規則（試行）規定山東省綜合市場交易價格由容量補償費用、市場形成的電量價格構成。根據山東省關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知，山東容量市場運行前，參與電力現貨市場的發電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時 0.0991 元（含稅）。（

135、2）容量）容量使用權使用權出售和租賃出售和租賃。在電網租賃經營管理方式中，抽水蓄能公司作為項目法人負責電站建設和建成后的還本付息，建成后租賃給電網公司經營，電網公司支付租賃費，電站所有權和經營權分離。廣州抽水蓄能電站（一期，1.2GW）通過容量使用權出售和租賃的方式獲得收益，其中 50%容量使用權出售至香港抽水蓄能發展有限公司（港蓄發）提供抽水蓄能服務；另 50%容量使用權租賃至廣東核電投資有限公司（廣核投）和廣東電網有限責任公司提供抽蓄服務，保證大亞灣核電機組的長期平穩運行，租賃至廣核投和廣東電網的容量由廣東電網調度。根據文山電力重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書（

136、草案），廣蓄電站一期目前采用協商定價、單一容量電價模式運營，針對港蓄發和廣核投、廣東電網執行不同的容量電費結算模式。目前廣核投、廣東電網公司每年向廣蓄電站各自支付 1000 萬美元容量電費，與港蓄發支付的容量電費數額接近。根據中電控股（0002.HK）2021 年年報披露信息，港蓄發擁有使用廣蓄電站一期 50%容量及相關輸電 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 32 設施的權利至 2034 年。由于廣蓄電站一期采用協商定價模式，不屬于新定價機制范圍，預計定價模式不會發生變化。表 22：廣州抽水蓄能電站一期的容量電費結算模式 付款方付款方 使用

137、容量使用容量 結算內容結算內容 結算時間結算時間 香港抽水蓄能發展有限公司 600MW 經常性運行管理維修支出、非經常性支出和資本開支 每年的 3 月 31 日、9 月 30 日分別結算當年度 16 月、712月的相應費用 土地、水資源和基礎設施的補償費用，固定費用 1 億港元 每年結算一次 廣東核電投資有限公司、廣東電網有限責任公司 600MW 南網雙調（將并入文山電力）在合同期內結算當年容量電費，次年年初對上一年度電站實際運營情況進行考核，根據考核結果調整容量電費 每年結算一次，當年度內按季度等額支付 資料來源：文山電力重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書（草案），

138、中信證券研究部 產業鏈產業鏈：投資投資運營、總承包、運營、總承包、設備設備三大環節三大環節 抽水蓄能抽水蓄能產業鏈大致包括產業鏈大致包括投資運營投資運營、總承包、設備三大核心環節、總承包、設備三大核心環節 抽水蓄能項目抽水蓄能項目轉向轉向 EPC 模式模式，參與主體多元。，參與主體多元。傳統抽水蓄能建設項目采用設計招標建設線性模式，由于施工周期長、工程協作難度大，投資方為簡化項目管理，減少與項目執行方的溝通成本，新建、在建和擬建的抽蓄項目多采用整體總包的 EPC 模式，涉及投資方、總承包方和設備方。圖 32：抽水蓄能產業鏈主要環節及參與企業情況 資料來源：各公司官網，中信證券研究部 從產業鏈價

139、值兩看，從產業鏈價值兩看，建筑工程建筑工程、機電設備機電設備占比占比最大，最大，大概大概各占各占 1/4。抽水蓄能電站項目單體投資規模大，根據水利水電規劃設計研究總院、中國水力發電工程學會發布的抽水蓄能產業發展報告 2021，2021 年機電設備及安裝工程費用占比 26.1%，居首位，建筑工程投資占比 25.4%，兩者合計過半，其他投資內容主要為征地費用、建設期利息等。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 33 表 23：2021 年抽蓄電站工程造價各部分投資占比 項目名稱項目名稱 投資所占比例投資所占比例 施工輔助工程 5.49%建筑工程 2

140、5.43%環境保護和水土保持工程 1.43%機電設備及安裝工程 26.07%金屬結構設備及安裝工程 3.77%建設征地移民安置補償費用 11.93%獨立費用 11.93%預備費 8.31%建設期利息 14.09%資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021（水利水電規劃設計研究總院、中國水力發電工程學會），中信證券研究部 投資運營投資運營：兩大兩大電網主導，電網主導，發電企業入場發電企業入場 當前抽蓄電站投資主體當前抽蓄電站投資主體多為多為電網企業，發電企業和其他企業參與抽蓄電站熱情電網企業，發電企業和其他企業參與抽蓄電站熱情增加。增加。截至 2022 年 7 月，國網（含國網新源及國網地方子公司

141、）、南網（南網雙調，資產重組后將整體注入文山電力600885.SH）、蒙西電網擁有的在運抽蓄電站裝機量占我國在運抽蓄電站裝機量的 63.3%、22.9%、2.7%，電網企業市占率近九成；發電企業三峽集團、華電集團裝機量占比為 4.7%、2.7%；另有其他企業江蘇國信（002608.SZ）、寧波能源（600982.SH）裝機量占比 3.6%、0.2%。抽水蓄能中長期發展規劃（20212035 年）提出鼓勵社會資本投資建設抽水蓄能。由于抽蓄電站單體投資大、建設周期長，預計未來仍將保持電網主導、發電企業和其他企業參與的市場格局。我們從北極星儲能網檢索國內抽水蓄能項目動態，初步對待建抽蓄項目投資運營方

142、進行統計，有至少 20 家企業將新進入抽水蓄能行業，包括核電運營龍頭中廣核（003816.SZ）等。圖 33：全國在運抽水蓄能電站市占率（截至 2022 年 7 月）資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 圖 34：全國在建抽水蓄能電站市占率（截至 2022 年 7 月）資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 國網63.3%南網22.9%三峽集團4.7%江蘇國信3.6%華電集團2.7%蒙西電網2.7%寧波能源0.2%國網73.6%南網4.2%三峽集團5.6%蒙西電網2.1%福建省投2.1%信達資產2.4%尚義華灝2.4%湖

143、北能源2.4%豫能控股2.3%浙江天臺3.0%抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 34 表 24：部分非電網企業投資抽蓄項目情況 企業企業 在運項目在運項目 在建項目在建項目 待建項目待建項目 三峽集團 長龍山 張家坪、陽泉盂縣 瑪納斯、休寧里莊、羊林、山陽、房縣、石臺、遠安、羅家、攸縣廣寒坪、株洲攸縣、諸暨、松陽、黃羊、南山口 江蘇國信 沙河、溧陽 連云港 寧波能源 溪口 奉化 華電新能 周寧 湖北能源 平坦原 松滋江西、五峰太平、巴東桃李溪 福建省投 永泰 尚義華灝 尚義 信達資產 五岳 豫能控股 魯山 浙江天臺 天臺 國家電投 桂林平樂

144、、覃塘、隆林、邯鄲青塔、安仁金紫仙、隆回、鉛山、達仁、額敏、永德、康樂、務川洞溪 承 德 寶 通電力 灤平 貴 州 烏 江能源 黔南黃絲 廣 東 能 源集團 貴陽石川壩、天牌嶺 廣州發展 大悟縣 國 家 能 源集團 連城、梅縣九龍嶂、青海同德、漢中勉縣、新疆和靜、甌海 國 能 神 皖能源 霍山 國投電力 全州、安仁、河津 杭 州 鋼 鐵集團 青田 華源電力 桂林龍勝 桂林龍勝 汪清一期 建德協鑫 建德 江投集團 贛縣 龍源電力 鐵力 長江電力 張掖盤道山、黃柏河 浙 江 電 力實業 麗水水灘混合 浙 江 新 能源投資 常安 中廣核 太平嶺、中洲茅坪、魏家沖 中國核電 云霄 中國華電 蒲縣、涇陽

145、 新華水電 華安、梅列、大熊山 資料來源：各地政府網站，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 35 國家電網是國家電網是我國抽蓄電站運營龍頭我國抽蓄電站運營龍頭。國家電網以投資建設運營電網為核心業務，下設抽水蓄能和新能源事業部，以直屬單位國網新源控股有限公司為主要力量開發建設和經營管理國家電網公司經營區域內的抽水蓄能電站和常規水電站。根據國家電網有限公司服務新能源發展報告 2021 和 國家電網有限公司 2021 社會責任報告，截至 2021 年年底，國家電網在運抽蓄電站裝機量 25.1GW，

146、年抽水蓄能發電量 242.7 億千瓦時、抽水電量303.02 億千瓦時；2021 年新獲江西奉新、浙江泰順、遼寧莊河、黑龍江尚志項目核準批復，我們預計到 2025 年公司經營區裝機將超過 50GW，在抽水蓄能開發建設及運營市場中占據無可爭議的領導地位。2020 年，國家電網經營區抽水蓄能電站平均綜合利用小時數 2585 小時，多消納新能源電量 306 億千瓦時?！笆濉逼陂g，國家電網經營區抽水蓄能電站累計多消納新能源電量 864.3 億千瓦時。圖 35：國家電網在運、在建抽水蓄能電站分布（截至 2020 年年底）資料來源：國家電網有限公司服務新能源發展報告 2021 文山電力文山電力（600

147、995.SH）擬擬獲獲南網雙調的南網雙調的抽水蓄能、調峰水電等抽水蓄能、調峰水電等資產資產，將成為南方電，將成為南方電網網唯一唯一抽蓄抽蓄業務業務上市平臺上市平臺。文山電力擬與中國南方電網有限責任公司進行重大資產置換，已于 2022 年 5 月得到國資委批復（國資產權2022208 號文）。根據云南文山電力股份有限公司重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告書（草案）（修訂稿），資產置換方案具體為文山電力將從事購售電、電力設計及配售電業務的相關資產負債置出，與南方電網持有的南網雙調 100%股權的等值部分進行置換，南方電網的抽蓄和調峰水電業務將借助文山電力實現上市。資產重組交

148、易成功后的文山電力主營業務將轉變為抽水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業務的開發、投資、建設和運營。文山電力將新增：1）已全部投產運營的 7 座抽水蓄能電站，裝機容量合計為 10.28GW；1 座已取得 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 36 核準、主體工程已開工的抽水蓄能電站，裝機容量 1.2GW，（文山電力）預計于 2025 年建成投產；此外，還有 11 座抽水蓄能電站進入前期工作階段，總裝機容量 12.6GW，將于“十四五”到“十六五”陸續建成投產。2）2 座裝機容量合計 1.92GW 的可發揮調峰調頻功能的水電站。3）30MW/62M

149、Wh 的電網側獨立儲能電站。表 25：南網雙調公司儲能和調峰水電業務資產及定價模式 類型類型 電站電站 裝機量裝機量 定價模式定價模式 抽 水 蓄能電站 廣州抽水蓄能電站 2.4GW 一期：與香港抽水蓄能發展有限公司等協商定價，單一容量電價 二期：政府確定，單一容量電價，2023 年后變更為兩部制電價，重新核定容量電價，新增電量電價部分收入 惠州抽水蓄能電站 2.4GW 政府確定，單一容量電價，2023 年后變更為兩部制電價，重新核定容量電價，新增電量電價部分收入 清遠抽水蓄能電站 1.28GW 政府確定，兩部制電價，2023 年后維持兩部制電價，重新核定容量電價 深圳抽水蓄能電站 1.2GW

150、 海南瓊中抽水蓄能電站 0.6GW 梅州抽水蓄能電站（一期投產，二期擬建）2.4GW 兩部制電價 陽江抽水蓄能電站（一期投產，二期擬建）2.4GW 南寧抽水蓄能電站（已核準）1.2GW 肇慶浪江抽水蓄能電站（已核準）1.2GW 惠州中洞抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 茂名電白黃坭田抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 江門鶴山抽水蓄能電站（前期工作階段）0.6GW 清遠清新下坪抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 玉林福綿抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 韶關新豐抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 潮州潮安青麻園抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 桂林灌陽抽水蓄能電站

151、（前期工作階段）1.2GW 貴港抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 柳州鹿寨抽水蓄能電站（前期工作階段）1.2GW 調 峰 水電站 天生橋二級水電站 1.32GW 政府核定上網電價，根據上網電量結算，參與輔助服務考核 魯布革水電站 0.6GW 電 網 側獨 立 儲能 深圳寶清電池儲能站 10MW/22MWh 單一容量電費 東莞楊屋電池儲能站 10MW/20MWh 東莞黎貝電池儲能站 5MW/10MWh 廣州芙蓉電池儲能站 5MW/10MWh 3 個進入前期工作階段的儲能站 470MW/940MWh 資料來源：云南文山電力股份有限公司重大資產置換及發行股份購買資產并募集配套資金暨關聯交易報告

152、書（草案）（修訂稿），中信證券研究部 總總承包承包：龍頭龍頭份額高度集中份額高度集中 中國電建（601669.SH）是抽水蓄能建設領域的主力，承擔了國內絕大部分抽蓄電站的規劃或建設工作。根據其在上證 e 互動答投資者提問披露，公司在國內抽水蓄能規劃設計方面市場份額約 90%，承擔建設項目份額約 80%，并在 2022 年擬使用定增募集資金投資運營第一個抽蓄電站項目，全年投資計劃中計劃核準抽水蓄能項目 4 個，總裝機容量約為 5GW。中國能建（601868.SH）是一家為中國乃至全球能源電力、基礎設施等行業提供整體解決方案、全產業鏈服務的綜合性特大型集團公司，主營業務涵蓋能源電力、水利 抽水蓄能

153、行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 37 水務、鐵路公路、港口航道、市政工程、城市軌道、生態環保和房屋建筑等領域。中國能建將新能源開發作為當前工作重心，發展新能源和綜合智慧能源工程業務。2022 年 5 月，中國能建電力規劃總院有限公司成功入選國家發改委投資咨詢機構名單的新能源及水電（含抽水蓄能）、核電、電網工程三個主要領域短名單，實現了電力咨詢領域全覆蓋。中國能建葛洲壩集團先后承建江蘇宜興、內蒙古呼和浩特、山西西龍池、河北豐寧、山東文登、江蘇句容抽水蓄能電站等項目，打響了抽水蓄能電站建設品牌。中國能建參建的張北可再生能源柔性直流電網試驗示范工程、豐

154、寧抽水蓄能電站等項目，將張家口等地區的風電、光電等可再生能源“打包”送到北京，助力冬奧場館歷史上首次實現 100%全綠電。2022年 4 月中國能建新取得湖北蘄春抽水蓄能項目投資開發權。表 26：中國能建參建的部分抽水蓄能項目 項目名稱項目名稱 裝機量（裝機量（MW）狀態狀態 備注備注 江蘇宜興抽水蓄能電站 1000 在運 中國建筑最高獎 山西西龍池抽水蓄能電站 1200 在運 瀝青混凝土防滲面板防滲技術應用于抽蓄電站建設 內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站 1200 在運 廣東深圳抽水蓄能電站 1200 在運 國家可再生能源發展規劃重點建設工程 豐寧抽水蓄能電站 3600 在運 世界規模最大 山東文

155、登抽水蓄能電站 1800 在建 句容抽水蓄能電站 135 在建 浙江磐安抽水蓄能電站 120 在建 南寧武鳴抽水蓄能電站 1200 在建 白銀區抽水蓄能電站 1000 擬建，項目簽約 百色田東抽水蓄能電站 1200 擬建，項目簽約 欽州靈山抽水蓄能電站 1200 擬建，項目簽約 蘄春縣花園抽水蓄能電站 1200 擬建，項目簽約 湖北興山縣抽水蓄能 1200 擬建，項目簽約 巴東縣六郎抽水蓄能 2200 擬建，項目簽約 盧家溝抽水蓄能電站 2200 擬建，項目簽約 盤溪槽抽水蓄能電站 2200 擬建，項目簽約 紅巖坪抽水蓄能電站 1200 擬建，項目簽約 繁峙縣光儲一體化清潔能源發電項目 140

156、0 擬建，項目簽約 平川區抽水蓄能電站 1000 擬建，項目簽約 貴港抽水蓄能電站 1200 擬建，啟動預可研 柳州鹿寨抽水蓄能電站 1200 擬建，啟動預可研 防城港上思抽水蓄能電站 1200 擬建，啟動預可研 玉林福綿抽水蓄能電站 1200 擬建，啟動預可研 桂林灌陽抽水蓄能電站 1200 擬建，啟動預可研 資料來源：中國能建公告，北極星儲能網，南方電網技術情報中心，中信證券研究部 抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 38 此外，此外，中國能建中國能建與與中國電建中國電建在獨立承接項目外，在獨立承接項目外，強強聯手成立強強聯手成立聯合體聯

157、合體承接抽水蓄能項承接抽水蓄能項目目。2022 年 3 月，中國電建中南院（聯合體牽頭方）與中國能建廣西院（聯合體成員）與南網雙調簽訂桂林灌陽、柳州鹿寨、貴港、玉林福綿、防城港上思 5 個抽水蓄能電站的勘測設計合同，進一步鞏固市場地位。設備設備：哈電、東電哈電、東電引領抽蓄機組國產化替代引領抽蓄機組國產化替代 抽水蓄能電站的核心主機設備包括水泵水輪機及附屬設備、發電電動機及附屬設備，輔助設備包括高壓電氣設備（含主變壓器、高壓電纜、氣體絕緣金屬封閉開關設備 GIS、氣體絕緣金屬封閉輸電線路 GIL、發電機出口電壓設備）、廠用電設備、靜止變頻器（SFC）、監控系統、繼電保護及安全自動裝置、公用輔助

158、設備、直流設備等。抽蓄電站建設多采用發電電動機及水泵水輪機制造廠家機電設備總承包的方式，分包電站機電設備的設計、制造、調試；主機之外的輔助設備主要依靠采購。國內抽水蓄能裝備制造技術跨越式發展國內抽水蓄能裝備制造技術跨越式發展，逐步實現國產化替代，逐步實現國產化替代。根據水利水電規劃設計研究總院統計，2010 年前，國內抽水蓄能電站機組主要采用進口設備，2010 年起中外合資和國產設備比例上升；目前新投產抽蓄機組全部為國產和中外合資制造，國產機組累計占比為 34.1%，未來將逐步實現機組設備國產化替代。圖 36：全國抽水蓄能電站機組設備累計使用情況（個）資料來源：抽水蓄能產業發展報告 2021（

159、水利水電規劃設計研究總院、中國水力發電工程學會），中信證券研究部 哈爾濱電氣（哈爾濱電氣（01133.HK）和東方電氣（）和東方電氣（600875.SH）是國產抽蓄機組是國產抽蓄機組主機設備生產主機設備生產的的骨干企業。骨干企業。哈電和東電深耕水電機組制造多年，具備生產大型抽蓄機組的能力，哈電具備年產 20 臺、東電具備 1520 臺大型抽蓄機組的制造、交付、安裝服務能力。哈爾濱電哈爾濱電氣氣掌握完整的抽水蓄能研發制造體系，在抽水蓄能項目水泵水輪機“S 區”和“駝峰區”穩定性研究、降低水泵水輪機無葉區壓力脈動幅值等一系列課題上取得原創性成果，解決水泵水輪機水力穩定性和效率難以兼顧的世界性難題，

160、實現了 100%自主知識產權，處于世界抽水蓄能技術領域的前沿。哈電負責研制生產的陽江抽水蓄能電站 400MW 機組是國內單機最大、綜合技術難度和技術水平最高的抽水蓄能機組。東方電氣東方電氣能夠設計制造覆蓋50m-850m 水頭、容量從 10MW-450MW 等級的抽水蓄能機組產品，累計獲得了 60 臺套抽水蓄能機組的供貨合同，其中長龍山抽水蓄能機組是水頭世界第二、中國第一高的抽水蓄能機組。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 39 浙富控股（浙富控股（002266.SZ）依托在水電、核電生產方面的優勢進軍抽水蓄能發電機組的技術研發和制造，提出在

161、 2024 年前實現年產 5 臺（套）抽蓄發電機組的目標。2022 年，浙富控股與三峽建工簽署戰略合作框架協議，加大抽水蓄能領域合作，浙富控股配合三峽建工推進項目預可研、可研等前期工作，設備供應、技術服務優先保障三峽建工合作項目；在合法合規的前提下，三峽建工在同等條件下優先選用浙富控股設備。中外合資企業中，上海福伊特（福伊特水電和上海電機廠合資）、天津通用電氣水電（通用電氣水力、通用電氣可再生能源、天津百利機械裝備合資）、杭州東芝水電（株式會社東芝、東芝中國、中國電建合資）具備單機容量 400MW 大型機組的設計制造能力。表 27：在運在建抽水蓄能項目國產機組供應商 項目名稱項目名稱 主機單機

162、容主機單機容量（量（MW）機組供應商機組供應商 說明說明 陽江抽水蓄能電站 400 哈爾濱電氣 中國最大單機，世界前列 敦化抽水蓄能電站 350 哈爾濱電氣 河北尚義抽水蓄能電站 350 哈爾濱電氣 周寧抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 豐寧抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 山東濰坊抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 荒溝抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 河北易縣抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 縉云抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 山東文登抽水蓄能電站 300 哈爾濱電氣 溧陽抽水蓄能電站 250 哈爾濱電氣 江蘇句容抽水蓄能電站 225 哈爾濱電氣 仙居抽水蓄能電站 375 哈爾濱電氣 長龍

163、山抽水蓄能電站 350 東方電氣 中國最高水頭，世界第二 黑麋峰抽水蓄能電站 300（國產化改造）東方電氣 福建仙游水電站 300 東方電氣 深圳抽水蓄能電站 300 東方電氣 績溪抽水蓄能電站 300 東方電氣 河北張河灣抽蓄電站 250 浙富控股 資料來源：哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股公司官網、公告，中信證券研究部 風險因素風險因素 抽水蓄能項目建設進度不及預期抽水蓄能項目建設進度不及預期。抽水蓄能項目具有單體投資體量大、建設周期長等特性，雖然其建設周期平均在 6.4 年左右，不過不排除后續因政策變化、業主資金周轉困難等原因導致項目建設進度不及預期。其他儲能對抽水蓄能形成其他儲能對抽水蓄

164、能形成替代替代。抽水蓄能雖然目前技術最成熟、經濟性良好，不過未來不排除電化學等儲能技術持續突破，使得其綜合性價比優于抽水蓄能，從而替代原有的抽水蓄能需求。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀正文之后的免責條款和聲明 40 政策變化導致抽水蓄能盈利波動政策變化導致抽水蓄能盈利波動。2021 年抽水蓄能兩部制電價的進一步完善，為投資運營企業打開盈利空間，考慮到我國抽水蓄能電價定價機制曾經歷多次變更，未來不排除政策變化導致項目盈利隨之波動。各環節競爭加劇導致各環節競爭加劇導致企業企業盈利空間縮窄盈利空間縮窄?？紤]到抽水蓄能建設在未來 10 年將大幅擴容，不排除未來總承包、設

165、備供應等環節競爭加劇，從而導致企業盈利水平下降。局部疫情反復超預期抑制電力需求。局部疫情反復超預期抑制電力需求。今年以來今年以來我國局部地區我國局部地區時有疫情反復，影響工商時有疫情反復，影響工商業生產、運營活動，從而導致部分地區用電需求下降，未來仍存在局部地區疫情反復超預業生產、運營活動，從而導致部分地區用電需求下降，未來仍存在局部地區疫情反復超預期，導致總體電力需求下滑期，導致總體電力需求下滑的的風險。風險。投資投資策略策略“碳中和”背景下以風、光發電為代表的新能源裝機規?？焖贁U容，大幅提升電力系統對儲能技術應用的需求，而抽水蓄能憑借技術成熟、連續儲能時間長、裝機容量大、度電成本低等多項優

166、勢，將繼續成為主流儲能技術。我國當前抽水蓄能裝機規模遠低于未來潛在需求，根據國家能源局規劃及中國電建董事長在人民日報發文內容，我們預計近 10年間抽蓄建設將大幅提速。同時，2021 年抽水蓄能電價改革的落地也將在保障投資方基本收益的同時，釋放向上業績彈性。從產業鏈角度而言，大致包括投資運營、總承包、設備三大核心環節，建議關注總承包環節的中國能建、中國電建，投資運營環節的文山電力，設備環節的東方電氣。表 28：重點企業盈利預測及估值 簡稱簡稱 代碼代碼 收盤價收盤價（元）（元）EPS（元）（元）PE 評級評級 21A 22E 23E 24E 21A 22E 23E 24E 文山電力 600995

167、.SH 17.48 0.03 0.27 0.35 0.41 583 65 50 43 買入 中國電建 601669.SH 6.98 0.57 0.77 1.02 1.38 12 9 7 5 買入 中國能建 601868.SH 2.22 0.16 0.20 0.23 0.26 14 11 10 9-東方電氣 600875.SH 16.50 0.73 0.95 1.18 1.41 23 17 14 12 買入 資料來源：Wind，中信證券研究部預測 注：股價為 2022 年 8 月 8 日收盤價，中國能建盈利預測為 Wind 一致預期。抽水蓄能行業專題抽水蓄能行業專題2022.8.11 請務必閱讀

168、正文之后的免責條款和聲明 41 相關研究相關研究 基礎材料和工程服務行業跟蹤點評看好三季度基建需求更上一層樓(2022-07-15)建筑建材行業 2022 年下半年投資策略（地產基建產業鏈篇）如何看待復工復產后的投資機會？(2022-06-29)工程服務行業從總量端、結構端看老基建投資機會 PPT(2022-05-13)基礎設施產業重大事項點評縣城城鎮化建設意見出臺，受益行業有哪些？(2022-05-09)“穩增長”抓手專題從資金角度看全年基建增長(2022-05-06)工程服務行業跟蹤點評“全面加強基礎設施建設”，項目儲備充足只待集中落地(2022-04-27)基礎材料和工程服務行業穩增長背

169、景下基建產業鏈投資(2022-04-14)基礎材料和工程服務行業碳中和專題之三從政策角度看建筑節能和 BIPV 的成長空間(2022-03-17)基礎材料和工程服務行業重大事項點評從政府工作報告看基建產業鏈投資機會(2022-03-07)基礎設施產業專題報告穩增長發力搭臺，新老基建產業鏈共舞(2022-02-17)42 分析師聲明分析師聲明 主要負責撰寫本研究報告全部或部分內容的分析師在此聲明：（i）本研究報告所表述的任何觀點均精準地反映了上述每位分析師個人對標的證券和發行人的看法；（ii）該分析師所得報酬的任何組成部分無論是在過去、現在及將來均不會直接或間接地與研究報告所表述的具體建議或觀點

170、相聯系。一般性聲明一般性聲明 本研究報告由中信證券股份有限公司或其附屬機構制作。中信證券股份有限公司及其全球的附屬機構、分支機構及聯營機構（僅就本研究報告免責條款而言，不含 CLSA group of companies），統稱為“中信證券”。本研究報告對于收件人而言屬高度機密，只有收件人才能使用。本研究報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布該研究報告的人員。本研究報告僅為參考之用，在任何地區均不應被視為買賣任何證券、金融工具的要約或要約邀請。中信證券并不因收件人收到本報告而視其為中信證券的客戶。本報告所包含的觀點及建議并未考慮個別客戶的特殊狀況、目標或需要，不應被

171、視為對特定客戶關于特定證券或金融工具的建議或策略。對于本報告中提及的任何證券或金融工具，本報告的收件人須保持自身的獨立判斷并自行承擔投資風險。本報告所載資料的來源被認為是可靠的，但中信證券不保證其準確性或完整性。中信證券并不對使用本報告或其所包含的內容產生的任何直接或間接損失或與此有關的其他損失承擔任何責任。本報告提及的任何證券或金融工具均可能含有重大的風險，可能不易變賣以及不適合所有投資者。本報告所提及的證券或金融工具的價格、價值及收益可跌可升。過往的業績并不能代表未來的表現。本報告所載的資料、觀點及預測均反映了中信證券在最初發布該報告日期當日分析師的判斷，可以在不發出通知的情況下做出更改，

172、亦可因使用不同假設和標準、采用不同觀點和分析方法而與中信證券其它業務部門、單位或附屬機構在制作類似的其他材料時所給出的意見不同或者相反。中信證券并不承擔提示本報告的收件人注意該等材料的責任。中信證券通過信息隔離墻控制中信證券內部一個或多個領域的信息向中信證券其他領域、單位、集團及其他附屬機構的流動。負責撰寫本報告的分析師的薪酬由研究部門管理層和中信證券高級管理層全權決定。分析師的薪酬不是基于中信證券投資銀行收入而定，但是，分析師的薪酬可能與投行整體收入有關，其中包括投資銀行、銷售與交易業務。若中信證券以外的金融機構發送本報告，則由該金融機構為此發送行為承擔全部責任。該機構的客戶應聯系該機構以交

173、易本報告中提及的證券或要求獲悉更詳細信息。本報告不構成中信證券向發送本報告金融機構之客戶提供的投資建議，中信證券以及中信證券的各個高級職員、董事和員工亦不為（前述金融機構之客戶）因使用本報告或報告載明的內容產生的直接或間接損失承擔任何責任。評級說明評級說明 投資建議的評級標準投資建議的評級標準 評級評級 說明說明 報告中投資建議所涉及的評級分為股票評級和行業評級（另有說明的除外）。評級標準為報告發布日后 6 到 12 個月內的相對市場表現，也即：以報告發布日后的 6 到 12 個月內的公司股價（或行業指數）相對同期相關證券市場代表性指數的漲跌幅作為基準。其中：A 股市場以滬深 300指數為基準

174、，新三板市場以三板成指（針對協議轉讓標的）或三板做市指數（針對做市轉讓標的）為基準；香港市場以摩根士丹利中國指數為基準；美國市場以納斯達克綜合指數或標普 500 指數為基準；韓國市場以科斯達克指數或韓國綜合股價指數為基準。股票評級股票評級 買入 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅 20%以上 增持 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于 5%20%之間 持有 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于-10%5%之間 賣出 相對同期相關證券市場代表性指數跌幅 10%以上 行業評級行業評級 強于大市 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅 10%以上 中性 相對同期相關證券市場代表性指數漲幅介于-10%

175、10%之間 弱于大市 相對同期相關證券市場代表性指數跌幅 10%以上 43 特別聲明特別聲明 在法律許可的情況下，中信證券可能（1）與本研究報告所提到的公司建立或保持顧問、投資銀行或證券服務關系，（2）參與或投資本報告所提到的 公 司 的 金 融 交 易，及/或 持 有 其 證 券 或 其 衍 生 品 或 進 行 證 券 或 其 衍 生 品 交 易。本 研 究 報 告 涉 及 具 體 公 司 的 披 露 信 息，請 訪 問https:/ 本研究報告在中華人民共和國（香港、澳門、臺灣除外）由中信證券股份有限公司（受中國證券監督管理委員會監管，經營證券業務許可證編號：Z20374000）分發。本研

176、究報告由下列機構代表中信證券在相應地區分發：在中國香港由 CLSA Limited（于中國香港注冊成立的有限公司）分發；在中國臺灣由 CL Securities Taiwan Co.,Ltd.分發；在澳大利亞由 CLSA Australia Pty Ltd.（商業編號：53 139 992 331/金融服務牌照編號：350159）分發；在美國由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）分發；在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注冊編號：198703750W）分發；在歐洲經濟區由 CLSA Europe BV 分發；在英國由 CLSA（UK）分發；在印度由

177、 CLSA India Private Limited 分發（地址：8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 400021；電話：+91-22-66505050；傳真：+91-22-22840271；公司識別號：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亞由 PT CLSA Sekuritas Indonesia 分發；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分發；在韓國由 CLSA Securities Korea Ltd.分發；在馬來西亞由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd 分發

178、；在菲律賓由 CLSA Philippines Inc.（菲律賓證券交易所及證券投資者保護基金會員）分發；在泰國由 CLSA Securities(Thailand)Limited 分發。針對不同司法管轄區的聲明針對不同司法管轄區的聲明 中國大陸：中國大陸：根據中國證券監督管理委員會核發的經營證券業務許可，中信證券股份有限公司的經營范圍包括證券投資咨詢業務。中國香港：中國香港：本研究報告由 CLSA Limited 分發。本研究報告在香港僅分發給專業投資者（證券及期貨條例（香港法例第 571 章）及其下頒布的任何規則界定的），不得分發給零售投資者。就分析或報告引起的或與分析或報告有關的任何事宜

179、，CLSA 客戶應聯系 CLSA Limited 的羅鼎，電話：+852 2600 7233。美國：美國：本研究報告由中信證券制作。本研究報告在美國由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）僅向符合美國1934 年證券交易法下 15a-6 規則界定且 CLSA Americas,LLC 提供服務的“主要美國機構投資者”分發。對身在美國的任何人士發送本研究報告將不被視為對本報告中所評論的證券進行交易的建議或對本報告中所述任何觀點的背書。任何從中信證券與 CLSA 獲得本研究報告的接收者如果希望在美國交易本報告中提及的任何證券應當聯系CLSA Americas,LLC（在美國證券交易

180、委員會注冊的經紀交易商），以及 CLSA 的附屬公司。新加坡：新加坡：本研究報告在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.，僅向（新加坡財務顧問規例界定的）“機構投資者、認可投資者及專業投資者”分發。就分析或報告引起的或與分析或報告有關的任何事宜，新加坡的報告收件人應聯系 CLSA Singapore Pte Ltd，地址：80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，電話：+65 6416 7888。因您作為機構投資者、認可投資者或專業投資者的身份，就 CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何

181、財務顧問服務，CLSA Singapore Pte Ltd 豁免遵守財務顧問法（第 110 章）、財務顧問規例以及其下的相關通知和指引（CLSA 業務條款的新加坡附件中證券交易服務 C 部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：加拿大：本研究報告由中信證券制作。對身在加拿大的任何人士發送本研究報告將不被視為對本報告中所評論的證券進行交易的建議或對本報告中所載任何觀點的背書。英國：英國：本研究報告歸屬于營銷文件，其不是按照旨在提升研究報告獨立性的法律要件而撰寫，亦不受任何禁止在投資研究報告發布前進行交易的限制。本研究報告在英國由 CLSA（UK）分發，且針對由相應本地監

182、管規定所界定的在投資方面具有專業經驗的人士。涉及到的任何投資活動僅針對此類人士。若您不具備投資的專業經驗，請勿依賴本研究報告。歐洲經濟區：歐洲經濟區：本研究報告由荷蘭金融市場管理局授權并管理的 CLSA Europe BV 分發。澳大利亞：澳大利亞：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商業編號：53 139 992 331/金融服務牌照編號：350159)受澳大利亞證券與投資委員會監管，且為澳大利亞證券交易所及 CHI-X 的市場參與主體。本研究報告在澳大利亞由 CAPL 僅向“批發客戶”發布及分發。本研究報告未考慮收件人的具體投資目標、財務狀況或特定需求。未經 CA

183、PL 事先書面同意，本研究報告的收件人不得將其分發給任何第三方。本段所稱的“批發客戶”適用于公司法（2001）第 761G 條的規定。CAPL 研究覆蓋范圍包括研究部門管理層不時認為與投資者相關的 ASX All Ordinaries 指數成分股、離岸市場上市證券、未上市發行人及投資產品。CAPL 尋求覆蓋各個行業中與其國內及國際投資者相關的公司。印度：印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，為全球機構投資者、養老基金和企業提供股票經紀服務（印度證券交易委員會注冊編號：INZ000001735）、研究服務（印度證券交易委員會注冊編號：INH000001113）和商人銀行服務（印度證券交易委員會注冊編號：INM000010619）。CLSA 及其關聯方可能持有標的公司的債務。此外，CLSA 及其關聯方在過去 12 個月內可能已從標的公司收取了非投資銀行服務和/或非證券相關服務的報酬。如需了解 CLSA India“關聯方”的更多詳情，請聯系 Compliance-I。未經中信證券事先書面授權，任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告。未經中信證券事先書面授權，任何人不得以任何目的復制、發送或銷售本報告。中信證券中信證券 2022 版權所有。保留一切權利。版權所有。保留一切權利。