东吴公用事业：从储能角度看抽水蓄能_27页_1mb

从储能角度看抽水蓄能总结

核心内容

抽水蓄能是当前储能行业中最具经济性、技术成熟度高、寿命最长的储能方式。其在电力系统中发挥着调峰、调频、调相和事故备用等关键作用，是构建新型电力系统的压舱石。

主要观点

• 市场主导地位：抽水蓄能在全球和中国储能市场中占据主导地位，2021年全球抽水蓄能装机占86.4%，中国占86.5%。
• 盈利模式：抽水蓄能电站采用两部制电价，包含容量电价和电量电价，其中容量电价主要用于弥补固定成本及准许收益，电量电价则通过峰谷价差获取收益，预计可增厚盈利性5%-10%。
• 投资主体多元化：过去主要由电网企业投资，未来将引入发电企业、地方投资平台、电力建设企业等多元化投资主体。
• “十四五”规划目标：2022年6月中国电建董事长提出，十四五期间将在200个市、县开工200个以上抽水蓄能项目，目标开工装机容量270GW，2021年仅开工61GW，未来四年将新增210GW。
• 应用场景广泛：抽水蓄能将在水风光蓄一体化、新能源基地、城市周边等场景中广泛应用。
• 产业体系完善：随着技术进步和项目推进，抽水蓄能产业链日趋完善，配套能力增强，与旅游等产业融合逐步深化。

关键信息

全球与国内储能装机情况

• 全球：2021年总装机205.3GW，其中抽水蓄能177.4GW（占比86.4%），电化学储能21.1GW（占比10.3%）。
• 中国：2021年总装机43.4GW（全球第一），其中抽水蓄能37.6GW（占比86.5%），电化学储能5.1GW（占比11.8%）。

新增装机情况

• 全球：2021年新增装机13.1GW，抽水蓄能5.3GW（占比40.2%），电化学储能7.5GW（占比57.6%）。
• 中国：2021年新增装机7.4GW，抽水蓄能5.3GW（占比71.1%），电化学储能1.8GW（占比24.9%）。

抽水蓄能的经济性优势

• 成本优势：抽水蓄能单位静态投资为53.67亿元/GW，寿命长达30年，建设期约5-7年。
• 度电成本：当储能利用小时数达到2000h时，抽水蓄能度电成本低至0.46元/KWh，远低于其他储能方式。
• 效率与功能：抽水蓄能的电能转换效率为75%，承担调峰、调频、调相和黑启动等动态功能。

抽水蓄能电站的运营模式

• 国内：主要采用两部制电价模式，容量电价纳入输配电价，电量电价通过现货市场获取峰谷价差收益。
• 海外：全球约85%的抽水蓄能电站采用电网统一经营或租赁制，15%通过参与电力市场竞价获取收益。

投资主体与项目进展

• 主要运营商：推荐文山电力，关注湖北能源、中国电建、东方电气等。
• 文山电力：南网旗下唯一抽水蓄能上市平台，注入南网调峰调频公司，形成储能+抽水蓄能双业务平台。
• 湖北能源：三峡集团下属综合能源平台，拥有湖北省11个大型抽水蓄能项目中的5个。
• 中国电建：承担“十四五”期间85%以上的抽水蓄能项目勘测设计工作，2022年1-5月新签合同金额达3862.68亿元。
• 东方电气：国内水电机组制造骨干企业，具备年产15-20台大型抽水蓄能机组的能力。

抽水蓄能电站的收益结构

• 容量电价：弥补固定成本及准许收益，按IRR6.5%核定，经营期40年。
• 电量电价：通过峰谷价差获取收益，20%归抽水蓄能电站，80%用于调整容量电价。

抽水蓄能电站建设成本构成

• 投资占比前三位：机电设备及安装工程（26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。
• 各部分投资占比：施工辅助工程5.49%、环境保护和水土保持工程1.43%、金属结构设备及安装工程3.77%、建设征地移民安置补偿费用3.49%、独立费用11.93%、预备费8.31%、建设期利息14.09%。

风险提示

1. 新型电力系统进度不及预期：若风电、光伏发展速度低于预期，将影响储能需求。
2. 项目推进不及预期：受政策或疫情影响，可能导致项目进度滞后。
3. 电价不确定性：2023年将按633号文重新核定电价，存在不确定性。