儲(chǔ)能行業(yè)之文山電力研究報(bào)告

儲(chǔ)能行業(yè)之文山電力研究報(bào)告1.擬注入南網(wǎng)儲(chǔ)能資產(chǎn)，打造優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)平臺(tái)1.1.文山電力：南網(wǎng)旗下發(fā)配售一體化電網(wǎng)公司云南文山電力（集團(tuán)）股份有限公司成立于1997年，于2004年在上交所上市，主要從事購(gòu)售電、發(fā)電、電力設(shè)計(jì)及配售電業(yè)務(wù)。電網(wǎng)方面，公司負(fù)責(zé)文山州內(nèi)文山、硯山、丘北、富寧和西疇等五個(gè)市縣的直供電服務(wù)，同時(shí)開(kāi)展對(duì)廣西電網(wǎng)百色供電局、廣西德保、那坡兩縣的躉售電服務(wù)。此外，受云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司委托，對(duì)文山州內(nèi)馬關(guān)、麻栗坡、廣南三家縣級(jí)供電局的資產(chǎn)業(yè)務(wù)進(jìn)行管理。電力設(shè)計(jì)方面，公司全資子公司文電設(shè)計(jì)和文電能投開(kāi)展電力設(shè)計(jì)，勘察，增量配售電、綜合能源服務(wù)等其他業(yè)務(wù)。電力業(yè)務(wù)是公司主要營(yíng)收來(lái)源。2020年，公司電力業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)營(yíng)收18.47億元，占總營(yíng)收的98.2%；設(shè)計(jì)業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)營(yíng)收0.43億元，占比2.3%。2021年9月27日，公司公告重大資產(chǎn)重組計(jì)劃，若重組順利完成，公司業(yè)務(wù)將由目前的購(gòu)售電、發(fā)電、電力設(shè)計(jì)及配售電轉(zhuǎn)變?yōu)槌樗钅堋⒄{(diào)峰水電和電網(wǎng)獨(dú)立側(cè)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)。南網(wǎng)旗下電網(wǎng)上市公司，實(shí)控人為國(guó)務(wù)院國(guó)資委。2006年公司發(fā)生股權(quán)轉(zhuǎn)讓暨控股權(quán)發(fā)生變更，云南電網(wǎng)公司持有文山電力37.41%股權(quán)，成為文山電力控股股東。云南電網(wǎng)公司為南方電網(wǎng)公司全資子公司，國(guó)務(wù)院國(guó)資委為實(shí)際控制人。截至2021年三季報(bào)，云南電網(wǎng)公司實(shí)際控股比例為30.66%。2020年受到疫情影響，社會(huì)用電需求下降，公司全年售電量同比減少17.73%。2020年全年公司實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入18.81億元，同比減少18.9%；歸母凈利1.11億元，同比減少66.7%。2021年前三季度，公司實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入15.36億元，同比增加10.63%；實(shí)現(xiàn)歸母凈利1.53億元，同比減少39.1%。1.2.重大資產(chǎn)重組，擬置入調(diào)峰調(diào)頻業(yè)務(wù)資產(chǎn)2021年9月27日，公司發(fā)布重大資產(chǎn)重組計(jì)劃公告，擬通過(guò)重大資產(chǎn)置換、發(fā)行股份購(gòu)買和募集配套資金的形式，與交易對(duì)方南方電網(wǎng)持有標(biāo)的調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司100%股權(quán)等值部分進(jìn)行置換，主營(yíng)業(yè)務(wù)也將從目前的購(gòu)售電、發(fā)電、電力設(shè)計(jì)及配售電轉(zhuǎn)變?yōu)槌樗钅?、調(diào)峰水電和電網(wǎng)獨(dú)立側(cè)儲(chǔ)能業(yè)務(wù)。1.2.1.資產(chǎn)重組具體方案梳理本次交易方案包括重大資產(chǎn)置換、發(fā)行股份購(gòu)買資產(chǎn)及募集配套資金三個(gè)部分。首先是重大資產(chǎn)置換。公司擬置出的資產(chǎn)涉及的業(yè)務(wù)主要包括三類，一是直供電服務(wù)，包括文山州內(nèi)文山、硯山、丘北、富寧和西疇等五個(gè)市縣在內(nèi)的直供電服務(wù)相關(guān)資產(chǎn)和負(fù)債；

二是躉售電服務(wù)，包括廣西電網(wǎng)百色供電局、廣西德保、那坡兩縣躉售電服務(wù)的相關(guān)資產(chǎn)負(fù)債；三是電力設(shè)計(jì)業(yè)務(wù)，主要包括公司持有的文電設(shè)計(jì)公司和文電能投公司100%的股權(quán)。擬置入資產(chǎn)為南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻發(fā)電有限公司100%股權(quán)。此外，在交易完成前，調(diào)峰調(diào)頻公司將剝離其氣電業(yè)務(wù)相關(guān)資產(chǎn)負(fù)債和持有的綠色能源混改基金約3%的合伙份額。此次交易公司發(fā)行股份有兩類用途，一是購(gòu)買資產(chǎn)，二是募集配套資金。公司向南方電網(wǎng)公司非公開(kāi)發(fā)行股份購(gòu)買資產(chǎn)將與資產(chǎn)置換同時(shí)進(jìn)行，用于支付資產(chǎn)置換過(guò)程中產(chǎn)生的差額。募集的資金用途較廣，不僅用于支付并購(gòu)交易稅費(fèi)等并購(gòu)整合費(fèi)用，還可用于公司后續(xù)的發(fā)展經(jīng)營(yíng)，例如支持置入資產(chǎn)的在建項(xiàng)目建設(shè)，補(bǔ)充公司的流動(dòng)資金以及償還債務(wù)等。此外，募集配套資金以重大資產(chǎn)置換、發(fā)行股份購(gòu)買資產(chǎn)的成功實(shí)施為前提，但募集配套資金成功與否不會(huì)影響重大資產(chǎn)置換與發(fā)行股份進(jìn)行資產(chǎn)購(gòu)買的進(jìn)行。1.2.2.抽蓄+新型儲(chǔ)能全方位布局，調(diào)峰調(diào)頻公司先發(fā)優(yōu)勢(shì)強(qiáng)擬置入資產(chǎn)調(diào)峰調(diào)頻公司是南方電網(wǎng)公司的全資子公司，實(shí)際控制人為國(guó)務(wù)院國(guó)資委，共有9家控股子公司和4家參股公司。主營(yíng)業(yè)務(wù)為抽水蓄能、調(diào)峰水電和電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能業(yè)務(wù)的開(kāi)發(fā)、投資、建設(shè)和運(yùn)營(yíng)，是國(guó)內(nèi)最早進(jìn)入抽水蓄能行業(yè)的企業(yè)之一，多年來(lái)在調(diào)峰調(diào)頻電源領(lǐng)域構(gòu)建了核心競(jìng)爭(zhēng)力。抽水蓄能方面，調(diào)峰調(diào)頻公司目前已投產(chǎn)運(yùn)營(yíng)5座裝機(jī)容量合計(jì)788萬(wàn)千瓦的抽水蓄能電站，在建2座裝機(jī)容量合計(jì)240萬(wàn)千瓦的抽水蓄能電站。其中調(diào)峰調(diào)頻公司分別持有廣東蓄能發(fā)電有限公司和惠州蓄能發(fā)電公司54%的股權(quán)，兩家公司剩余46%的股權(quán)均為中廣核能源開(kāi)發(fā)有限責(zé)任公司持有。調(diào)峰方面，調(diào)峰調(diào)頻公司運(yùn)營(yíng)天生橋二級(jí)電站和魯布革水電站2座水電站，其中天生橋二級(jí)電站裝機(jī)132萬(wàn)千瓦，是西電東送南路工程第一個(gè)電源點(diǎn)，所發(fā)電力外送至廣東、廣西等地。魯布革水電站裝機(jī)60萬(wàn)千瓦，位于十三大水電基地之一的南盤江紅水河水電基地。同時(shí)，兩座水電站均能發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻功能。儲(chǔ)能方面，調(diào)峰調(diào)頻公司在深圳運(yùn)營(yíng)10MW電化學(xué)儲(chǔ)能站，是國(guó)家“863計(jì)劃”兆瓦級(jí)電池儲(chǔ)能站關(guān)鍵技術(shù)研究及應(yīng)用的試點(diǎn)工程，為當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)提供電能轉(zhuǎn)換及調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)。調(diào)峰調(diào)頻公司近三年來(lái)營(yíng)業(yè)收入與歸母凈利潤(rùn)呈穩(wěn)健提升態(tài)勢(shì)。2020年實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入52.99億元，同比增加9.5%；實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤(rùn)8.44億元，同比增加2.5%。2021年上半年實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入31.17億元，實(shí)現(xiàn)歸母凈利5.55億元。從營(yíng)業(yè)收入拆分來(lái)看，2019年和2020年抽水蓄能業(yè)務(wù)分別實(shí)現(xiàn)營(yíng)業(yè)收入31.53和32.45億元，占總營(yíng)收比例高達(dá)65.2%和61.2%，2021年上半年由于氣電業(yè)務(wù)營(yíng)收占比的提升，抽蓄業(yè)務(wù)比重下滑至48.6%，但仍然是第一大營(yíng)業(yè)收入來(lái)源。調(diào)峰水電2020年和2021年上半年分別貢獻(xiàn)13.05和7.06億元營(yíng)收，占比分別為24.6%和22.7%。電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能業(yè)務(wù)目前在整體營(yíng)業(yè)收入中僅占0.4%，規(guī)模較小。從毛利潤(rùn)結(jié)構(gòu)來(lái)看，抽水蓄能和調(diào)峰水電是公司毛利潤(rùn)的主要來(lái)源，2020年抽水蓄能實(shí)現(xiàn)毛利潤(rùn)17.32億元，調(diào)峰水電毛利潤(rùn)為6.56億元，二者毛利潤(rùn)合計(jì)占比在95%左右。2021年上半年，抽水蓄能毛利潤(rùn)為8.01億元，調(diào)峰水電毛利潤(rùn)為4.3億元，合計(jì)占比在90%左右。2.抽水蓄能有望開(kāi)啟十年黃金發(fā)展期2.1.儲(chǔ)能為新型電力系統(tǒng)保駕護(hù)航2.1.1.

新能源大比例并網(wǎng)，電網(wǎng)消納迎考驗(yàn)新能源裝機(jī)維持高增速，裝機(jī)規(guī)模占比不斷提升。雙碳目標(biāo)下，能源結(jié)構(gòu)綠色轉(zhuǎn)型加速。據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2021年中國(guó)可再生能源新增裝機(jī)1.34億千瓦，占全國(guó)新增發(fā)電裝機(jī)的76.1%；風(fēng)電光伏的裝機(jī)增速分別達(dá)到16.63%和20.9%，而同期火電裝機(jī)增速僅為4.06%。截至2021年底，中國(guó)可再生能源發(fā)電累計(jì)裝機(jī)達(dá)到10.63億千瓦，占總發(fā)電裝機(jī)容量的44.8%。新能源出力受制于不穩(wěn)定性，大規(guī)模接入給電網(wǎng)帶來(lái)較大考驗(yàn)。風(fēng)電日波動(dòng)最大幅度可達(dá)裝機(jī)容量的80%，且呈現(xiàn)一定的反調(diào)峰特性；光伏發(fā)電受晝夜、天氣、移動(dòng)云層變化的影響，同樣存在間歇性和波動(dòng)性。據(jù)數(shù)據(jù)，2021年全年全國(guó)6000千瓦及以上電廠利用小時(shí)數(shù)，火電的利用小時(shí)數(shù)高達(dá)4448小時(shí)，而同期風(fēng)電為2232小時(shí)，光伏為1281小時(shí)，遠(yuǎn)低于火電的利用小時(shí)數(shù)。雖然可再生能源裝機(jī)占比已經(jīng)占到全國(guó)總裝機(jī)容量的接近50%，但新能源的出力能力受到不穩(wěn)定性的限制。根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2021年全年火電發(fā)電量占發(fā)電量比例仍高達(dá)67.4%，光伏風(fēng)電貢獻(xiàn)比例僅11.7%左右。此外，風(fēng)光等新能源的不穩(wěn)定性以及逐漸提高的并網(wǎng)比例給電網(wǎng)的供電、安全穩(wěn)定和經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行帶來(lái)了較大挑戰(zhàn)。2.1.2.抽水蓄能是目前大規(guī)模調(diào)節(jié)能源首選，發(fā)展前景廣闊由于風(fēng)電、太陽(yáng)能等可再生能源隨機(jī)性、波動(dòng)性、間歇性等特點(diǎn)，加快能源綠色低碳轉(zhuǎn)型需要建設(shè)大量?jī)?chǔ)能等靈活性資源作為支撐，儲(chǔ)能系統(tǒng)能夠保持電壓頻率穩(wěn)定、提供可靠備用電源、增強(qiáng)系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行的可靠性和靈活性、提高風(fēng)電和光伏發(fā)電的利用率，是構(gòu)建以

新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要支撐。抽水蓄能是儲(chǔ)能的一種形式，主要由處于高、低海拔位置的上、下水庫(kù)，以及發(fā)電裝置和廠房、控制中心組成。利用電力負(fù)荷低谷時(shí)的電能自下水庫(kù)抽水至上水庫(kù)，在電力負(fù)荷高峰期再放水至下水庫(kù)發(fā)電。抽水蓄能電站可將電網(wǎng)負(fù)荷低時(shí)的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時(shí)期的高價(jià)值電能。抽水蓄能具有技術(shù)成熟、反應(yīng)快速靈活、單機(jī)容量大、經(jīng)濟(jì)性較好等優(yōu)點(diǎn)，是緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，可以調(diào)相運(yùn)行，可以穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，是電力系統(tǒng)事故備用電源，能作為電網(wǎng)黑啟動(dòng)電源，是大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。從反應(yīng)速率上看，以北京十三陵抽水蓄能機(jī)組為例，從調(diào)度下令機(jī)組由停機(jī)狀態(tài)開(kāi)機(jī)發(fā)電至發(fā)電機(jī)并網(wǎng)帶100%出力一般時(shí)間均在4分鐘以內(nèi)，而絕大多數(shù)火電機(jī)組的調(diào)節(jié)速率約為每分鐘變化額定容量的2%，響應(yīng)速率遠(yuǎn)低于抽水蓄能機(jī)組。從成本端來(lái)看，抽水蓄能度電成本為0.21-0.25元/kwh，而目前度電成本最低的鉛蓄電池儲(chǔ)能技術(shù)也為0.61元/kwh，遠(yuǎn)高于抽蓄的平均成本。此外，抽水蓄能循環(huán)壽命平均能夠達(dá)到16000次，而磷酸鐵鋰電池的循環(huán)壽命次數(shù)僅為2500-5000次，循環(huán)壽命次數(shù)的優(yōu)勢(shì)也是抽水蓄能電站經(jīng)濟(jì)性的一大保障。抽水蓄能電站在保障電網(wǎng)安全運(yùn)行，促進(jìn)可再生能源消納方面發(fā)揮著重要作用：充當(dāng)事故應(yīng)急電源或者作為黑啟動(dòng)電源，保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。系統(tǒng)發(fā)生大功率缺失后，為了保障頻率穩(wěn)定需要及時(shí)增加發(fā)電出力。相比煤電、氣電，抽水蓄能機(jī)組啟動(dòng)時(shí)間短、調(diào)節(jié)速率快；相比常規(guī)水電，抽水蓄能電站更靠近負(fù)荷中心，大幅增發(fā)不影響系統(tǒng)穩(wěn)定，且支撐系統(tǒng)電壓的作用更強(qiáng)。因此，抽水蓄能已經(jīng)成為電力系統(tǒng)中最優(yōu)先調(diào)用的應(yīng)急電源，有力地保障了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。促進(jìn)新能源消納。隨著系統(tǒng)中新能源裝機(jī)比例持續(xù)增大，系統(tǒng)有功波動(dòng)性變大，夜間低谷時(shí)段風(fēng)電消納和午間平峰時(shí)段光伏消納均較困難，增加了系統(tǒng)調(diào)節(jié)難度，需要靈活調(diào)節(jié)電源配合運(yùn)行。抽水蓄能電站啟停迅速、調(diào)節(jié)靈活，能夠由計(jì)劃性的啟停調(diào)峰向靈活啟停轉(zhuǎn)變，隨時(shí)應(yīng)對(duì)新能源出力的波動(dòng)，維持系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定。在電網(wǎng)負(fù)荷低估時(shí)段，抽水蓄能機(jī)組抽水運(yùn)行，為電網(wǎng)吸納新能源功率創(chuàng)造條件。改善電力系統(tǒng)發(fā)、配、用各環(huán)節(jié)性能。在發(fā)電端，抽水蓄能電站參與調(diào)峰能夠減輕火電核電等常規(guī)機(jī)組的調(diào)峰壓力，提升經(jīng)濟(jì)性。對(duì)于火電，抽水蓄能電站可以減少煤電機(jī)組參與深度調(diào)峰及啟停調(diào)峰的次數(shù)，降低煤耗。對(duì)于核電，核電站若頻繁參與系統(tǒng)調(diào)峰會(huì)影響設(shè)備可靠性，同時(shí)顯著提高發(fā)電成本，抽水蓄能電站與核電配合運(yùn)行，可解決核電在基荷運(yùn)行時(shí)的調(diào)峰問(wèn)題，提高核電站的運(yùn)行效益。在配電側(cè)，促進(jìn)分布式發(fā)電順利并網(wǎng)。大量分布式電源接入電力系統(tǒng)，會(huì)帶來(lái)配電網(wǎng)局部電壓升高和向主網(wǎng)送電能力受限問(wèn)題，影響配電網(wǎng)正常運(yùn)行。抽水蓄能電站的電壓調(diào)節(jié)和電能存儲(chǔ)能力，能夠解決分布式電源接入后引起的高電壓?jiǎn)栴}，緩解配電網(wǎng)輸送容量約束，有效提升系統(tǒng)接納分布式發(fā)電的能力。在用電端，減少頻率偏差，提升用戶側(cè)電能質(zhì)量。抽水蓄能機(jī)組啟停迅速、運(yùn)行靈活可靠，且能大范圍調(diào)整出力，能很好地適應(yīng)系統(tǒng)負(fù)荷急劇變化的趨勢(shì)，提高電網(wǎng)頻率合格率。以京津唐電網(wǎng)為例，在十三陵、潘家口等抽水蓄能電站投產(chǎn)后，電網(wǎng)頻率合格率由98%提升至99.99%以上。2.2.抽水蓄能發(fā)展現(xiàn)狀梳理2.2.1.全球抽水蓄能市場(chǎng)高度集中裝機(jī)規(guī)模上看，據(jù)國(guó)際水電協(xié)會(huì)發(fā)布的2021年水電現(xiàn)狀報(bào)告，截至2020年末，全球抽水蓄能電站累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為159.49GW。裝機(jī)結(jié)構(gòu)上看，據(jù)國(guó)際水電協(xié)會(huì)數(shù)據(jù)，歐洲是全球抽蓄電站裝機(jī)規(guī)模最大的地區(qū)，截至2020年末累計(jì)裝機(jī)量為54.88GW，占全球裝機(jī)規(guī)模的34.4%；中國(guó)裝機(jī)量為31.49GW，占比為19.7%排名第二。歐洲、中國(guó)、日本和美國(guó)四個(gè)國(guó)家和地區(qū)的累計(jì)裝機(jī)占比達(dá)到85.8%，抽水蓄能電站在全球范圍內(nèi)分布高度集中。2.2.2.中國(guó)抽水蓄能行業(yè)增速穩(wěn)定，可開(kāi)發(fā)潛力巨大中國(guó)抽水蓄能電站的發(fā)展始于20世紀(jì)60年代后期。20世紀(jì)80年代中后期，中國(guó)電力供需和電網(wǎng)調(diào)峰矛盾突出，中國(guó)抽水蓄能發(fā)展迎來(lái)第一個(gè)建設(shè)高峰期。其間廣州抽蓄電站，北京十三陵以及浙江天荒坪抽蓄電站相繼建成投產(chǎn)。截至2021年底中國(guó)抽水蓄能電站裝機(jī)規(guī)模達(dá)到36GW。從國(guó)內(nèi)裝機(jī)規(guī)?？?，2010-2020年中國(guó)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模穩(wěn)步增長(zhǎng)，據(jù)國(guó)際水電協(xié)會(huì)數(shù)據(jù)，截至2020年末，中國(guó)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模已達(dá)31.49GW，2010-2020年復(fù)合裝機(jī)增速為6%。從儲(chǔ)能的細(xì)分市場(chǎng)看，由于技術(shù)發(fā)展早、經(jīng)濟(jì)性優(yōu)，無(wú)論在全球市場(chǎng)還是在中國(guó)市場(chǎng)，抽水蓄能均是儲(chǔ)能中最大的細(xì)分市場(chǎng)。據(jù)國(guó)際水電協(xié)會(huì)發(fā)布的2021年水電現(xiàn)狀報(bào)告，全球抽水蓄能電站儲(chǔ)能電容量9000GWh，占全世界電網(wǎng)蓄能應(yīng)用的90%以上。截至2020年末，抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模占中國(guó)儲(chǔ)能市場(chǎng)比重達(dá)89.3%。增量空間：中國(guó)抽蓄電站在存量資源和增量資源上均具備較大的開(kāi)發(fā)潛力。存量資源主要指常規(guī)水電站的改造潛能，增量資源指暫未開(kāi)發(fā)的豐富站點(diǎn)資源。中國(guó)抽蓄電站發(fā)展規(guī)模滯后于電力系統(tǒng)需求。在美國(guó)、德國(guó)、日本等國(guó)家，抽水蓄能和燃?xì)怆娬驹陔娏ο到y(tǒng)中的比例均超過(guò)10%。中國(guó)油氣資源稟賦相對(duì)匱乏，抽水蓄能和燃?xì)怆娬菊急葍H6%左右，其中抽水蓄能占比僅1.4%。與發(fā)達(dá)國(guó)家相比，中國(guó)抽水蓄能電站建成投產(chǎn)規(guī)模較少、在電源結(jié)構(gòu)中占比低，不能有效滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)運(yùn)行和新能源大規(guī)?？焖侔l(fā)展需要，抽蓄電站規(guī)模還有較大的擴(kuò)展空間。常規(guī)水電站的蓄能改造。中國(guó)已開(kāi)發(fā)的梯級(jí)水電站眾多，常規(guī)水電站的抽蓄改造作用明顯，在冬季枯水期水電站發(fā)電不穩(wěn)定的情況下其作用尤為顯著。梯級(jí)水電站通過(guò)儲(chǔ)能泵站或可逆式機(jī)組等擴(kuò)機(jī)方式，在梯級(jí)水庫(kù)之間建立循環(huán)水力聯(lián)系，從低梯級(jí)抽水儲(chǔ)能，用高梯級(jí)發(fā)電，為電力系統(tǒng)提供基礎(chǔ)電量或容量增量，是未來(lái)存量水電站建設(shè)趨勢(shì)之一。常規(guī)水電站的抽蓄改造有兩個(gè)方面的優(yōu)勢(shì)：一方面，混合式的抽水蓄能是一種最理想的“長(zhǎng)時(shí)蓄能”方式，對(duì)于服務(wù)新能源具有優(yōu)勢(shì)；另一方面，常規(guī)水電站改造的混合式抽水蓄能，往往運(yùn)行成本比較低，更具備競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)。截至2021年末，中國(guó)水電裝機(jī)規(guī)模達(dá)到390.92GW，是存量抽蓄電站規(guī)模的10倍以上，可改造資源豐富。中國(guó)地域遼闊，抽水蓄能電站的站點(diǎn)資源較豐富：截至2019年，中國(guó)已經(jīng)開(kāi)展25個(gè)省（區(qū)、市）的抽水蓄能電站選點(diǎn)規(guī)劃或調(diào)整工作，批復(fù)的規(guī)劃站點(diǎn)總裝機(jī)容量約1.2億千瓦。在2020年12月的新一輪中長(zhǎng)期規(guī)劃資源站點(diǎn)普查中，規(guī)劃站點(diǎn)所在省市數(shù)量由25個(gè)拓展至29個(gè)。中國(guó)抽水蓄能行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)格局集中，兩大電網(wǎng)是建設(shè)主力。國(guó)家電網(wǎng)公司下屬的國(guó)網(wǎng)新源和南方電網(wǎng)公司下屬的南網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司分別是兩大電網(wǎng)旗下的抽水蓄能平臺(tái)。在已投產(chǎn)的抽蓄機(jī)組方面，截至2021年，國(guó)網(wǎng)新源在運(yùn)抽蓄電站28座，裝機(jī)規(guī)模為26.3GW，南網(wǎng)雙調(diào)公司在運(yùn)抽蓄電站6個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為7.88GW，分別占比約73%和22%。此外，內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司以及江蘇、浙江等地的部分企業(yè)也運(yùn)營(yíng)少量抽水蓄能電站。在增量機(jī)組方面，國(guó)網(wǎng)新源在建機(jī)組裝機(jī)容量為48.53GW，為存量機(jī)組的約1.8倍。2.3.裝機(jī)增長(zhǎng)+穩(wěn)定收益，政策打開(kāi)抽蓄成長(zhǎng)空間2.3.1.定價(jià)政策與裝機(jī)規(guī)模復(fù)盤在中國(guó)電力體制改革和電力市場(chǎng)化不斷推進(jìn)的前提下，成本如何回收成為建設(shè)發(fā)展抽水蓄能電站的關(guān)鍵考量因素，合理的電價(jià)機(jī)制是調(diào)動(dòng)抽水蓄能電站發(fā)電積極性和保障電站調(diào)峰調(diào)頻作用的關(guān)鍵。目前，國(guó)內(nèi)的抽水蓄能電站的電價(jià)政策主要為單一容量電價(jià)和兩部制電價(jià)兩種模式。單一容量制是中國(guó)抽水蓄能行業(yè)發(fā)展初期使用較多的機(jī)制，僅核定抽水蓄能電站的容量電價(jià)，由國(guó)家價(jià)格主管部門按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則核定，不確認(rèn)電量電價(jià)部分。兩部制電價(jià)機(jī)制為按照電站的容量及上網(wǎng)的發(fā)電量分別計(jì)付電費(fèi)的電價(jià)模式，由政府核定價(jià)格后執(zhí)行。截至2021年3月末，國(guó)網(wǎng)新源公司已投產(chǎn)的21家抽蓄電站中僅8家電站實(shí)行兩部制電價(jià)，占比為38%；截至2021年底，南方電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻公司在運(yùn)5家抽蓄電站中3座實(shí)行兩部制電價(jià)，占比為60%。復(fù)盤2010-2020年中國(guó)抽蓄電站裝機(jī)增速與相關(guān)成本定價(jià)機(jī)制之間的關(guān)系，我們發(fā)現(xiàn)對(duì)于抽蓄電站收益機(jī)制的利好政策的出臺(tái)能夠顯著推動(dòng)抽蓄電站投資建設(shè)熱情，促進(jìn)裝機(jī)規(guī)模的增長(zhǎng)。2014-2016年，1763號(hào)文明確兩部制電價(jià)，建設(shè)規(guī)模快速抬升。2014年出臺(tái)的國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問(wèn)題的通知規(guī)定，在電力市場(chǎng)形成前，抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)，容量電費(fèi)用于彌補(bǔ)抽水蓄能電站的固定成本及準(zhǔn)許收益，電量電費(fèi)用于補(bǔ)償抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動(dòng)成本；2015年，國(guó)家能源局發(fā)布的關(guān)于鼓勵(lì)社會(huì)資本投資水電站的指導(dǎo)意見(jiàn)提出，社會(huì)資本可通過(guò)市場(chǎng)方式選擇未明確開(kāi)發(fā)主體的抽水蓄能電站。兩政策共同推動(dòng)發(fā)電企業(yè)投資抽水蓄能電站的熱情，使投資明顯回暖。2014-2016年新增裝機(jī)規(guī)模逐年上升，2016年年均新增裝機(jī)364萬(wàn)千瓦，為近十年來(lái)的最高水平。2016-2019年，容量電價(jià)無(wú)法正常疏導(dǎo)和回收的矛盾突出，裝機(jī)增速一路走低。2016-2019年，國(guó)家發(fā)改委相繼發(fā)文，提出抽水蓄能電站相關(guān)費(fèi)用不計(jì)入輸配電價(jià)成本，使得抽水蓄能的成本無(wú)法通過(guò)產(chǎn)業(yè)鏈向終端用戶疏導(dǎo)。2019年11月，國(guó)家電網(wǎng)有限公司印發(fā)的關(guān)于進(jìn)一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)投資的通知明確：“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開(kāi)展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲(chǔ)能設(shè)施建設(shè)，不再安排抽水蓄能新開(kāi)工項(xiàng)目?！痹谌狈侠黼妰r(jià)和成本疏導(dǎo)機(jī)制的背景下，中國(guó)抽蓄電站裝機(jī)增量自2016年達(dá)到364萬(wàn)千瓦之后一路下滑，2019年全年新增裝機(jī)規(guī)模僅30萬(wàn)千瓦，為十年來(lái)的最低水平?！笆濉焙汀笆濉逼陂g抽蓄電站的裝機(jī)規(guī)劃分別為3000和4000萬(wàn)千瓦，但是實(shí)際累計(jì)裝機(jī)量?jī)H為2303和3149萬(wàn)千瓦。2.3.2.量?jī)r(jià)政策明朗，抽水蓄能發(fā)展重迎機(jī)遇期2021年5月和9月，國(guó)家發(fā)改委和能源局相繼發(fā)文，從價(jià)格形成機(jī)制和中長(zhǎng)期裝機(jī)規(guī)模方面明確了抽蓄行業(yè)裝機(jī)增長(zhǎng)和商業(yè)模式，行業(yè)發(fā)展重新按下快進(jìn)鍵。盈利模式方面，穩(wěn)定的回報(bào)機(jī)制+清晰的成本疏導(dǎo)路徑，有望提升投資規(guī)模。2021年4月30日國(guó)家發(fā)改委出臺(tái)關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)（633號(hào)文），明確了兩部制電價(jià)的機(jī)制，并對(duì)容量電價(jià)的核定辦法、電量電價(jià)的形成機(jī)制進(jìn)一步完善。633號(hào)文相比1763號(hào)文及897號(hào)文的主要區(qū)別以及對(duì)抽水蓄能電價(jià)的主要影響在于：明確了抽水蓄能電站容量電費(fèi)向終端用戶電價(jià)的疏導(dǎo)：明確“政府核定的抽水蓄能容量電價(jià)對(duì)應(yīng)的容量電費(fèi)由電網(wǎng)企業(yè)支付，納入省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)回收”，并進(jìn)一步完善了根據(jù)電站功能和服務(wù)情況，抽水蓄能電站容量電費(fèi)在多個(gè)省級(jí)電網(wǎng)的分?jǐn)偡绞健⒃谔囟娫春碗娏ο到y(tǒng)間的分?jǐn)偡绞?；明確電網(wǎng)企業(yè)提供的抽水電量產(chǎn)生的損耗在核定省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)時(shí)統(tǒng)籌考慮。堅(jiān)持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價(jià)政策：i.容量電價(jià)方面：明確以政府定價(jià)方式形成容量電價(jià)。制訂了抽水蓄能容量電費(fèi)核定辦法，在成本調(diào)查基礎(chǔ)上，對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理確定核價(jià)參數(shù)，明確經(jīng)營(yíng)期內(nèi)資本金內(nèi)部收益率按6.5%核定，按照經(jīng)營(yíng)期定價(jià)方法核定容量電價(jià)，并隨省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)監(jiān)管周期同步調(diào)整。ii.電量電價(jià)方面：以競(jìng)爭(zhēng)方式形成電量電價(jià)。明確有電力現(xiàn)貨時(shí)的電量電價(jià)按現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格及規(guī)則結(jié)算，抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中削峰填谷、低抽高發(fā)的運(yùn)行特性將受益于現(xiàn)貨市場(chǎng)的逐步推行；無(wú)現(xiàn)貨市場(chǎng)的區(qū)域抽水電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行，并鼓勵(lì)采用競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)采購(gòu)方式形成抽水電價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。iii.強(qiáng)化與電力市場(chǎng)建設(shè)發(fā)展的銜接：構(gòu)建輔助服務(wù)和電量電價(jià)相關(guān)收益分享機(jī)制，收益的20%留存給抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，推動(dòng)抽水蓄能電站作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)。裝機(jī)規(guī)模方面，有望開(kāi)啟十年黃金增長(zhǎng)期。兩碳目標(biāo)下，能源綠色低碳轉(zhuǎn)型加速，2030年中國(guó)風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12億千瓦以上，大規(guī)模的新能源并網(wǎng)迫切需要大量調(diào)節(jié)電源提供優(yōu)質(zhì)的輔助服務(wù)，構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)對(duì)抽水蓄能的發(fā)展提出更高要求。國(guó)家層面，2021年9月國(guó)家能源局印發(fā)抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年），提出到2025年抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模達(dá)到6200萬(wàn)千瓦以上，十四五期間年均新增規(guī)模約為610萬(wàn)千瓦；到2030年投產(chǎn)總規(guī)模1.2億千瓦左右，2020-2030年復(fù)合增速將達(dá)到14.3%，相比過(guò)去十年（2010-2020）年6.4%的復(fù)合增速高出近8個(gè)百分點(diǎn)，抽水蓄能電站有望開(kāi)啟十年黃金增長(zhǎng)期。國(guó)家電網(wǎng)公司表示將力爭(zhēng)到2030年經(jīng)營(yíng)區(qū)內(nèi)抽蓄電站裝機(jī)規(guī)模由目前的2630萬(wàn)千瓦提高到1億千瓦。2.4.南網(wǎng)抽蓄資產(chǎn)梳理及收益測(cè)算存量電站：已投運(yùn)的5座抽蓄電站中，有4座位于廣東省，1座位于海南省。其中廣州抽蓄電站兩期，惠州抽蓄電站的裝機(jī)規(guī)模均達(dá)到240萬(wàn)千瓦，除海南抽蓄電站以外，南方電網(wǎng)的抽蓄電站的單站建設(shè)規(guī)模均在120萬(wàn)千瓦以上。在建電站：目前在建梅州抽水蓄能電站一期、陽(yáng)江抽水蓄能電站一期兩座合計(jì)裝機(jī)240萬(wàn)千瓦的抽水蓄能電站。梅州抽水蓄能電站一期工程裝機(jī)容量120萬(wàn)千瓦，上、下水庫(kù)總庫(kù)容位居全國(guó)第二，裝機(jī)容量相當(dāng)于梅州總體用電負(fù)荷的50%；陽(yáng)江抽水蓄能電站一期工程裝機(jī)容量120萬(wàn)千瓦，機(jī)組單機(jī)容量40萬(wàn)千瓦，是目前國(guó)內(nèi)核準(zhǔn)建設(shè)的單機(jī)容量最大、凈水頭最高、埋深最大的抽水蓄能電站。建設(shè)進(jìn)度方面，2021年12月，梅州抽蓄電站和陽(yáng)江抽蓄電站首臺(tái)機(jī)組相繼投產(chǎn)發(fā)電。2022年3月，隨著梅州抽蓄電站2號(hào)機(jī)組的正式投運(yùn)，南方電網(wǎng)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到888萬(wàn)千瓦。推進(jìn)建設(shè)及未來(lái)規(guī)劃：目前，正在推進(jìn)廣東肇慶、惠州中洞以及廣西南寧等3座合計(jì)裝機(jī)360萬(wàn)千瓦的抽水蓄能項(xiàng)目前期工作和后續(xù)工程建設(shè)。建設(shè)規(guī)劃方面，南方電網(wǎng)公司印發(fā)的公司關(guān)于推動(dòng)綠色低碳發(fā)展轉(zhuǎn)型的意見(jiàn)提出，未來(lái)十五年將加快抽水蓄能建設(shè)，“十四五”新增裝機(jī)600萬(wàn)千瓦，“十五五”“十六五”各新增裝機(jī)1500萬(wàn)千瓦，未來(lái)十五年增長(zhǎng)4.6倍。到2030年，抽蓄電站規(guī)模大約相當(dāng)于新增1個(gè)三峽水電站的裝機(jī)容量，能夠支撐2.5億千瓦以上新能源接入和消納。633號(hào)文對(duì)抽水蓄能電站的電價(jià)政策進(jìn)行了明確，通過(guò)影響收入及引導(dǎo)成本不斷優(yōu)化對(duì)抽水蓄能電站的盈利產(chǎn)生影響。我們分別對(duì)容量電價(jià)和電量電價(jià)部分的收益進(jìn)行測(cè)算：

投產(chǎn)節(jié)奏預(yù)估：陽(yáng)江和梅州抽蓄電站能夠在2022年中完全投產(chǎn)，假設(shè)肇慶、惠州中洞和南寧三個(gè)電站的投產(chǎn)節(jié)奏分別為2024年和2025年年中分別能夠投產(chǎn)1800MW。容量電價(jià)部分測(cè)算假設(shè)：廣蓄電站一期收益核算：廣蓄一期屬于協(xié)商定價(jià)，收入來(lái)源包括兩部分，分別是：向香港抽水蓄能發(fā)展有限公司提供抽水蓄能服務(wù)的收入，以及向廣東核電投資有限公司和廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司提供抽水蓄能服務(wù)的收入。香港抽水蓄能發(fā)展有限公司每年支付固定費(fèi)用1億港元；廣蓄電站與廣核投、廣東電網(wǎng)的合作收入，合同將其約定為

“電能加工服務(wù)費(fèi)”，亦屬于容量電費(fèi)。廣核投、廣東電網(wǎng)每年向廣蓄電站各自支付1000萬(wàn)美元，合計(jì)2000萬(wàn)美元的服務(wù)費(fèi)用。資本金比例：據(jù)公司公告，預(yù)計(jì)十四五期間新建抽蓄電站自有資本金比例為20%-30%，假設(shè)存量電站和新建電站平均資本金比例均為30%。資本金收益率：2021-2026年均按照6.5%核算。根據(jù)測(cè)算結(jié)果，隨著規(guī)劃電站的陸續(xù)投產(chǎn)，容量電價(jià)部分利潤(rùn)將從2021年的5.31億元增長(zhǎng)至2026年的12.46億元，復(fù)合增速為18.6%。非市場(chǎng)化情景下，電量電價(jià)部分凈利潤(rùn)測(cè)算假設(shè)：2021年上網(wǎng)電量/抽水電量及利用小時(shí)數(shù)參考國(guó)網(wǎng)新源公司公開(kāi)披露數(shù)據(jù)，并假設(shè)抽放效率與利用小時(shí)數(shù)會(huì)隨著電站投產(chǎn)時(shí)間增長(zhǎng)以及調(diào)度需求上升而逐年提高。上網(wǎng)電價(jià)按照廣東、廣西和海南三省最新燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)執(zhí)行，抽水電價(jià)為燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)的75%。廣蓄二期和惠州抽水蓄能電站在2023年開(kāi)始產(chǎn)生電量電價(jià)收入，而廣蓄一期不參與電量電價(jià)核算。參與電力現(xiàn)貨情景下，電量電價(jià)部分凈利潤(rùn)測(cè)算假設(shè)：由于目前中國(guó)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)程度還不完善，省間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)更是剛剛起步，故假設(shè)在測(cè)算期間內(nèi)，僅位于廣東的抽蓄電站能夠參與廣東省內(nèi)的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易，且2023年-2026年能夠參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的電量分別為全部上網(wǎng)電量的50%，50%，60%和70%；其余上網(wǎng)電量仍按照非市場(chǎng)化的模式結(jié)算。電價(jià)假設(shè)：根據(jù)廣東省2021年5、11和12月三個(gè)月電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行市場(chǎng)出清情況，上網(wǎng)電價(jià)參考日前最高價(jià)取0.95元/千瓦時(shí)，抽水電價(jià)參考日前市場(chǎng)最低價(jià)取0.25元/千瓦時(shí)。利用小時(shí)數(shù)和上網(wǎng)電量/抽水電量假設(shè)與非市場(chǎng)化情景下相同。參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的敏感性測(cè)算：由于現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算價(jià)格具有較大的波動(dòng)性，我們以廣東省2021年5、11和12月三個(gè)月電力現(xiàn)貨結(jié)算試運(yùn)行市場(chǎng)出清情況中實(shí)時(shí)最高和最低價(jià)為上下限，對(duì)市場(chǎng)化模式下電量電價(jià)利潤(rùn)進(jìn)行敏感性測(cè)算。抽水電價(jià)為0.4元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電價(jià)為0.65元/千瓦時(shí)，電量電價(jià)部分最低利潤(rùn)為2.13億元；抽水電價(jià)為0.15元/千瓦時(shí)，上網(wǎng)電價(jià)為1.2元/千瓦時(shí)，電量電價(jià)部分最高利潤(rùn)可達(dá)到15.62億元。綜合來(lái)看，2021-2026年，調(diào)峰調(diào)頻公司的抽水蓄能電站資產(chǎn)能夠帶來(lái)的合計(jì)利潤(rùn)分別為

5.52/7.66/13.77/15.36/20.09和23.16億元，復(fù)合增速達(dá)到33.2%。其中2023年同比實(shí)現(xiàn)約80%的同比增幅，主要是由于2023年開(kāi)始執(zhí)行633號(hào)文之后，廣蓄二期和惠州抽水蓄能電站能夠新增電量電價(jià)收入，同時(shí)放開(kāi)進(jìn)入電力市場(chǎng)化交易的原因所致。3.新型儲(chǔ)能發(fā)展前景廣闊，技術(shù)儲(chǔ)備充足3.1.新型儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景廣闊，規(guī)模持續(xù)增長(zhǎng)新型儲(chǔ)能是除抽水蓄能外的以輸出電力為主要形式的儲(chǔ)能。以電化學(xué)儲(chǔ)能為主的新型儲(chǔ)能技術(shù)具備毫秒級(jí)快速響應(yīng)和雙向調(diào)節(jié)的優(yōu)勢(shì)，不受地理?xiàng)l件限制且建設(shè)周期短，可提高電網(wǎng)事故快速恢復(fù)能力，有效平抑新能源波動(dòng)，參與電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻，增強(qiáng)電網(wǎng)的穩(wěn)定性。電化學(xué)儲(chǔ)能在電力系統(tǒng)的源、網(wǎng)、荷側(cè)都可根據(jù)需求靈活部署。在發(fā)電側(cè)可提高發(fā)電的穩(wěn)定性,并提高發(fā)電質(zhì)量;在輸電環(huán)節(jié),可降低輸電的成本;在配電環(huán)節(jié),可以緩解企業(yè)和用戶用電壓力,促進(jìn)電網(wǎng)的升級(jí)擴(kuò)容;在送電環(huán)節(jié),可通過(guò)峰谷差套利,進(jìn)而減少企業(yè)和用戶用電成本。近年來(lái)全球和中國(guó)的電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模均呈現(xiàn)高速增長(zhǎng)態(tài)勢(shì)。全球電化學(xué)儲(chǔ)能的裝機(jī)規(guī)模從2014年的不足1GW上升2020年的14.25GW，復(fù)合增速58.65%；中國(guó)的電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模同樣連續(xù)多年保持快速增長(zhǎng)趨勢(shì)，2014-2020年電化學(xué)儲(chǔ)能裝機(jī)從0.13GW增長(zhǎng)至3.27GW，復(fù)合增速71.25%。3.2.從中央到地方，政策持續(xù)升溫儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)國(guó)家層面，近年來(lái)國(guó)家級(jí)儲(chǔ)能相關(guān)政策頻繁出臺(tái)，對(duì)中國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能做出一系列頂層戰(zhàn)略規(guī)劃。2021年7月，國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局發(fā)布關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)，明確2025年30GW的發(fā)展目標(biāo)，未來(lái)五年將實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期向規(guī)模化轉(zhuǎn)變，到2030年實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)化發(fā)展。2021年10月出臺(tái)的2030年前碳達(dá)峰行動(dòng)方案中提出，積極發(fā)展“新能源+儲(chǔ)能”、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化和多能互補(bǔ)，支持分布式新能源合理配置儲(chǔ)能系統(tǒng)。2022年以來(lái)，國(guó)家部委先后印發(fā)電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定電力輔助服務(wù)管理辦法和“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案等電力市場(chǎng)與儲(chǔ)能重磅政策，儲(chǔ)能市場(chǎng)化運(yùn)營(yíng)的發(fā)展方向進(jìn)一步得到