（报告出品方/作者：国信证券，王蔚祺、陈抒扬）
01 抽水蓄能原理及发展现状
可再生能源发展刚需下，储能大有可为
随着可再生能源的发展，以光伏和风电为代表的间歇性电源占发电量的比例逐步提高，截至2021年我国风电、光伏发电量占总发电量比例达到12%，并且未来 随着风电光伏的大规模装机，占比将快速提升。
随着新能源渗透率提高，能源系统对储能的需求越强
高比例清洁能源系统需要足够的调节能力同时应对来自消费侧和供应侧的 随机变化。一般把用电负荷减去风、光出力后的值定义为净负荷，净负荷的 波动特性决定了能源系统对调节能力的需求。净负荷的波动性与用电负荷、 新能源出力特性密切相关，随着新能源渗透率提高而增大。
以华北某省夏季典型日为例进行分析，当新能源渗透率为零时，用电负荷 为28.54GW，即为净负荷，呈现早、晚两个高峰，夜间低谷的波动特性；新 能源渗透率达到20%时，净负荷平均值下降，白天光伏发电使净负荷的日内 高峰明显减小；当新能源渗透率增加到50%时，风、光出力对净负荷的影响 程度进一步加大，在中午光伏最大出力时刻净负荷降至零以下，呈现“鸭形 曲线”特点；当新能源渗透率增加到80%时，净负荷在日内大部分时间小于 零，波动性更加明显。
总体上看，随着新能源渗透率的提高，净负荷的最大值和平均值不断下降， 标准差和最大变化速率不断提高，能源系统对储能的需求越来越强烈。
技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛
根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。抽水蓄能技术成熟，寿命较长，适合电网侧中长时间储能，具有削峰填 谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动等功能。
中国储能行业概览
据CNESA的不完全统计，2021年我国储能累计装机46.1GW，新增10.5GW，同比增长231%。抽水蓄能是我国迄今为止部署最多的储能方式，占比86.3%，以 36.39GW的装机容量位列世界第一。 为满足电网调节能力的需要，抽水蓄能电站容量配置一般为电网总装机容量的7%-10%。目前全国抽蓄电站装机容量占全国电力总装机比重不到2%，离发展目 标仍有较大差距。
抽水蓄能受益新能源装机将快速发展
抽水蓄能电站可分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站两类。
混合式抽水蓄能电站上水库有一定的天然水流量，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。在混合式抽水蓄能电站内，既安装有普通水轮发电机组， 利用江河径流调节发电；又安装有抽水蓄能机组，可从下水库抽水蓄能发电，进行蓄能发电，承担调峰、调频、调相任务。
纯抽水蓄能电站上水库没有水源或天然水流量很小，水在上、下水库循环使用，抽水和发电的水量基本相等，流量和历时按电力系统调峰填谷的需要来确定。 纯抽水蓄能电站仅用于调峰、调频，不能作为独立电源存在，必须与电力系统中承担基本负荷的电厂协调运行。
抽水蓄能项目核准建设显著提速
2021年核准抽水蓄能电站平均单位静态造价5,367元/kW，机电设备及安装工程占比居首。抽水蓄能电站工程建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件 和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随水头高度和装机规模增加而显著降低。
根据水规总院预测，“十四五”期间新核准并达到开工条件的项目容量有望达到270GW ，按照5,500元/kW的造价进行测算，预计“十四五”期间抽水蓄能投 资额超过1.4万亿元，“十五五”期间以约合1.8万亿元达到顶峰。抽水蓄能设备进入发展快车道，按照设备投资占比15%保守测算，预计2021-2035年间每年 平均新增价值量超过450亿元。
02 项目EPC及机电设备
前期流程有望压缩，项目建设逐步提速
通常抽水蓄能项目建设周期为6-8年，包括1-2年前期工作，3-4年主体工程建设，及1-2年设备调试安装。在抽水蓄能项目建设提速的背景下，前期核准及相关批 文获取时间有望缩短，通过审批流程的标准化、模块化、数字化和体系化改造，抽水蓄能项目平均建设周期可以压缩2-3年。
EPC业务开展流程
勘测设计业务：设计项目合约通常规定按勘测设计进度作出分期付款。工程项目完成后，客户通常会预扣相当于合约金额的约5%-10%作为保证金。在无发生质保 索偿的情况下，保证金将于为期12或24个月的质保期满后退回。 工程建设业务：履行合约时会按照议定工程款及预定工期表来施工。工程项目通常要求客户预先支付不低于工程总造价的5%-10%的预付款，按工程进度作出分期 付款。部份合约中有涉及原材料成本增加的费用调整或风险分担条款。工程项目完成后，客户通常会预扣相当于合约金额的约5%作为保证金。在无发生质保索偿 的情况下，保证金将于为期12或24个月的质保期满后退回。
发电电动机
发电电动机由励磁装置、上下机架及机座、定子、转子等部分组成。 抽水蓄能机组容量大，在电动机启动方式下无法直接并网，需有辅助启动措施，静止变频启动装置（SFC）是当前我国大型抽水蓄能机组主要启动方式，背靠 背为备用起动方式。 电站抽发两种工况下，发电电动机运转方向相反，运行时需要频繁切换与启动，变化迅速且电流冲击大，易造成系统大幅度升温及振动。
励磁系统与静止变频启动装置（SFC）
励磁系统与静止变频启动装置（SFC）是抽水蓄能发电电动机的关键零部 件。 静止变频器（SFC）：用于机组抽水(抽水调相)工况启动，主要由输入 单元、变频单元、输出单元、控制单元、保护单元及辅助单元几部分组 成。在机组启动时，SFC可产生频率逐渐增加的交流电，加入到机组定 子中，驱动机组转子转动，待转子达到同步转速断开变频器后，机组并 网才能进行抽水。 励磁系统：抽水蓄能机组的主要控制系统，SFC启动时 ，励磁系统配 合SFC系统将机组较为平稳地拖动到正常的水泵工况运行；停机的电气 制动过程中 ，通过对励磁电流的控制，可以使制动电流增大 ，得到较 好的制动效果。 我国首台完全具有自主知识产权的励磁系统与SFC设备，由国电南瑞分 别于2008年12月及2011年5月研制成功，并分别于潘家口、响水涧抽 蓄电站首次应用。
大型抽水蓄能设备需求旺盛，厂商集中度高
我国抽水蓄能设备快速发展，基本完成国产化替代。我国抽水蓄能机组产量占水电机组产量比重快速提高，由2016年不到1%提升至2021年的32.7%。国内现有 大中型水电机组生产企业十余家，但具备大型抽水蓄能机组产能的厂家不多，东方电气和哈尔滨电气为抽水蓄能机组主要生产企业。
03 抽水蓄能运营
我国抽水蓄能电价政策梳理
本加成锁定项目投资收益率，电网、发电侧及用户侧共担费用（2004-2014）。根据 2004 年发改委印发的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，抽 蓄电站主要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。在 2007 年《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》中，发改委规定 核定的抽水蓄能电站租赁费用原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。 两部制电价完善固定成本及变动成本补偿办法，
成本疏导顺畅（2014-2016）。2014年发改委印发《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，通 知明确了电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，其中容量电价弥补电站固定成本及准许收益、纳入电网运行费用，电量电价弥补变动成本，电价水平按 照当地燃煤标杆电价执行的方法，抽蓄电站投资端及运营端成本疏导顺畅。 容量电费从输配电定价成本剔除，
成本疏导困难（2016-2021）。2016 年“厂网分离”后抽水蓄能电站成本从电网成本中剥离并规定不允许纳入输配电价定价成 本，但未对费用疏导方式进行明确规定，成本疏导不畅导致了投资热情低迷，“十三五”期间我国抽水蓄能发展较缓慢。
容量电价
容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能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。 新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%核定。 抽水蓄能容量电价实行事前核定、定期调整的价格机制。电站投运后首次核定临时容量电价，在经成本调查后核定正式容量电价，并随省级电网输配电价监管周期 同步调整。
抽水蓄能运营竞争格局
国家电网及南方电网是我国主要的抽水蓄能电站运营企业。截至2021年底，国家电网在运装机容量23.51GW，占在运总装机65%；在建装机容量45.78GW，占在 建总装机74%。 两部制电价完善政策发布后，各大发电企业积极通过开发、并购、参股等形式参与抽水蓄能运营业务，打破了“十四五”前除电网企业外其他业主开发意愿不强的 局面。
04 重点公司分析
中国电建——抽水蓄能EPC龙头
中国电建是中国及全球水利水电行业的领先者，承担国内大中型水电站80%以上的规划设计任务、65%以上的建设任务，占有全球50%以上的大中型水利水电建 设市场，是中国水利水电、风电、光伏（热）建设技术标准与规程规范的主要编制修订单位。
东方电气——我国抽蓄机组主要生产企业
东方电气深耕大型水轮发电机技术，水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，2021年公司水轮发电机销售量为8.1GW， 市场占有率约为40%。 公司是我国抽蓄机组主要设备厂商之一，研制水平整体达到行业先进，部分关键技术达到国际领先，能够制造覆盖从50米到850米水头、容量从10MW到 450MW等级的机组产品，累计获得近70台套机组的供货合同，国内市场占有率为38%，是国内首个同时具备抽蓄机组研制和调试能力的发电设备制造企业。
哈尔滨电气——我国抽蓄机组主要生产企业
哈尔滨电气是我国生产水电设备的主要厂商之一，已为国内近200多座电站提供了300多台机组，并为国外（美国、加拿大、日本、委内瑞拉、泰国、菲律宾、 尼泊尔、土耳其、刚果、伊朗等国家）的26座电站提供了近80台水电机组。2021年公司水轮发电机产量为9.6GW，市场占有率约为47%。 公司是我国抽蓄机组主要设备厂商之一。截至2021年底，哈尔滨电气累计已经参与了22座抽水蓄能电站、79台套机组的研发制造，目前正在开展单机容量 425MW、最高水头近800米的抽水蓄能机组技术研究。
国电南瑞——关键零部件国产化领军企业
国电南瑞是行业内抽水蓄能电站专业最全、技术水平国际领先的电力系统二次设备供应商，拥有全部自主知识产权的抽蓄电站工程安全监测、计算机监控、继电 保护、水轮机调速、电机励磁和SFC、机组状态监测等产品，参与了30多个抽蓄电站的建设。
金盘科技——SFC特种干变供应商
金盘科技于2009年进入抽水蓄能领域，供货了近500余台套励磁变压器、厂用变压器、SFC输入输出变等类型产品，先后用于安徽绩溪、福建周宁、广州、河北 丰宁、吉林敦化、浙江仙居、呼和浩特、阳江、梅州等抽水蓄能电站。公司的抽水蓄能SFC特种干式变压器，用于大型同步电机的变频启动，解决了合闸冲击次 数、换流及涡流较大等问题，受到下游客户认可。
文山电力——吸收南网优质运营资产
2021年9月27日，文山电力对外公告重大资产重组预案，计划将原有主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债，与间接控股股东南方电网持有标 的调峰调频发电有限公司100%股权进行置换。调峰调频公司为南方电网的全资子公司，主要从事抽水蓄能、调峰水电、电网侧独立储能和气电业务。本次重大 资产重组完成后，公司将专注抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营业务。
报告节选：
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精选报告来源：【未来智库】。