巨型「電池」抽水蓄能丨拐點已至！行業掣肘漸行漸遠

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從上世紀六七十年代的摸索，到八九十年代的初見雛形，再到21世紀以來的「超美趕日」，我國抽水蓄能市場走過了一段光輝歷程。

但同時，我國抽水蓄能行業大是大了，與雙碳大勢下的風光市場相比，可謂是相形見绌。

慢了半拍的抽水蓄能，如今伴隨著政策指引和資本市場的相助，逐漸走向了台前，讓人們重新認識了一番。

都說股市是經濟的「晴雨表」，那近年來股市里的抽水蓄能概念股是否已經早早就開始狂歡了？

根據Wind數據統計，最近一年，在抽水蓄能領域涉足較深的企業，股價大多都漲勢淩厲。其中產業鏈中搞設計和建設的企業最受資本青睐，如粵水電(002060.SZ)和中國電建(601669.SH)過去一年股價均飙升逾100%，粵水電近期更是喜提五連板；此外，文山電力(600995.SH)、浙江新能(600032.SH)等從事發電和運營的企業股價也均取得高增幅。

那麽，作為雙碳時代下的一員，抽水蓄能市場是否會緊隨風光市場其後走上康莊大道之上？這個行業，又會有何產業優勢？和面臨著怎樣的發展障礙？

世界上最大的「電池」

抽水蓄能，又被戲稱為「世界上最大的電池」，突出了抽水蓄能在儲能市場中的地位之重要。

抽水蓄能，顧名思義就是利用水進行蓄能，將水的勢能轉化為電力等能量進行應用。

抽水蓄能離不開電站，即抽水蓄能電站。抽水蓄能電站是指利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電的水電站。

簡言之，抽水蓄能電站是常規水電站的升級版，通過建造兩座海拔不同高度的水庫，以及借助水泵和引水係統等工具巧妙地利用水，水資源多和電力盈餘時就將水儲存起來，當電力緊缺時再把儲水通過勢能發電供下遊用戶使用。

當理解了抽水蓄能電站的工作原理和運用後，我們不得不對這個領域刮目相看，其優勢便是：在我國的新能源係統中起到「壓艙石」的作用。

當市場在熱議鋰電池帶來的新能源汽車革命時，殊不知抽水蓄能才是世界上最大和應用最廣泛的儲能方案。

根據CNESA數據，全球儲能市場2000年-2020年累計裝機規模中，有高達90.3%是由抽水儲能佔據，另外電化學儲能的佔比僅為7.5%。

在我國，抽水蓄能也佔據了儲能市場的絕大部分份額，《儲能產業研究白皮書2021》統計，2020年我國抽水蓄能累計裝機31.79GW，佔比89%。

我們都知道，化學電池最大的用處是可隨時隨地使用，在停電時可以保證一定時間的用途。而有大大小小多個水庫共同組成的抽水蓄能係統，則是一個「超級充電寶」，即為我國電力係統的調峰和調頻帶來巨大的幫助。特别是2020年雙碳政策提出後，我國風電和光伏產業蓬勃發展，但風光產業受氣候、天氣等因素影響較大，利用小時數不穩定，容易在負荷高峰時造成電力供應量不足的尷尬局面。

而風光等新能源在未來的高比例大規模發展將成為必然，若未來某段時間同時遇到風資源和太陽能資源大幅減少，將嚴重影響到社會用電需求的穩定性。

在這個時候，抽水蓄能就可以出場了：將先前準備好的大量水資源轉化成電力，解決電力係統的調峰問題，實現「削峰填谷」的作用，維持電網穩定運行。

簡而言之，隨著風電、光伏和核電等新能源走上替代火電的道路上，電網對儲能的需求將會越來越迫切。所以，水、風、光、核電等清潔能源的互補，是未來我國實現雙碳目標的有效途徑，抽水蓄能的補充，不但提高了風電場、光伏電站的效益，同時實現了平滑風電場、光伏電站的功率輸出，具有可觀的經濟效益。

行業拐點到來？

過去受多重因素制約，抽水蓄能這塊「大電池」在我國的用武之地還尚未發揮到最佳水平，在我國的能源應用中還是最不成型的一員之一。

《2022儲能產業應用研究報告》顯示，2021年我國抽水蓄能裝機量為37.57GW，僅佔發電設備總裝機量的1.58%。而近年來在裝機潮刺激下的風電及光伏裝機量佔比則分别達13.82%及12.9%。同時，2021年我國水電裝機量佔比也達到了16.45%，可想而知抽水蓄能發電市場規模之小。

市場規模小，增速慢，成為抽水蓄能行業未能在雙碳大環境中站上「C位」的原因。而隨著時間的推移，抽水蓄能行業有望迎來發展的歷史拐點。

這主要體現在兩大方面：

（1）行業正步入成熟期，具備了大規模開發的市場基礎。經過多年的摸索，我國抽水蓄能技術經過50多年的積累沉澱，機組設計製造、配套設備製造等技術已非常成熟，經驗也十分豐富，已可通過自身實力建造出抽水蓄能電站這個「大家夥」。

擁有全球一流的技術和成熟的經驗，讓我國抽水蓄能市場具備了運營成本低、儲電能力大和響應快等能力，這為大規模發展奠定了基礎。

《儲能的度電成本何里程成本分析》數據顯示，抽水蓄能電站使用壽命高達約50年，抽水蓄能產生的度電成本為0.21-0.25元/kW·h，遠低於電化學儲能代表磷酸鐵鋰電池當前的度電成本0.62-0.82元/kW·h。

顯然，抽水蓄能是現成的十分經濟的儲能技術，抽水儲能的出現，我們不必過於依賴鋰電池或其他儲能方式在未來能夠大幅降本。

此外，抽水蓄能電站的儲電規模大，抽水蓄能電站額定功率一般在100-2000MW之間，是目前唯一達到GW級且能大規模使用的儲能技術，具有規模優勢。

上圖可以看到，隨著21世紀以來我國抽水蓄能產業逐漸走向成熟，以及電力負荷問題凸顯，我國抽水蓄能裝機量一改往年頹勢而實現了快速增長。

（2）政策暖風已至，為行業插上翅膀。一個行業能否實現蓬勃發展，政策的推動往往不可或缺，2020年以來風電和光伏行業盛世到來就是很明顯的例子。

如今，多年缺失了有力的政策扶持的抽水蓄能行業，也迎來了政策的東風。去年8月，《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》出爐，雖然較我國提出雙碳目標的時間晚了一年，但行業還是等來了催化劑。

規劃提到，到2025年，抽水蓄能投產總規模較「十三五」翻一番，達到6200萬千瓦以上；到2030年，抽水蓄能投產總規模較「十四五」再翻一番，達到1.2億千瓦左右；到2035年，要培育形成一批抽水蓄能大型骨幹企業。

換言之，相較於2021年的3757萬千瓦，未來9年我國抽水蓄能裝機量將翻兩番。而相較於國家對風光產業和核能產業的規劃，我國抽水蓄能裝機量到2030年復合年增長率更高。

根據規劃，2021年-2030年，我國風光總裝機量、抽水蓄能裝機量和核電裝機量的復合年增速將分别為約7.23%、13.77%及12.2%，抽水蓄能增速名列第一，遠高於風光市場。這表明，在政策支持下，到2030年，我國抽水蓄能的建設速度將較風光和核電更快，這也為行業參與者帶來更大的增長空間。

值得留意的是，抽水蓄能項目建設週期並不亞於核電站，一般需耗時6年以上，與核電站建設週期相差不大。2030年裝機量要維持13.77%的增長，在項目建設週期較長的情況下，意味著未來9年將有多個項目同時動工。

行業掣肘遠去了嗎？

我國2021年3757萬千瓦時的抽水蓄能裝機量，相較於風電、光伏的裝機量可以說是小巫見大巫。

既然我國抽水蓄能產業已步入成熟階段，為何卻沒能佔有較大的市場份額？

上文提到，抽水蓄能產業受多重因素影響，導致裝機量規模不大。其中最重要的因素，是過去的電力貢獻大多來自火電，雖然用電量不斷增長，但火電電源穩定性強，水電本身又具備調峰調頻的功能，電網對於儲能的需求並不是非常急迫。

而如今，時代和政策已變，雙碳目標下，火電在我國能源體係中將逐步被清潔能源替代，未來抽水蓄能產業的上升空間將會打開，這是能源結構轉型中的必經之路。

此外，市場不少人士認為，地理因素是影響抽水蓄能行業發展的「攔路虎」，不利於該行業大規模發展。

其實不然。《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035年)》已經給了我們答案，規劃中有提到，在2020年12月啓動的新一輪抽水蓄能中長期規劃資源站點普查中，篩選出的資源站點分佈在除北京、上海以外的29個省（區、市）。

而根據歷次抽水蓄能選點規劃，國家共提出規劃站點達105個。資源站點分佈廣，數量多，這就是我國為何能提出在2030年抽水蓄能總裝機容量要翻兩翻的原因。

而在過去，由於我國電價機制的問題，抽蓄電站的成本一直無法順利傳導，導致產業建設意願不高。這個制約行業發展的困局，也有望逐漸解開。

去年4月，《關於進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》出台，意見強調「以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收，同時強化與電力市場建設發展的銜接，逐步推動抽水蓄能電站進入市場」，其中主要變化在於容量電價傳導方式疏通、保證電站6.5%的内部收益率、電量電價依然不貢獻主要利潤，鼓勵市場化定價。

意見的出台，為我國抽水蓄能電站的運營提供了更多的激勵，很好地解決了抽水蓄能成本疏導問題，使得抽水蓄能迎來盈利拐點。

我們從案例看抽水蓄能電站盈利情況如何。

去年寧波能源（600982.SH)發佈的資產收購公告中提到，溪口抽水蓄能電站在2019年、2020年和2021年上半年營收分别為9842萬元、9297萬元和5002萬元，淨利潤分别為1743萬元、1550萬元和878萬元，淨資產約為2億元，對應的平均ROE約為8.3%。

雖然ROE不高，但也是賺錢的項目。未來，隨著政策在電價、消納、融資等方面的支持下，抽水蓄能電站的盈利能力有望得到進一步提升，帶動行業健康快速發展。