巨型“电池”抽水蓄能丨拐点已至！行业掣肘渐行渐远

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从上世纪六七十年代的摸索，到八九十年代的初见雏形，再到21世纪以来的“超美赶日”，我国抽水蓄能市场走过了一段光辉历程。

但同时，我国抽水蓄能行业大是大了，与双碳大势下的风光市场相比，可谓是相形见绌。

慢了半拍的抽水蓄能，如今伴随着政策指引和资本市场的相助，逐渐走向了台前，让人们重新认识了一番。

都说股市是经济的“晴雨表”，那近年来股市里的抽水蓄能概念股是否已经早早就开始狂欢了？

根据Wind数据统计，最近一年，在抽水蓄能领域涉足较深的企业，股价大多都涨势凌厉。其中产业链中搞设计和建设的企业最受资本青睐，如粤水电(002060.SZ)和中国电建(601669.SH)过去一年股价均飙升逾100%，粤水电近期更是喜提五连板；此外，文山电力(600995.SH)、浙江新能(600032.SH)等从事发电和运营的企业股价也均取得高增幅。

那么，作为双碳时代下的一员，抽水蓄能市场是否会紧随风光市场其后走上康庄大道之上？这个行业，又会有何产业优势？和面临着怎样的发展障碍？

世界上最大的“电池”

抽水蓄能，又被戏称为“世界上最大的电池”，突出了抽水蓄能在储能市场中的地位之重要。

抽水蓄能，顾名思义就是利用水进行蓄能，将水的势能转化为电力等能量进行应用。

抽水蓄能离不开电站，即抽水蓄能电站。抽水蓄能电站是指利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。

简言之，抽水蓄能电站是常规水电站的升级版，通过建造两座海拔不同高度的水库，以及借助水泵和引水系统等工具巧妙地利用水，水资源多和电力盈余时就将水储存起来，当电力紧缺时再把储水通过势能发电供下游用户使用。

当理解了抽水蓄能电站的工作原理和运用后，我们不得不对这个领域刮目相看，其优势便是：在我国的新能源系统中起到“压舱石”的作用。

当市场在热议锂电池带来的新能源汽车革命时，殊不知抽水蓄能才是世界上最大和应用最广泛的储能方案。

根据CNESA数据，全球储能市场2000年-2020年累计装机规模中，有高达90.3%是由抽水储能占据，另外电化学储能的占比仅为7.5%。

在我国，抽水蓄能也占据了储能市场的绝大部分份额，《储能产业研究白皮书2021》统计，2020年我国抽水蓄能累计装机31.79GW，占比89%。

我们都知道，化学电池最大的用处是可随时随地使用，在停电时可以保证一定时间的用途。而有大大小小多个水库共同组成的抽水蓄能系统，则是一个“超级充电宝”，即为我国电力系统的调峰和调频带来巨大的帮助。特别是2020年双碳政策提出后，我国风电和光伏产业蓬勃发展，但风光产业受气候、天气等因素影响较大，利用小时数不稳定，容易在负荷高峰时造成电力供应量不足的尴尬局面。

而风光等新能源在未来的高比例大规模发展将成为必然，若未来某段时间同时遇到风资源和太阳能资源大幅减少，将严重影响到社会用电需求的稳定性。

在这个时候，抽水蓄能就可以出场了：将先前准备好的大量水资源转化成电力，解决电力系统的调峰问题，实现“削峰填谷”的作用，维持电网稳定运行。

简而言之，随着风电、光伏和核电等新能源走上替代火电的道路上，电网对储能的需求将会越来越迫切。所以，水、风、光、核电等清洁能源的互补，是未来我国实现双碳目标的有效途径，抽水蓄能的补充，不但提高了风电场、光伏电站的效益，同时实现了平滑风电场、光伏电站的功率输出，具有可观的经济效益。

行业拐点到来？

过去受多重因素制约，抽水蓄能这块“大电池”在我国的用武之地还尚未发挥到最佳水平，在我国的能源应用中还是最不成型的一员之一。

《2022储能产业应用研究报告》显示，2021年我国抽水蓄能装机量为37.57GW，仅占发电设备总装机量的1.58%。而近年来在装机潮刺激下的风电及光伏装机量占比则分别达13.82%及12.9%。同时，2021年我国水电装机量占比也达到了16.45%，可想而知抽水蓄能发电市场规模之小。

市场规模小，增速慢，成为抽水蓄能行业未能在双碳大环境中站上“C位”的原因。而随着时间的推移，抽水蓄能行业有望迎来发展的历史拐点。

这主要体现在两大方面：

（1）行业正步入成熟期，具备了大规模开发的市场基础。经过多年的摸索，我国抽水蓄能技术经过50多年的积累沉淀，机组设计制造、配套设备制造等技术已非常成熟，经验也十分丰富，已可通过自身实力建造出抽水蓄能电站这个“大家伙”。

拥有全球一流的技术和成熟的经验，让我国抽水蓄能市场具备了运营成本低、储电能力大和响应快等能力，这为大规模发展奠定了基础。

《储能的度电成本何里程成本分析》数据显示，抽水蓄能电站使用寿命高达约50年，抽水蓄能产生的度电成本为0.21-0.25元/kW·h，远低于电化学储能代表磷酸铁锂电池当前的度电成本0.62-0.82元/kW·h。

显然，抽水蓄能是现成的十分经济的储能技术，抽水储能的出现，我们不必过于依赖锂电池或其他储能方式在未来能够大幅降本。

此外，抽水蓄能电站的储电规模大，抽水蓄能电站额定功率一般在100-2000MW之间，是目前唯一达到GW级且能大规模使用的储能技术，具有规模优势。

上图可以看到，随着21世纪以来我国抽水蓄能产业逐渐走向成熟，以及电力负荷问题凸显，我国抽水蓄能装机量一改往年颓势而实现了快速增长。

（2）政策暖风已至，为行业插上翅膀。一个行业能否实现蓬勃发展，政策的推动往往不可或缺，2020年以来风电和光伏行业盛世到来就是很明显的例子。

如今，多年缺失了有力的政策扶持的抽水蓄能行业，也迎来了政策的东风。去年8月，《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》出炉，虽然较我国提出双碳目标的时间晚了一年，但行业还是等来了催化剂。

规划提到，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，要培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

换言之，相较于2021年的3757万千瓦，未来9年我国抽水蓄能装机量将翻两番。而相较于国家对风光产业和核能产业的规划，我国抽水蓄能装机量到2030年复合年增长率更高。

根据规划，2021年-2030年，我国风光总装机量、抽水蓄能装机量和核电装机量的复合年增速将分别为约7.23%、13.77%及12.2%，抽水蓄能增速名列第一，远高于风光市场。这表明，在政策支持下，到2030年，我国抽水蓄能的建设速度将较风光和核电更快，这也为行业参与者带来更大的增长空间。

值得留意的是，抽水蓄能项目建设周期并不亚于核电站，一般需耗时6年以上，与核电站建设周期相差不大。2030年装机量要维持13.77%的增长，在项目建设周期较长的情况下，意味着未来9年将有多个项目同时动工。

行业掣肘远去了吗？

我国2021年3757万千瓦时的抽水蓄能装机量，相较于风电、光伏的装机量可以说是小巫见大巫。

既然我国抽水蓄能产业已步入成熟阶段，为何却没能占有较大的市场份额？

上文提到，抽水蓄能产业受多重因素影响，导致装机量规模不大。其中最重要的因素，是过去的电力贡献大多来自火电，虽然用电量不断增长，但火电电源稳定性强，水电本身又具备调峰调频的功能，电网对于储能的需求并不是非常急迫。

而如今，时代和政策已变，双碳目标下，火电在我国能源体系中将逐步被清洁能源替代，未来抽水蓄能产业的上升空间将会打开，这是能源结构转型中的必经之路。

此外，市场不少人士认为，地理因素是影响抽水蓄能行业发展的“拦路虎”，不利于该行业大规模发展。

其实不然。《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》已经给了我们答案，规划中有提到，在2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，筛选出的资源站点分布在除北京、上海以外的29个省（区、市）。

而根据历次抽水蓄能选点规划，国家共提出规划站点达105个。资源站点分布广，数量多，这就是我国为何能提出在2030年抽水蓄能总装机容量要翻两翻的原因。

而在过去，由于我国电价机制的问题，抽蓄电站的成本一直无法顺利传导，导致产业建设意愿不高。这个制约行业发展的困局，也有望逐渐解开。

去年4月，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》出台，意见强调“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”，其中主要变化在于容量电价传导方式疏通、保证电站6.5%的内部收益率、电量电价依然不贡献主要利润，鼓励市场化定价。

意见的出台，为我国抽水蓄能电站的运营提供了更多的激励，很好地解决了抽水蓄能成本疏导问题，使得抽水蓄能迎来盈利拐点。

我们从案例看抽水蓄能电站盈利情况如何。

去年宁波能源（600982.SH)发布的资产收购公告中提到，溪口抽水蓄能电站在2019年、2020年和2021年上半年营收分别为9842万元、9297万元和5002万元，净利润分别为1743万元、1550万元和878万元，净资产约为2亿元，对应的平均ROE约为8.3%。

虽然ROE不高，但也是赚钱的项目。未来，随着政策在电价、消纳、融资等方面的支持下，抽水蓄能电站的盈利能力有望得到进一步提升，带动行业健康快速发展。