智通财经APP获悉，华金证券发布研究报告称，抽水蓄能步入黄金十年，作为最经济的新能源消纳方案，占据我国90%的储能装机。2020年，抽水蓄能在我国电力总装机占比仅1.4%，较国际平均水平5%偏低。随着今年两大重要文件落地，困扰行业的最大难题成本疏导已破除。按照规划，“十三五”至“十六五”期间，抽蓄新增装机增速将从1%快速提高到536%、90%、210%；投资规模将从240亿元激增到1831/4060/12600亿元。建议关注拟置入南网调峰调频公司100%股权，转型抽水蓄能、调峰水电和电网储能的文山电力(600995.SH)；及国网抽水蓄能子公司、国内抽蓄最大投资运营主体国网新源(非上市)。
华金证券主要观点如下：
1、抽水蓄能是新能源消纳调峰最优解决方案
新能源装机大比例提升导致的发电端波动加大，与全社会电能替代引致的负荷峰值升高，是电力系统主要结构性矛盾。理论上除风光外的16亿kw电力装机都可以为新能源提供一定消纳空间，但其调峰服务能力大相径庭。据测算，1kw煤电、水气电分别能为0.14、0.54kw的新能源装机提供调峰消纳，即使在煤电灵活性改造后，调峰能力也仅为0.34kw。但储能因其双向调节、负压负荷，1kw储能可消纳1-1.54kw新能源装机，是煤电灵活性改造消纳能力的3-5倍。因此，储能是满足调频调压、无功支持、备用容量等电力辅助需求的、非常理想的大规模可再生能源并网解决方案。
储能装置主要有机械储能(抽水蓄能、压缩空气、飞轮)、电化学储能和电磁储能(超导、电容)三大类，目前商业化的是前两种。储能的经济性用平准化成本LCOE来衡量。抽水蓄能的LCOE在0.21-0.25元/度电，远远低于其他电化学储能每度电0.61-1.26元的高昂成本。因此，抽水蓄能作为最经济的规模化方案，占据了当今中国和世界约90%的储能装机。
抽水蓄能是指用电能将下水库的水抽到高处的上水库来存储能量，系统需要时再反向发电的水电站。是可以随时启停响应变化、做到负压负荷的优质调峰电源。以往抽水蓄能电站主要用于核电、火电的配套，可保障核电站平稳运行、减少火电机组开停机次数。同理，抽蓄电站也适用于提高电网系统对风光等新能源的消纳能力。
然而，我国以抽水蓄能为代表的总体调峰能力建设相对不足。2020年，抽水蓄能在我国电力总装机占比仅1.4%，较国际平均水平5%偏低。我国储能占风光装机的比例为5.7%，比同样大电网结构的美国低了将近一半。不仅是储能，我国调峰气电的装机在总体电力系统中占比约4.6%，也远低于欧美国家27%的平均水平。为了适应新能源的快速增长，我国储能建设任重道远。
2、最大难题成本疏导已破除，抽蓄进入快车道
2002年第一轮电改厂网分开之后，抽水储能因主要服务于电网调峰，奠定了电网独立开发模式的基础。2004年《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》明确抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理。但抽蓄项目成本难以疏导，项目开发难以盈利，抽蓄建设进展放缓。2014年《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》又提出有序推进抽水蓄能电站市场化改革，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资机制。2016年《省级电网输配电价定价办法(试行)》规定电网在抽蓄电站等竞争性领域的业务与输配电业务无关，故费用不得计入输配电定价成本。至此，抽蓄电站成本疏导成为了阻碍抽蓄发展的最大难题。以至于抽蓄开发主体国家电网在2019年印发《关于进一步严格控制电网投资的通知》，提出“不再安排抽水蓄能新开工项目”。
事实上，抽水蓄能成本疏导和分摊问题一直是其定价的难点。最初，2004年《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》规定抽蓄电站的建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。但该定价方式激励效果有限，抽蓄对电网的调峰贡献度低于预期;2020年抽蓄装机容量在我国电力系统占比小于2%，较2002年水平还略有下降。
为此我国借鉴海外抽蓄定价及市场机制，构建了抽水蓄能电站“两部制”电价模式。2014年《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》理顺成本疏导机制，规定实行两部制电价：容量电价用以弥补固定成本及其收益，体现抽水蓄能电站辅助服务价值;电量电价用以弥补运营产生的变动成本，执行煤电环保标杆上网电价。两部制电价的意义在于通过输配电价来疏导抽水蓄能电站巨大的建设固定成本，因其调峰辅助服务是面向全网安全稳定运行的公共产品，故固定成本回收对应的容量电费也应向全体用户收取。2016年由于电力投资监管趋严和非电网业务市场化放开，抽蓄电站容量电价通过输配电价回收的路径一度被限制。但随着我国电力改革推进及电力市场的逐渐成熟，2021年5月发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》重申了原两部制价格框架，明确了容量电价纳入输配电价回收机制，并进一步将电量电价定价方式优化为通过竞争形成。此后《抽水蓄能容量电价核定办法》又进一步确定对标行业先进确定参数，项目内部收益率核定达6.5%。
理顺价格机制保障抽蓄电站投资收益后，2021年9月能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》，提出新时期抽水蓄能建设目标：到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上;到2030年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦左右;到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。
3、抽水蓄能进入黄金十年，十四五新增投资规模或翻6-7倍
《中国可再生能源发展报告2020》披露，截至2020年底，我国抽水蓄能电站已建3149万千瓦，在建5373万千瓦，开发规模居世界首位。按照《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》及征求意见稿的规划，2025、2030、2035年我国抽水蓄能装机规模将达到6200万千瓦、1.2亿千瓦、3亿千瓦。则十三五、十四五、十五五、十六五期间抽蓄新增产能分别为5GW、31GW、58GW、180GW，行业增速将分别从1%快速提高到536%、90%、210%。按照目前5000元-7000元/千瓦的造价进行估算，抽蓄行业新增投资规模将从十三五的240亿元，激增到十四五、十五五、十六五时期的1831亿元、4060亿元、1.26万亿元，行业进入黄金十年。
本文编选自华金证券研究报告，分析师：雒文，智通财经编辑：丁婷。
