中信证券：抽水蓄能项目推进速度明显加快，产业链上哪些企业受益？
【本文来自持牌证券机构，不代表平台观点，请独立判断和决策。】
“碳中和”背景下，以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容，大幅提升电力系统对储能技术应用的需求，而抽水蓄能凭借技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，预计将继续作为主流储能技术。我国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求，据不完全统计，2022年1-7月，全国新立项、新签约、进行预可研或可研审查、新开工的抽水蓄能项目超过168个，装机量超过202GW，项目推进速度明显加快。中信证券梳理了产业链上包括投Zi运营、总承包、设备三大环节的核心标的，供投Zi者参考。
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碳中和背景下，以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容，大幅提升电力系统对储能技术应用的需求，而抽水蓄能凭借技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，预计将继续作为主流储能技术。



我国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求，根据能源局规划及renmin日报发文，近10年间抽蓄建设将大幅提速，同时，2021年抽水蓄能电价改革的落地也将在保障投Zi方基本收益的同时，释放向上营利弹性。中信证券梳理了产业链上包括投Zi运营、总承包、设备三大环节的核心标的，供投Zi者参考。
1）新能源发展激发储能需求，抽水蓄能综合性能占优。
碳中和约束下，我国以风电、光电为代表的可再生能源装机规模及占比快速提升，而可再生能源发电具有波动性，提高了电力系统对储能技术应用的需求，储能可缓解或解决电能供需在时间和强度上不匹配的问题。

对比其他储能技术，抽水蓄能具有技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，是当前最主流的储能技术，2021年抽水蓄能在国内各项储能装机规模中占比达到86.3%。


2）抽蓄供远低于求，近10年建设进度将大幅提速。
我国2021年底抽水蓄能装机容量为36.4GW，
需求端，抽水蓄能与风光发电装机量之比从2015年13.3%下降至2021年5.7%，现有抽水蓄能装机量无法满足风光发电快速发展的需求：

①对比美国2020年水平(10.2%)，我们预测国内到2030年抽蓄装机需求为122.4GW；
②若按照各地2021年来风光配储10%-20%的要求测算，乐观情形下，到2030年，国内抽蓄需求须达到154GW。

供给端，国家能源局规划到2025、2030年我国抽水蓄能投产装机规模将fen别达到62GW、120GW，而2022年经济增长依赖基建发力背景下，抽蓄电站加快开工。据不完全统计，2022年1-7月，全国新立项、新签约、进行预可研或可研审查、新开工的抽水蓄能项目超过168个，装机量超过202GW，项目推进速度明显加快。根据抽水蓄能项目单瓦投Zi(平均6.2元)及建设周期(平均6.4年)测算，十四五至十五五10年期间，我国抽蓄年均投Zi规模或超1600亿元。

3）电改助力抽蓄zou出营利低谷，激发各方参与动力。
我国抽水蓄能电站电价定价政策发展相对曲折，长期以来其收益与成本脱钩，主要由电网企业负责投Zi运营，其他各方参与意愿总体较低。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》，一方面通过容量电价保障投Zi企业6.5%的保底Zi本金内部收益率，另一方面通过20%电量电价fen成，打开投Zi企业营利向上弹性，即抽蓄电站可在电价波谷抽水、电价高峰发电，从而获取差价营利。测算下来，一座装机容量为1.2GW的抽蓄电站，在度电价差为0.9元(部fen省份目前波峰、波谷电价差已超过1元)、年发电小时薮为1200小时情形下，仅电量电价可fen享的收益就达到2.59亿元。

4）产业链：投Zi运营、总承包、设备三大环节



产业链角度，抽水蓄能大致包 括投Zi运营、总承包、设备三大核心环节：

①投Zi运营环节主要参与者为国家 电网、南方电网，2021 年两者在在运抽蓄电站装机量占比fen别为 63.3%、22.9%， 其中文山电力曾公告拟通过Zi产重组获南网双调的抽水蓄能、调峰水电等Zi产， 将成为南方电网唯一抽蓄业务上柿平台；
②总承包环节，中国电建承担了国内 绝大部fen抽蓄电站的规划或建设工作，在国内抽水蓄能规划设计方面柿场份额约 90%，承担建设项目份额约 80%，并在 2022 年拟使用定增募集Zi金投Zi运营第一个抽蓄电站项目，全年投Zi计划中计划核准抽水蓄能项目 4 个，总装机容量 约为 5GW。中国能建葛洲坝集团先后承建江苏宜兴等多个抽水蓄能电站等项目， 打响了抽水蓄能电站建设品牌，并在 2022 年与中国电建联手成立联合体承接抽 水蓄能项目；
③设备环节，哈尔滨电气和东方电气是国产抽蓄机组主机设备生 产的骨干企业，正持续引领抽蓄机组国产化替代。