120GW！抽水蓄能装机规模有望在未来十年间实现高速增长

浩博电池网讯：近日，中金公司研究院发表的有关抽水蓄能的报告认为，抽水蓄能电站建设正在提速，以实现2025/2030年装机目标62/120GW。建设高峰不仅将为抽水蓄能设备生产商有望迎来千亿级市场。而且运营回报收益率也将越来越有优势，将吸引到大量企业进入此行业。

由于抽水蓄能在新型电力系统中具备多重价值，在基建投资加速+新能源比例逐渐提高的双轮驱动下，抽水蓄能有望迎来黄金发展期。投资具备一定的吸引力，三峡、中广核、中核、华电等发电企业正在积极布局。

市场预测：装机规模有望在未来十年间实现高速增长

根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》，到2025年抽水蓄能投产总规模62GW以上；到2030年投产总规模达到120GW左右。

截至2021年底，我国已投产抽水蓄能36.4GW。目前在建抽水蓄能项目约60GW，另有已签约或正在开展前期工作的项目超过60GW。

按照目前已开工项目预计投产时间测算，2025年装机目标如果如期完成，到2028年装机规模将达到90GW以上，“十五五”规划的120GW装机目标有望顺利完成。

抽水蓄能装机规模(2010A-2030E)

抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)

当前抽水蓄能装机主要集中在我国东南部(统计截至2022年4月)

各省市在建、在运抽水蓄能装机(2022年4月)

之所以有这样的信心，是因为抽水蓄能作为新能源消纳主体力量，受到了国家政策的扶持。2021年，国家发改委、国家能源局先后印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》和《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》，为抽水蓄能电站加速开发建设奠定了政策基础。

在2021年，共有11个电站、13.7GW抽水蓄能电站获得核准，是2020年核准容量的4倍。根据水电水利规划设计总院，截至2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约814GW，其中在运36.39GW、在建61.53GW，中长期规划重点实施项目410GW，备选项目310GW。

2021年抽水蓄能项目核准情况

2022年4月，国家发改委、国家能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，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，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。

混合式抽蓄电站有望成为主流

抽水蓄能电站单位千瓦投资成本已趋于稳定。通过中金公司测算，目前国内抽蓄电站单位千瓦投资成本在5600元左右。

抽水蓄能电站建设周期大多在7-8年。前期一般需要经历站址选点、项目意向签约、预可研及可研编制审查等环节，项目核准权在能源领域“放管服”背景下已由国家层面转交至地方发改委。抽水蓄能电站建设具体时间线见下图。

抽水蓄能电站建设过程

抽水蓄能电站一般由建筑物和机组设备组成，从建筑物看，包括上水库、下水库、输水系统、厂房和其他专用建筑物等，从机器设备看，包括电动机、水泵水轮机、球阀等。由于抽水蓄能技术已相对成熟，且后期选址开发难度加大、原材料暂无进一步降价空间，中金公司认为未来抽水蓄能开发成本或有上升趋势，预计“十五五”投产项目平均造价在6000元/千瓦以上。

就抽水蓄能机电设备市场来看，空间广阔。抽水蓄能核心主机设备包括发电电动机、水泵水轮机、进水球阀、静止变频器(SFC)、调速器系统、励磁系统、继电保护系统、计算机监控系统等，此外高压电气设备还包括主变压器、GIS、电力电缆等。

中金公司报告根据国网、南网招标数据进行统计，发现机电设备成本一般占电站总投资的15%~30%。按照抽水蓄能电站单位千瓦造价5500元、机电设备成本占比20%、“十四五”开工70GW测算，抽水蓄能设备制造商的市场空间规模有望达到770亿元以上；考虑到“十五五”、“十六五”开工量，报告认为未来抽水蓄能设备厂商市场空间规模有望达到千亿元以上。

目前，哈尔滨电气、东方电气已经全面掌握了抽水蓄能定速机组的核心技术，新增抽水蓄能定速机组以国产机组为主。抽水蓄能变速机组有待进一步国产化。国电南瑞/南瑞继保为静止变频器、继电保护、计算机监控系统等的核心设备厂商，有望充分收益。

为节省成本，混合式抽蓄电站有望成为建设主流。混合式抽水蓄能电站是指，利用已有的常规水电站址资源建设的抽水蓄能电站，具有投资小、建设周期短、节省站址资源影响等优点。

混合式抽蓄电站优点对比

混合式抽蓄电站最大的好处是降低千瓦造价和缩短建设周期。单位千瓦造价可降低30%~50%，建设周期缩短至3-4年。

混合式抽水蓄能电站可以利用常规水电站已经建成的库区、水坝、电气线路等，还没有和拆迁征地投资，能够大幅减少投资建设成本和建设周期。以吉林白山抽水蓄能电站为例，单位千瓦投资约为2700元，与常规抽水蓄能电站(5000元/千瓦以上)相比至少节省了46%。建设周期方面，常规抽水蓄能大约为6-8年，混合式抽水蓄能电站可在3-4年内完成改造投产。

市场化收益空间正在打开

虽然国家已经危抽水蓄能市场化投资建设和运营打开了空间，但是因为投资成本过大，目前多数企业对投资和收益的不平衡有所疑虑。中金公司重点对这一问题进行了考察与探索。报告发现，容量电价确保稳定回报，市场化打开收益空间。

抽水蓄能电站收入来源：

电费收入：向电网收取容量电费和电量电费是抽水蓄能电站最主要的收益来源。根据历史电价政策，目前在运的抽水蓄能电站价格机制主要分为单一容量制电价、单一电量制电价、两部制电价三种类型。

抽水蓄能电站价格机制

辅助服务收入：电力辅助服务主要包括调频、调峰、备用、调压、黑启动等品种，抽水蓄能电站可以提供上述几乎所有品种的有偿辅助服务，因此可以按照“两个细则”获得一部分考核收入。但从实际情况来看，抽水蓄能电站目前实际辅助服务考核收入占总收入比例较低。根据国网能源研究院初步测算，抽水蓄能电站从辅助服务市场获得的收入占比不足1%。

容量租赁收入：广州抽水蓄能电站是全国唯一一家出售容量使用权的抽水蓄能电站。一期50%容量使用权出售给香港抽水蓄能发展有限公司；另外50%容量由广东电网与大亚湾核电站联合租赁，中广核为了让其核电站保持满发状态、不参与电网调峰调频，与广蓄公司签订电能转换及调峰等服务合同，由广东电网统一调度使用。根据文山电力重组说明书，中广核、广东电网每年分别向广蓄电站支付1000万美元，合共2000万美元的服务费用，港蓄发支付的单位容量电费与广东电网相近。

目前，抽水蓄能电站的独立价格政策逐渐确立，成本回收方式日益明朗。转折点是2021年5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》(以下简称“633号文”)为重要节点，进一步强调坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，同时明确将容量电价纳入输配电价回收。

633号文明确抽水蓄能电站“容量电价+电量电价”两部制电价机制

依照6.5%资本金内部收益率核定抽水蓄能电站容量电价，项目稳定回报有望得到保障。

容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等的辅助服务价值。633号文明确抽水蓄能电站执行两部制电价，其中容量电价按照内部收益率6.5%核定，经营期按照40年核定，纳入省级电网输配电价回收。相比较此前抽水蓄能电站收益机制，新政策：1)给定了抽水蓄能电站容量电价回报率及核定办法，能够确保电站每年获得固定收入；2)明确了抽水蓄能容量电费的来源，即通过电网企业输配电价中的成本项向终端用户分摊，避免因分摊机制不明确带来的抽水蓄能电站收入不确定性。

当前，抽水蓄能电站收入将以容量电费为主。根据633号文件，在参与电力现货市场之前，电站的上网电价按照燃煤发电基准价确定，抽水电价按照燃煤发电基准价的75%执行。由于抽水蓄能电站的运行效率一般为75%(即“抽四发三”)，可以近似认为抽水蓄能电站的发电电费与抽水电费收支基本平衡，电站收入主要来源主要为容量电费收入。

抽水蓄能电站目前以电网经营企业独资或控股投资建设为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资。由于抽水蓄能电站主要服务于电网安全稳定运行，过去基本由电网企业负责开发，抽水蓄能电站的盈利与整个电网运营利润进行捆绑式计算，发电企业建设抽水蓄能电站的积极性不高。随着633号文进一步明确抽水蓄能电站盈利模式和成本传导机制，更多发电企业开始投资抽水蓄能电站。

国网新源、南网双调仍为最大的抽蓄运营商，发电企业装机容量快速增长。从目前已投运+在建项目来看，发电企业投资的抽水蓄能电站数量占比已达到15%，中广核集团、三峡集团权益装机容量接近3GW(对比国网新源39.4GW、南网双调6.7GW)。从投资主体来看，五大电力企业中华电集团最为积极(控股福建周宁)，中广核、中核等核电企业均参股或控股抽水蓄能电站，三峡集团旗下三峡重工也积极参与项目投资开发，权益装机容量仅次于中广核集团。

发电企业投资抽水蓄能主要为助力新能源开发、配套调峰资源。随着新能源比例的提升，调峰资源的稀缺性凸显，部分省份在获取新能源项目开发指标时需要配套一定的调峰资源。对于大型发电企业而言，随着资金成本的下行，拥有6.5%稳定回报的抽水蓄能项目开发具备一定的吸引力，可作为争取新能源项目指标的配套调峰资源；此外，对于传统火电、水电业务增长空间受限制的发电企业而言，抽水蓄能业务也是扩大公司装机规模和收入空间的重要方向。

不同类型投资主体抽蓄电站数量比例

在运+在建发电企业控股抽水蓄能电站梳理（截止于2022年4月）

发电企业抽水蓄能权益装机容量(在运+在建项目)

报告认为收益有持续上行趋势。现货市场峰谷价差下，抽水蓄能电量电费收入有望增加，为项目回报带来上行空间。633号文指出，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。此外，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。抽水蓄能电站参与电力市场所获收益的20%可以直接留存，剩余80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。在电力现货市场下抽水蓄能电站有望赚取价差，在固定的容量电费之外再获得额外的电量电费收入。

抽水蓄能电站参与电力现货市场主要有“按需调度”和“自调度”两种模式。

“按需调度”模式：抽水蓄能电站仍然由电网调度机构按需调度，但按照当时的现货市场电价进行结算。由于抽水蓄能电站运行效率为75%，那么只要现货市场峰谷价差大于25%即可实现正向价差套利。

“自调度”模式：抽水蓄能电站可在日前自行决定发电/抽水运行曲线，在低谷低价时段抽水、高峰高价时段发电，即自主实现现货市场价差套利，弥补抽发损耗成本，赚取合理收益。目前山东省独立储能电站参与现货市场即采用该模式。

抽水蓄能逐步纳入辅助服务补偿机制。抽水蓄能是电网重要的辅助服务资源。过去，由于辅助服务补偿机制的不完善，抽水蓄能的辅助服务价值主要通过容量电费(即“包干价”)来体现。当前，部分地区在新版“两个细则”中已将抽水蓄能纳入，并且给定了补偿标准，但实际补偿电量比例仍然较低。未来，随着辅助服务品种多元化和补偿机制的完善，抽水蓄能有望通过提供市场化或有偿的辅助服务获得收益。

站在目前时点看，在大量新能源需要并网消纳的背景下，抽水蓄能或将成为提供灵活性资源的中坚力量，即将迎来广阔发展空间。