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》。本文为新型电力系统系列第三篇，重点讨论抽水蓄能的应用前景及相关机会。我们看好抽水蓄能在新型电力系统中的多重价值，在基建投资加速+新能源比例逐渐提高的双轮驱动下有望迎来黄金发展期，建议重点关注抽水蓄能设备和抽水蓄能运营两条赛道。
抽水蓄能电站建设提速，到2025/2030年装机目标62/120GW。新能源渗透率提升带来电网调峰需求，由于我国灵活性资源相对匮乏，抽水蓄能有望成为电网重要的灵活性来源。当前装机仅36.4GW，为实现“十四五”、“十五五”装机规划目标，我们认为近期有望迎来项目前期、核准、开工建设高峰。
抽水蓄能设备有望迎来千亿级市场。抽水蓄能机电设备单体价值量高，占电站总投资20%-30%，我们测算“十四五”抽水蓄能设备制造商的市场空间规模有望达到770亿元以上，考虑到“十五五”、“十六五”开工量，未来抽水蓄能设备厂商市场空间规模有望达到千亿元以上。其中发电电动机、水泵水轮机、SFC、励磁系统、监控系统等核心设备基本已实现自主国产化，格局相对集中，核心设备厂商有望充分受益。
稀缺性+稳定回报提升抽水蓄能电站投资运营吸引力。由于抽水蓄能灵活调节能力强、选址条件高，在未来电力系统中具备资源稀缺性属性。同时，容量电价给定6.5%的资本金收益率，在利率下行的大背景下，我们认为抽蓄电站回报稳定，且有望作为调峰资源助力企业获得新能源项目开发指标，投资具备一定的吸引力，三峡、中广核、中核、华电等发电企业正在积极布局。
抽水蓄能电站是目前发展最成熟、可靠、安全、装机规模最大的储能形式之一，具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用等多种功能，对于维护电网安全稳定运行、促进新能源消纳、构建新型电力系统具有重要支撑作用。其基本工作原理为：
►水泵工况下，利用电力负荷低谷时的电能将下水库的水抽至上水库，消耗电能转换为水的势能，相当于电网中的“用户”；
►发电（水轮机）工况下，在电力负荷高峰期将上水库的水放至下水库发电，消耗水的势能转换为电能，相当于常规的水电站。
抽水蓄能电站运行灵活可靠，启停快，工况转换和负荷增减迅速，可以在电力系统中发挥调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等功能，有效提升电网运行的安全性和经济性。
►调峰填谷：抽水蓄能电站存在发电和抽水两种工况，可以在用电低谷时期利用其他电源（包括火电、新能源、核电、水电等）的富余电能，将水抽至上水库存储起来，在用电高峰期发电，从而起到调峰填谷的作用。与常规带库容的水电相比，抽水蓄能的调节范围更大，具有双倍的调节范围（-100%~+100%），能够有效应对高比例新能源渗透下的电网调峰问题，减少弃风弃光量，促进新能源消纳。例如，广州抽蓄电站发挥的调峰填谷作用保障了大亚湾核电站的稳定运行。
►调频：为保障电网稳定运行，电网频率需控制在50±0.2Hz，因此调频机组必须快速灵敏，以便跟随电网负荷瞬时变化调整出力。抽蓄电站增加出力的速度可达到10MW/s，同时作为同步发电机能够为电网提供转动惯量，增强系统抗扰动能力，稳定电网频率。
►调相：即无功功率[1]调节。抽水蓄能机组可通过机组发出或吸收无功进行调相，在发电和抽水工况下都可以进行调相，并且更接近电网负荷中心，具有比常规水电机组更强的调相功能，有利于电网电压稳定。
►紧急事故备用与黑启动：抽水蓄能机组启停快、工况转换灵活，从启动到满负荷发电仅需2分钟，可在5分钟内实现发电与抽水工况的紧急转换，是较为理想事故备用设备。此外，抽水蓄能电站还具备黑启动[2]能力，是点亮全黑电网的最后一根“火柴”。
新能源发电的波动性要求电力系统具备更多的灵活性资源。在短周期（日以内）时间尺度内，为了保证发电与用电的实时平衡，需要由其他具备调节能力的灵活性资源承担新能源波动。以美国加州为例，中午大规模光伏集中发电会造成午间时段系统净负荷曲线迅速下降，形成“鸭型曲线”。傍晚太阳落山后，由于光伏发电锐减，叠加晚高峰用电，此时需要大量的气电、抽蓄、储能短时间内增加发电以保障电力供应。根据CAISO计算，在晚高峰时段大约需要在3小时内增加13GW快速爬坡能力，约占整个加州最大负荷的50%。
与海外相比，我国灵活性资源相对匮乏，未来主要依靠火电灵活性改造、抽水蓄能和新型储能。美国电力系统中超过45%的灵活调节能力由气电提供，在欧洲电网这一比例超过20%，相比之下我国气电装机占比不足5%。根据《“十四五”现代能源体系规划》[3]，到2025年灵活调节电源占比达到24%左右。结合我国资源禀赋，我们认为未来我国电力系统的灵活性将主要依靠火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能。
灵活性资源高需求带动下，抽水蓄能或将成为未来新型电力系统建设重要一环。抽水蓄能是目前技术最为成熟、应用最为广泛的储能技术之一。相较于电化学储能，抽水蓄能具有技术相对成熟、成本较低等优点，且目前电化学储能技术的安全和稳定性也很难满足电网大规模使用的需求。由于“十四五”后煤电装机不具备进一步增长的空间，火电灵活性改造资源存在边界。而成本补偿机制尚未完善，也导致火电企业参与灵活性改造的积极性有待进一步激发。站在目前时点看，在大量新能源需要并网消纳的背景下，我们认为抽水蓄能或将成为提供灵活性资源的中坚力量，即将迎来广阔发展空间。
注：火电灵活性改造单位投资成本以单位调峰容量为准；电化学储能“十四五”规划目标实为新型储能“十四五”规划装机；电化学储能按照2小时计算
从全球层面看，抽水蓄能装机主要集中在中国、日本、美国以及欧洲。截至2020年末，中国/日本/美国抽水蓄能装机容量最高，占全球比重分别为20.8%/18.2%/15.1%。欧洲整体抽水蓄能装机水平同样较高，但其装机均匀分布于欧洲各国，单一国家占比有限。根据IHA统计，全球尚有超过100个抽水蓄能项目处于在建状态，未来抽水蓄能装机有望高增。
截至2021年底，我国已投产抽水蓄能36.4GW。根据我们初步统计，目前在建抽水蓄能项目约60GW，另有已签约或正在开展前期工作的项目超过60GW。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》[4]，到2025年抽水蓄能投产总规模62GW以上；到2030年投产总规模达到120GW左右。按照目前已开工项目预计投产时间测算，我们认为2025年装机目标有望如期完成，到2028年装机规模有望达到90GW以上；若前期项目按照正常节奏推进，有望如期实现抽水蓄能“十五五”规划的120GW装机目标。
政策支持力度空前，抽水蓄能发展黄金期或已至。2021年，国家发改委、国家能源局先后印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》[5]和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》[6]，为抽水蓄能电站加速开发建设奠定了政策基础。2021年共有11个电站、13.7GW抽水蓄能电站获得核准，是2020年核准容量的4倍。根据水电水利规划设计总院，截至2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约814GW，其中在运36.39 GW、在建61.53GW，中长期规划重点实施项目410GW，备选项目310GW。2022年4月，国家发改委、国家能源局联合印发通知[7]，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，要求各省发改委、能源局按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。
相比于纯抽水蓄能电站，将常规水电站改建成混合式抽水蓄能电站可以弥补选址不足、开发周期长等问题。混合式抽水蓄能电站指利用已有的常规水电站址资源建设的抽水蓄能电站，具有投资小、建设周期短、节省站址资源影响等优点。按照水库结合方式、水泵水轮机型式可以分为“一体化结合”、“上/下库结合”、“扩机+加泵”三种开发模式。
资料来源：孙宏健《混合式抽水蓄能电站的应用发展分析》（2007），陈宏宇《混合式抽水蓄能电站选点条件分析》（2017），中金公司研究部
混合式抽蓄电站单位千瓦造价可降低30%~50%，建设周期缩短至3-4年。混合式抽水蓄能电站可以利用常规水电站已经建成的库区、水坝、电气线路等，还没有移民和征地投资，能够大幅减少投资建设成本和建设周期。以吉林白山抽水蓄能电站为例，单位千瓦投资约为2700元，与常规抽水蓄能电站（5000元/千瓦以上）相比至少节省了46%。建设周期方面，常规抽水蓄能大约为6-8年，混合式抽水蓄能电站可在3-4年内完成改造投产。
抽水蓄能电站一般由建筑物和机组设备组成，单位千瓦投资成本在5600元左右。建筑物包括上水库、下水库、输水系统、厂房和其他专用建筑物等，机组设备包括电动机、水泵水轮机、球阀等。从“十四五”投产项目平均造价来看，抽水蓄能电站平均投资成本5600元/千瓦左右。由于抽水蓄能技术已相对成熟，且后期选址开发难度加大、原材料暂无进一步降价空间，我们认为未来抽水蓄能开发成本或有上升趋势，预计“十五五”投产项目平均造价在6000元/千瓦以上。
抽水蓄能核心主机设备包括发电电动机、水泵水轮机、进水球阀、静止变频器（SFC）、调速器系统、励磁系统、继电保护系统、计算机监控系统等，此外高压电气设备还包括主变压器、GIS、电力电缆等。近年来，抽水蓄能电站的供货模式采取了主机（发电电动机及水泵水轮机）制造厂家机电设备总承包的方式，负责电站机组所有机电设备的设计、制造、交货和调试工作。部分抽水蓄能电站采用主机一体化采购模式（包含水泵水轮机、发电电动机以及相应的球阀、变速器等辅助设备），一台主机统一由一家厂商供应[8]。
“十四五”抽水蓄能设备市场空间达到770亿元以上。我们根据国网、南网招标数据初步统计，机电设备成本一般占电站总投资的15%~30%。由于抽水蓄能电站建设周期较长（通常在8年左右），“十四五”期间抽水蓄能电站开工建设量需充分考虑到“十五五”、“十六五”投产目标。我们认为将首先利好抽水蓄能设备制造商。按照抽水蓄能电站单位千瓦造价5500元、机电设备成本占比20%、“十四五”开工70GW测算，抽水蓄能设备制造商的市场空间规模有望达到770亿元以上；考虑到“十五五”、“十六五”开工量，我们认为未来抽水蓄能设备厂商市场空间规模有望达到千亿元以上。
抽水蓄能电站建设周期大多在7-8年。前期一般需要经历站址选点、项目意向签约、预可研及可研编制审查等环节，项目核准权在能源领域“放管服”背景下已由国家层面转交至地方发改委。抽水蓄能电站建设具体时间线见下图。
抽水蓄能定速机组已实现国产化，东方电气、哈尔滨电气为主要设备厂商。20世纪80~90年代，我国十三陵、广蓄、天荒坪等大型抽水蓄能电站机组设备完全依赖国外进口。21世纪初，国家发改委通过以市场换技术方针，以惠州、宝泉、白莲河三个项目为依托进行工程和技术的打捆招标，全面引入了法国阿尔斯通公司的抽水蓄能技术。目前，哈尔滨电气、东方电气已经全面掌握了抽水蓄能定速机组的核心技术，新增抽水蓄能定速机组以国产机组为主。
抽水蓄能变速机组有待进一步国产化。抽水蓄能变速机组可以解决常规定速机组在水泵工况下不能调节输入功率的问题，响应速度更快，更加灵活可控，能够适应大规模新能源接入的电力系统调节需求。目前国内抽水蓄能变速机组仍由进口厂商供货，国内厂商仍然处于关键技术研发试验阶段。河北丰宁抽水蓄能电站2台变速机组采购自奥地利Andritz，技术已相对成熟。
资料来源：张国良、靳国云、王坤.《浅谈抽水蓄能机组设备国产化历程与发展方向》（2015），中金公司研究部
国电南瑞/南瑞继保为静止变频器、继电保护、计算机监控系统等的核心设备厂。
