抽水蓄能行业专题：抽蓄建设风起云涌，哪些企业受益？-中信证券

证券研究报告 请务必阅读正文之后第 41 页起的免责条款和声明 抽蓄建设风起云涌，哪些企业受益？ 抽水蓄能行业专题｜2022.8.11 中信证券研究部 核心观点 孙明新 基础材料和工程服务行业首席分析师 S1010519090001 华鹏伟 电力设备与新能源行业首席分析师 S1010521010007 袁健聪 新能源汽车行业 首席分析师 S1010517080005 李想 公用环保行业首席分析师 S1010515080002 “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，根据能源局规划及人民日报发文，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资方基本收益的同时，释放向上盈利弹性。抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节。 ▍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，根据中国能源研究会储能专委会等发布的《储能产业研究白皮书 2022》，2021 年抽水蓄能在国内各项储能装机规模中占比达到 86.3%。 ▍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%，根据 Wind 数据计算），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分别达到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。我们从北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态，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。根据中国电建集团董事长丁焰章在《人民日报》（2022 年 6 月 13 日，第 11 版）发文，“十四五”我国抽水蓄能开工目标高达 270GW，远超能源局规划进度。我们根据抽水蓄能项目单瓦投资（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，我国抽蓄年均投资规模或超 1600 亿元。 ▍电改助力抽蓄走出盈利低谷，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资运营，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资企业 6.5%的保底资本金内部收益率，另一方面通过 20%电量电价分成，打开投资企业盈利向上弹性，即抽蓄电站可在电价波谷抽水、电价高峰发电，从而获取差价盈利，我们测算一座装机容量为 1.2GW 的抽蓄电站，在度电价差为 0.9 元（部分省份目前波峰、波谷电价差已超过 1 元）、年发电小时数为 1200 小时情形下，仅电量电价可分享的收益就达到 2.59 亿元。 ▍产业链包括投资运营、总承包、设备三大环节。产业链角度，抽水蓄能大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节：1）投资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分别为 63.3%、22.9%，其中文山电力曾公告拟通过资产重组获南网双调的抽水蓄能、调峰水电等资产，将成为南方电网唯一抽蓄业务上市平台；2）总承包环节，中国电建承担了国内绝大部分...