关注原因：发改委能源局发布对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)，超市场预期

1、未来15年我国抽水蓄能装机将增长近10倍。近日，国家能源局综合司印发关于征求对《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)的函，提出到2035年我国抽水蓄能装机规模将增加到300GW，投资规模约1.8万亿元，而当前抽水蓄能电站装机容量为32.5GW。征求意见稿提到预计十四五期间开工180GW，2025年投产62GW；十五五期间开工80GW，2030年投产200GW；十六五期间开工40GW，2035年投产300GW（与之对应的，当前市场对电化学储能预期是25年23.3GW，30年160GW，35年340GW）。新增投资在三个五年计划中投资额分别为9000亿、6000亿、3000亿元。从文件中的项目分布来看，全国各地分布较为均匀。

2、目前抽水蓄能相较其他储能有成本优势，技术也最为成熟，是当前储能的主要形式。抽水储能在电力负荷低谷期将水从下池水库抽到上池水库时将电能转化成重力势能，在负荷高峰时利用反向水流发电的形式，综合效率可做到70%~85%之间，成本约0.21-0.25 元/kWh，电化学储能成本在约0.6-0.8元/kWh（有专家在电话会议中预计电化学储能2030年成本降到0.3元/kWh），抽水蓄能成本在各种储能技术中度电成本最低。在全球储能市场中，抽水蓄能的累计装机占比为 90.3%，电化学储能的装机规模占比为7.5%。

3、对比此前卖方报告及国家电网3月份发布的抽水蓄能规划，本次征求意见稿的抽水蓄能规模应超过预期。以东吴电新曾朵红8月11号发布的报告《储能行业深度报告：聚势前行，如日方升，开启万亿蓝海新篇章》第63页为例：“抽水蓄能应用广泛，十四五期间抽水蓄能投产超20GW，到2030年运行装机将超70GW。我国是全球抽水蓄能 站在运、在建规模最大的国家，在运抽水蓄能电站22座，在建抽水蓄能电站30座。”相较此表述，征求意见稿规划的2025年及2030年投产规模均约为3倍左右。再以国家电网3月公布的十四五规划为例，“力争十四五新增开工20GW以上、投资1000亿元以上的抽水蓄能电站，同时向社会开放国家电网拟建抽水蓄能项目，社会资本可参可控”。此次征求意见稿的新开工规模和投资规模是国家电网3月计划的4倍以上。

4、此前国家对抽水蓄能有过规划，但进度明显未达预期。抽水蓄能当前总装机为32.5GW，近10年共新增了不到16GW,我国十二五规划、十三五规划分别计划实现抽水蓄能装机达30GW、30GW，但均未实现预期目标。

原因1）开发资源限制

资源限制，水力资源、地势高差两个条件缺一不可，而单个抽水蓄能项目建设周期长达8-10年，前期勘探准备工作繁琐，有一定不确定性，且可能涉及生态红线。但是1）按照征求意见稿所述，20年底摸排后我国抽水蓄能容量为1600GW，可用站点数为1500余个，远超三个五年规划的量；2）按照国网专家近期的电话会议纪要，我国现存可控开发抽水蓄能的容量为200Gwh左右。

原因2）此前成本传导机制未理顺

2019年发改委曾经发布的《输配电价成本监审办法》明确指出，抽水蓄能电站、电储能设施的成本费用不得计入输配电定价成本。当前输配电价定价均将抽蓄电站的资产、成本费用剔除在有效资产和定价输配电成本的范围之外，这导致输配电价核价时在建的抽蓄电站成本未全额疏导至销售电价，电网企业承担了部分成本。而今年5月发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，调动各方面积极性，为抽水蓄能电站加快发展、充分发挥综合效益创造更加有利的条件。意味着成本传导机制有所改善，电站建设成本进一步向下游用电端传导。

6、近日政府发布的经济数据全面低于预期，后续财政发力基建项目的预期较高。相较于新基建对就业拉动有限，抽水蓄能项目作为老基建范畴的工程项目可显著拉动就业，另一方面又能为后续的清洁能源发展提供坚实保障，一举两得。

7、综上所述，此次发改委发布的征求意见稿在抽水蓄能容量上超出市场预期，且详细列举了规划项目，可执行度及可追踪性高。先前两次五年规划未落实的问题也有进一步改善。

相关标的：

参考资料：《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)、国君研报、申万研报、东吴研报、天风研报