抽水蓄能行業研究：建設提速迎高景氣，精尖研發掀國產替代浪潮

科技 08-16

（報告出品方/作者：國信證券，王蔚祺、陳抒揚）

01 抽水蓄能原理及發展現狀

可再生能源發展剛需下，儲能大有可為

隨著可再生能源的發展，以光伏和風電為代表的間歇性電源占發電量的比例逐步提高，截至2021年我國風電、光伏發電量佔總發電量比例達到12%，並且未來隨著風電光伏的大規模裝機，佔比將快速提升。

隨著新能源滲透率提高，能源系統對儲能的需求越強

高比例清潔能源系統需要足夠的調節能力同時應對來自消費側和供應側的隨機變化。一般把用電負荷減去風、光出力後的值定義為凈負荷，凈負荷的波動特性決定了能源系統對調節能力的需求。凈負荷的波動性與用電負荷、新能源出力特性密切相關，隨著新能源滲透率提高而增大。

以華北某省夏季典型日為例進行分析，當新能源滲透率為零時，用電負荷為28.54GW，即為凈負荷，呈現早、晚兩個高峰，夜間低谷的波動特性；新能源滲透率達到20%時，凈負荷平均值下降，白天光伏發電使凈負荷的日內高峰明顯減小；當新能源滲透率增加到50%時，風、光出力對凈負荷的影響程度進一步加大，在中午光伏最大出力時刻凈負荷降至零以下，呈現「鴨形曲線」特點；當新能源滲透率增加到80%時，凈負荷在日內大部分時間小於零，波動性更加明顯。

總體上看，隨著新能源滲透率的提高，凈負荷的最大值和平均值不斷下降，標準差和最大變化速率不斷提高，能源系統對儲能的需求越來越強烈。

技術特性決定電化學儲能應用場景最為廣泛

根據技術類型的不同，以電能釋放的儲能方式主要分為機械儲能、電磁儲能和電化學儲能。抽水蓄能技術成熟，壽命較長，適合電網側中長時間儲能，具有削峰填谷、調頻、調相、儲能、事故備用、黑啟動等功能。

中國儲能行業概覽

據CNESA的不完全統計，2021年我國儲能累計裝機46.1GW，新增10.5GW，同比增長231%。抽水蓄能是我國迄今為止部署最多的儲能方式，佔比86.3%，以 36.39GW的裝機容量位列世界第一。為滿足電網調節能力的需要，抽水蓄能電站容量配置一般為電網總裝機容量的7%-10%。目前全國抽蓄電站裝機容量佔全國電力總裝機比重不到2%，離發展目標仍有較大差距。

抽水蓄能受益新能源裝機將快速發展

抽水蓄能電站可分為純抽水蓄能電站和混合式抽水蓄能電站兩類。

混合式抽水蓄能電站上水庫有一定的天然水流量，下水庫按抽水蓄能需要的容積在河道下游修建。在混合式抽水蓄能電站內，既安裝有普通水輪發電機組，利用江河徑流調節發電；又安裝有抽水蓄能機組，可從下水庫抽水蓄能發電，進行蓄能發電，承擔調峰、調頻、調相任務。

純抽水蓄能電站上水庫沒有水源或天然水流量很小，水在上、下水庫循環使用，抽水和發電的水量基本相等，流量和歷時按電力系統調峰填谷的需要來確定。純抽水蓄能電站僅用於調峰、調頻，不能作為獨立電源存在，必須與電力系統中承擔基本負荷的電廠協調運行。

抽水蓄能項目核准建設顯著提速

2021年核准抽水蓄能電站平均單位靜態造價5,367元/kW，機電設備及安裝工程佔比居首。抽水蓄能電站工程建設條件個體差異明顯，造價水平與工程建設條件和裝機規模密切相關。一般情況下，抽水蓄能電站單位造價隨水頭高度和裝機規模增加而顯著降低。

根據水規總院預測，「十四五」期間新核准並達到開工條件的項目容量有望達到270GW ，按照5,500元/kW的造價進行測算，預計「十四五」期間抽水蓄能投資額超過1.4萬億元，「十五五」期間以約合1.8萬億元達到頂峰。抽水蓄能設備進入發展快車道，按照設備投資佔比15%保守測算，預計2021-2035年間每年平均新增價值量超過450億元。

02 項目EPC及機電設備

前期流程有望壓縮，項目建設逐步提速

通常抽水蓄能項目建設周期為6-8年，包括1-2年前期工作，3-4年主體工程建設，及1-2年設備調試安裝。在抽水蓄能項目建設提速的背景下，前期核准及相關批文獲取時間有望縮短，通過審批流程的標準化、模塊化、數字化和體系化改造，抽水蓄能項目平均建設周期可以壓縮2-3年。

EPC業務開展流程

勘測設計業務：設計項目合約通常規定按勘測設計進度作出分期付款。工程項目完成後，客戶通常會預扣相當於合約金額的約5%-10%作為保證金。在無發生質保索償的情況下，保證金將於為期12或24個月的質保期滿後退回。工程建設業務：履行合約時會按照議定工程款及預定工期表來施工。工程項目通常要求客戶預先支付不低於工程總造價的5%-10%的預付款，按工程進度作出分期付款。部份合約中有涉及原材料成本增加的費用調整或風險分擔條款。工程項目完成後，客戶通常會預扣相當於合約金額的約5%作為保證金。在無發生質保索償的情況下，保證金將於為期12或24個月的質保期滿後退回。

發電電動機

發電電動機由勵磁裝置、上下機架及機座、定子、轉子等部分組成。抽水蓄能機組容量大，在電動機啟動方式下無法直接併網，需有輔助啟動措施，靜止變頻啟動裝置（SFC）是當前我國大型抽水蓄能機組主要啟動方式，背靠背為備用起動方式。電站抽發兩種工況下，發電電動機運轉方向相反，運行時需要頻繁切換與啟動，變化迅速且電流衝擊大，易造成系統大幅度升溫及振動。

勵磁系統與靜止變頻啟動裝置（SFC）

勵磁系統與靜止變頻啟動裝置（SFC）是抽水蓄能發電電動機的關鍵零部件。靜止變頻器（SFC）：用於機組抽水(抽水調相)工況啟動，主要由輸入單元、變頻單元、輸出單元、控制單元、保護單元及輔助單元幾部分組成。在機組啟動時，SFC可產生頻率逐漸增加的交流電，加入到機組定子中，驅動機組轉子轉動，待轉子達到同步轉速斷開變頻器後，機組並網才能進行抽水。勵磁系統：抽水蓄能機組的主要控制系統，SFC啟動時，勵磁系統配合SFC系統將機組較為平穩地拖動到正常的水泵工況運行；停機的電氣制動過程中，通過對勵磁電流的控制，可以使制動電流增大，得到較好的制動效果。我國首台完全具有自主知識產權的勵磁系統與SFC設備，由國電南瑞分別於2008年12月及2011年5月研製成功，並分別於潘家口、響水澗抽蓄電站首次應用。

大型抽水蓄能設備需求旺盛，廠商集中度高

我國抽水蓄能設備快速發展，基本完成國產化替代。我國抽水蓄能機組產量占水電機組產量比重快速提高，由2016年不到1%提升至2021年的32.7%。國內現有大中型水電機組生產企業十餘家，但具備大型抽水蓄能機組產能的廠家不多，東方電氣和哈爾濱電氣為抽水蓄能機組主要生產企業。

03 抽水蓄能運營

我國抽水蓄能電價政策梳理

本加成鎖定項目投資收益率，電網、發電側及用戶側共擔費用（2004-2014）。根據 2004 年發改委印發的《關於抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》，抽蓄電站主要由電網進行運營，成本及在此基礎上產生的合理收益納入電網銷售費用。在 2007 年《關於桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》中，發改委規定核定的抽水蓄能電站租賃費用原則上由電網企業消化50%，發電企業和用戶各承擔25%。兩部制電價完善固定成本及變動成本補償辦法，

成本疏導順暢（2014-2016）。2014年發改委印發《關於完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，通知明確了電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，其中容量電價彌補電站固定成本及准許收益、納入電網運行費用，電量電價彌補變動成本，電價水平按照當地燃煤標杆電價執行的方法，抽蓄電站投資端及運營端成本疏導順暢。容量電費從輸配電定價成本剔除，

成本疏導困難（2016-2021）。2016 年「廠網分離」後抽水蓄能電站成本從電網成本中剝離並規定不允許納入輸配電價定價成本，但未對費用疏導方式進行明確規定，成本疏導不暢導致了投資熱情低迷，「十三五」期間我國抽水蓄能發展較緩慢。

容量電價

容量電價體現抽水蓄能電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽水蓄能電站通過容量電價回收抽發運行成本外的其他成本並獲得合理收益。新建項目電站經營期按40年核定，經營期內資本金IRR按6.5%核定。抽水蓄能容量電價實行事前核定、定期調整的價格機制。電站投運後首次核定臨時容量電價，在經成本調查後核定正式容量電價，並隨省級電網輸配電價監管周期同步調整。

抽水蓄能運營競爭格局

國家電網及南方電網是我國主要的抽水蓄能電站運營企業。截至2021年底，國家電網在運裝機容量23.51GW，佔在運總裝機65%；在建裝機容量45.78GW，佔在建總裝機74%。兩部制電價完善政策發布後，各大發電企業積極通過開發、併購、參股等形式參與抽水蓄能運營業務，打破了「十四五」前除電網企業外其他業主開發意願不強的局面。

04 重點公司分析

中國電建——抽水蓄能EPC龍頭

中國電建是中國及全球水利水電行業的領先者，承擔國內大中型水電站80%以上的規劃設計任務、65%以上的建設任務，佔有全球50%以上的大中型水利水電建設市場，是中國水利水電、風電、光伏（熱）建設技術標準與規程規範的主要編製修訂單位。

東方電氣——我國抽蓄機組主要生產企業

東方電氣深耕大型水輪發電機技術，水電產品總體水平位居國內前列，貫流式、混流式等水電技術達到國際領先水平，2021年公司水輪發電機銷售量為8.1GW，市場佔有率約為40%。公司是我國抽蓄機組主要設備廠商之一，研製水平整體達到行業先進，部分關鍵技術達到國際領先，能夠製造覆蓋從50米到850米水頭、容量從10MW到 450MW等級的機組產品，累計獲得近70台套機組的供貨合同，國內市場佔有率為38%，是國內首個同時具備抽蓄機組研製和調試能力的發電設備製造企業。

哈爾濱電氣——我國抽蓄機組主要生產企業

哈爾濱電氣是我國生產水電設備的主要廠商之一，已為國內近200多座電站提供了300多台機組，並為國外（美國、加拿大、日本、委內瑞拉、泰國、菲律賓、尼泊爾、土耳其、剛果、伊朗等國家）的26座電站提供了近80台水電機組。2021年公司水輪發電機產量為9.6GW，市場佔有率約為47%。公司是我國抽蓄機組主要設備廠商之一。截至2021年底，哈爾濱電氣累計已經參與了22座抽水蓄能電站、79台套機組的研發製造，目前正在開展單機容量 425MW、最高水頭近800米的抽水蓄能機組技術研究。

國電南瑞——關鍵零部件國產化領軍企業

國電南瑞是行業內抽水蓄能電站專業最全、技術水平國際領先的電力系統二次設備供應商，擁有全部自主知識產權的抽蓄電站工程安全監測、計算機監控、繼電保護、水輪機調速、電機勵磁和SFC、機組狀態監測等產品，參與了30多個抽蓄電站的建設。

金盤科技——SFC特種干變供應商

金盤科技於2009年進入抽水蓄能領域，供貨了近500餘台套勵磁變壓器、廠用變壓器、SFC輸入輸出變等類型產品，先後用於安徽績溪、福建周寧、廣州、河北豐寧、吉林敦化、浙江仙居、呼和浩特、陽江、梅州等抽水蓄能電站。公司的抽水蓄能SFC特種乾式變壓器，用於大型同步電機的變頻啟動，解決了合閘衝擊次數、換流及渦流較大等問題，受到下遊客戶認可。

文山電力——吸收南網優質運營資產

2021年9月27日，文山電力對外公告重大資產重組預案，計劃將原有主要從事購售電、電力設計及配售電業務的相關資產負債，與間接控股股東南方電網持有標的調峰調頻發電有限公司100%股權進行置換。調峰調頻公司為南方電網的全資子公司，主要從事抽水蓄能、調峰水電、電網側獨立儲能和氣電業務。本次重大資產重組完成後，公司將專註抽水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業務的開發、投資、建設和運營業務。