2021年4月30日发布的《关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）明确抽水蓄能电站执行两部制电价，以激励性监管的方式核定容量电价并 纳入输配电价，以竞争性方式形成电量电价。该文件明确了抽水蓄能电站非变动成本的疏导机制，保证了抽水蓄能电站建设的基础收益率，提高了业主建设积极 性；鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。

  2022年4月，国家发展改革委、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，按照能核尽核、能开尽开的原则，快速推进2022年 抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高水平质量的发展，从而加快构 建新型电力系统、促进可再次生产的能源大规模高比例发展，以及促进扩大有效投资。核准流程有望标准化、简约化，项目设计、建设、设备交付将得到同步提速。

  随着可再次生产的能源的发展，以光伏和风电为代表的间歇性电源占发电量的比例慢慢地提高，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。

  高比例清洁能源系统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、 新能源出力特性紧密关联，随着新能源渗透率提高而增大。

  电源侧：跟踪计划出力及平滑发电输出，为系统提供调峰、调频及备用容量等辅助服务，解决弃风、弃光；电网侧：延缓输变电设备的升级与增容，提高电网运行的稳定水平；用户侧：分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳、提供辅助服务等方面。

  根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式大致上可以分为机械储能、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。

  抽水蓄能电站由上水库、下水库、输水系统、厂房和开关站组成。上/下水库：蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将下水库抽上来的水储存在上水库内，负荷高峰时段由上水库下放至下水库发电。输水系统：连接上下水库，由上库进/出水口及事故检修闸门井、隧洞或竖井、用于承受压力的管道和调压室、岔管、分岔后的水平支管、尾水隧洞及检修闸门井和下 水库进/出水口组成。在水泵工况（蓄电）把下水库的水输送到上水库，在水轮机工况（发电）将上水库放出的水通过厂房输送到下水库。厂房：地下厂房包括主、副厂房、主变洞、母线洞等洞室。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设施的场所，也是电厂生产的中心。

  2021年，我国抽水蓄能核准项目容量以13.7GW创下历史上最新的记录。2022年初至今新增开工抽水蓄能项目达到13GW，建设显著提速。遵循“能核尽核、能开尽开”的原则，预计2022年抽水蓄能核准建设规模超过50GW，新增投产规模9GW，年底总装机容量达到45GW左右，“十四五”期 间可核准并达到开工条件项目容量270GW。

  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。

  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。工程建设项目完成后，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。工程建设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。工程建设项目完成后，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。

  以单级可逆式抽水蓄能项目为例，设备主要可分为：发电电动机：主要由励磁装置、上下机架及机座、定子、转子等部分。 既可用作发电机也可用作电动机的同步电机，由于抽发两种工况水流方 向相反，需要加装换相设备。水泵水轮机：主要由由导叶、蜗壳、联轴器、接力器、尾水管等组成， 包括水轮机和调速器、球阀等附属设备和冷却水系统、高压气系统等辅 助设备。进水主阀：装置在水轮机蜗壳前的阀门，一般为球阀。

  调速器系统：根据负荷的变化不断地调节水轮发电机组的有功功率输出， 以维持机组转速（频率）在规定范围内。励磁系统：可通过调节导叶开度和快速改变励磁输出频率，调节抽蓄机 组速度，使机组持续高效运行。静止变频启动装置（SFC）：利用可控硅变频装置产生从零到额定频率 的变频起动电源，并将发电电动机同步起动。其他辅助设备：出口断路器、监控系统、继电保护系统；高压设备：主变压器、GIS、电力电缆； 未来我国抽水蓄能机组的研发将着力于超高水头大容量蓄能机组、大容量 变速机组设计制造自主化，同时励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产 化水平要进一步提高。

  我国抽水蓄能设备加快速度进行发展，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。

  成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%。

  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另外的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。

  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。

  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%。

  哈尔滨电气是我们国家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%。

  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。

  2021年9月27日，文山电力对外公告重大资产重组预案，计划将原有主要是做购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债，与间接控制股权的人南方电网持有标 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，主要是做抽水蓄能、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。

  （本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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