（報(bào)告出品方/作者：長(zhǎng)城證券，于夕朦，范楊春曉）

1、能源結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，調(diào)節(jié)性電源需求激增

1.1、限電情況再現(xiàn)，可靠性電源不足是關(guān)鍵

大規(guī)模限電情況連續(xù)第二年出現(xiàn)，高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張情況短期難以改變。由于去年 全國(guó)多省份出現(xiàn)了限電情況，對(duì)經(jīng)濟(jì)和民生產(chǎn)生了一定影響。為了避免限電再次發(fā)生， 今年國(guó)家在多次會(huì)議上強(qiáng)調(diào)了保障電力供應(yīng)，明確提出了杜絕拉閘限電再度上演。各級(jí) 地方政府為此也積極開(kāi)展了許多工作，包括保障電煤、燃?xì)?、燃油供?yīng)、發(fā)放補(bǔ)貼支持 電力企業(yè)經(jīng)營(yíng)、推動(dòng)電力體制改革和出臺(tái)虛擬電廠政策引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)用電。但隨著高溫天 氣來(lái)臨和用電需求快速?gòu)?fù)蘇，多地再次出現(xiàn)了有序用電情況，川渝地區(qū)更是出現(xiàn)了大面 積限電。我們認(rèn)為今年在政府已經(jīng)做好充足準(zhǔn)備情況下，限電情況再次發(fā)生，體現(xiàn)出我 國(guó)目前電力系統(tǒng)冗余很少，可靠性下降的現(xiàn)狀，而這些問(wèn)題都難以快速解決，短期內(nèi)我 國(guó)高峰時(shí)段電力供應(yīng)緊張的情況可能會(huì)持續(xù)發(fā)生。

我們認(rèn)為連續(xù)兩年發(fā)生限電情況的主要原因是我國(guó)可靠性電源不足。過(guò)去兩年導(dǎo)致我國(guó) 限電情況發(fā)生的原因不盡相同：從需求側(cè)看，去年我國(guó)率先走出新冠疫情，用電量持續(xù) 高增，多地電網(wǎng)用電負(fù)荷創(chuàng)新高，而今年 7 月開(kāi)始我國(guó)逐漸擺脫新一輪疫情影響，疊加 多地高溫天氣導(dǎo)致多地電網(wǎng)用電負(fù)荷再創(chuàng)新高。而從供給側(cè)看，去年由于能耗雙控政策 推進(jìn)以及煤價(jià)高企，煤電機(jī)組出力受到影響，而今年則由于極端高溫天氣影響，水電出 力顯著下降。但過(guò)去兩年導(dǎo)致限制限電發(fā)生的共通原因則是由于我國(guó)裝機(jī)結(jié)構(gòu)持續(xù)改變， 發(fā)電端出力穩(wěn)定性下降，可靠電源出力與高峰用電負(fù)荷間存在缺口。

1.2、高溫天氣下，多地用電負(fù)荷創(chuàng)新高

疫情影響消退疊加高溫天氣，用電需求快速?gòu)?fù)蘇。7 月份全國(guó)全社會(huì)用電量 8324 億千瓦 時(shí)，同比增長(zhǎng) 6.3%。根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，分產(chǎn)業(yè)看，第一產(chǎn)業(yè)用電量 121 億千瓦時(shí)， 同比增長(zhǎng) 14.3%；第二產(chǎn)業(yè)用電量 5132 億千瓦時(shí)，同比下降0.1%；第三產(chǎn)業(yè)用電量 1591 億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng) 11.5%；城鄉(xiāng)居民生活用電量1480億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng) 26.8%。分地區(qū)看，東、中、西部和東北地區(qū)全社會(huì)用電量增速分別為4.6%、10.5%、7.9%和2.2%。

電網(wǎng)最大用電負(fù)荷創(chuàng)歷史新高，提高了用電高峰時(shí)期對(duì)發(fā)電端的出力要求。2022 年 7 月 我國(guó)全國(guó)主要電網(wǎng)最高用電負(fù)荷合計(jì)值達(dá)到 12.6 億千瓦，同比增長(zhǎng) 5.6%，創(chuàng)歷史新高。 分區(qū)域看，除了東北電網(wǎng)，其余區(qū)域電網(wǎng)在 7 月的用電負(fù)荷均創(chuàng)歷史新高。最高用電負(fù) 荷不斷提高對(duì)電源側(cè)的出力和電網(wǎng)運(yùn)行都提出了更高要求，在電力系統(tǒng)無(wú)法穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)， 電網(wǎng)被迫采取有序用電乃至拉閘限電的方式引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)降低需求。

1.3、極端高溫天氣顯著影響水電出力

今年三季度受極端天氣影響，多個(gè)流域來(lái)水同比顯著減少，影響了水電出力，導(dǎo)致川渝 地區(qū)以及華東地區(qū)出現(xiàn)大面積限電。根據(jù)各上市公司公告，2022 年第三季度溪洛渡水庫(kù) 來(lái)水總量約 422.69 億立方米，較上年同期偏枯 20.49%；三峽水庫(kù)來(lái)水總量約 1006.83 億 立方米，較上年同期偏枯 54.40%。瀾滄江流域來(lái)水同比偏豐 2-3 成，但因第三季度主汛 期（7-9 月）來(lái)水同比偏枯 3-4 成，前三季度來(lái)水總體同比偏枯 1-2 成。瀾滄江的來(lái)水也 明顯偏枯。來(lái)水減少顯著影響了水電出力，即使在多家公司有新機(jī)組投產(chǎn)、聯(lián)合調(diào)度增 發(fā)電量的情況下，三季度整體發(fā)電量也明顯低于預(yù)期。

1.4、電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)持續(xù)改變，可靠電源出力與高峰用電負(fù)荷間存在缺口

過(guò)去十年我國(guó)火電裝機(jī)占比持續(xù)下降，由 2011 年的 72.5%下降至 2022 年 7 月的 53.4%， 而風(fēng)光裝機(jī)占比則由 4.5%上升至 28%，不可靠電源占比持續(xù)提升。過(guò)去十年我國(guó)火電 和水電裝機(jī)容量占比持續(xù)下降，水火電合計(jì)裝機(jī)容量占比由 2011 年底的 94.3%下降至 2022 年 7 月的 69.8%，而核電裝機(jī)占比僅從 1.2%小幅提升至 2.3%，整體看可靠電源裝 機(jī)占比持續(xù)下降，不可靠電源裝機(jī)占比提升，電力系統(tǒng)穩(wěn)定性下降。過(guò)去十年我國(guó)火電發(fā)電量占比持續(xù)下降，但明顯高于裝機(jī)占比。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，過(guò)去 十年我國(guó)可靠電源發(fā)電量占比下降，由 2011 年的 98%下降至 2020 年的 88.3%，但仍維 持高位。

為了保證電力系統(tǒng)的平穩(wěn)運(yùn)行，需要留有備用機(jī)組，我國(guó)各省合理備用率通常在 13%- 15%，因此可用裝機(jī)容量需高于用電負(fù)荷。為了保障電力供應(yīng)，電力系統(tǒng)可用裝機(jī)容量 要高于用電負(fù)荷（可用裝機(jī)容量=用電負(fù)荷×（1+合理備用率）），因此需要留有部分機(jī) 組以備急用。

由于可靠電源裝機(jī)容量下降，在某些時(shí)段我國(guó)部分區(qū)域出現(xiàn)裝機(jī)出力將低于用電負(fù)荷的 情況，造成限電發(fā)生。以今年 7 月為例，7 月全國(guó)最高用電負(fù)荷達(dá)到 12.59 億千瓦，按 照合理備用率 14%計(jì)算，當(dāng)時(shí)實(shí)際需要裝機(jī) 14.35 億千瓦?？紤]各類電源特性以及正常 檢修需求，假設(shè)火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽(yáng)能在極端情況下可用容量比例分別為 90%、60%、95%、10%和 0%，我國(guó) 7 月可靠裝機(jī)容量約為 15.06 億千瓦，與總需求裝 機(jī)接近，電力系統(tǒng)達(dá)到緊平衡。

而實(shí)際運(yùn)行中，由于物理限制，全國(guó)電網(wǎng)并不是完全互 聯(lián)互通、盈缺互濟(jì)的，必須分省平衡，因此在我國(guó)電源分布并不平均的情況下，全國(guó)數(shù) 值的緊平衡就意味著部分地區(qū)在極端情況下會(huì)缺少電源出力。以 8 月份的四川為例，在 極端高溫天氣影響下，四川本省用電負(fù)荷激增而水電出力大幅下降，導(dǎo)致了電網(wǎng)被迫采 取限電措施，影響了川渝及華東地區(qū)的用電。

我們認(rèn)為由于可靠性電源裝機(jī)規(guī)模難以快速提升，疊加由于高溫天氣導(dǎo)致四川湖北等地 水電站蓄水量明顯下降，到今年冬季枯水期來(lái)臨時(shí)，我國(guó)部分省份可能會(huì)再度出現(xiàn)有序用電情況。而根據(jù)電規(guī)總院預(yù)測(cè)，到 2023 年，我國(guó)將有 6 個(gè)省份電力供應(yīng)緊張、17 個(gè) 省份電力供應(yīng)偏緊。

我們對(duì)未來(lái)三年可靠性電源缺口進(jìn)行測(cè)算：將假設(shè)條件應(yīng)用在 2023 年-2025 年：（1）極 端情況下，夏季火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽(yáng)能可用容量比例分別為 90%、60%、 95%、10%和 0%，冬季火電、水電、核電、風(fēng)電和太陽(yáng)能可用容量比例分別為 90%、 40%、95%、10%和 0%；（2）可用裝機(jī)容量=用電負(fù)荷×（1+合理備用率），合理備用率 為 14%；（3）水電（不含抽蓄）、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電并網(wǎng)裝機(jī)量平均增速分別為 2.5%、7%、18%、23%（風(fēng)光為平均增速，三年不一致）；（4）2023-2025 年全國(guó)最高用 電負(fù)荷同比增長(zhǎng) 7%。經(jīng)測(cè)算，三年火電及可靠性電源裝機(jī)缺口約為 1326 萬(wàn)千瓦、 10417 萬(wàn)千瓦，20162 萬(wàn)千瓦。

長(zhǎng)期看，我國(guó)用電需求和負(fù)荷伴隨經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)有望持續(xù)增加，若可靠性電源裝機(jī)建設(shè)不足， 限電情況還將頻發(fā)。若想緩解電力供應(yīng)緊張的情況，我們認(rèn)為目前從電源側(cè)看有幾條路 徑：1）增建火電尤其是燃機(jī)機(jī)組應(yīng)對(duì)高峰用電；2）加大新能源大基地開(kāi)發(fā)力度，通過(guò) 火水電調(diào)節(jié)新能源提高可靠電源裝機(jī)規(guī)模；3）超額建設(shè)新能源，通過(guò)足夠多的備用裝 機(jī)容量保障可靠性電源規(guī)模；4）大力發(fā)展儲(chǔ)能尤其是超長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能技術(shù)。

2、儲(chǔ)能：新型電力系統(tǒng)重要組成部分，行業(yè)進(jìn)入發(fā)展快車道

2.1、新型電力系統(tǒng)對(duì)能源系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力需求激增，儲(chǔ)能迎來(lái)發(fā)展良機(jī)

能源生產(chǎn)與消費(fèi)之間總是存在著差異，能源系統(tǒng)需要足夠的調(diào)節(jié)能力來(lái)消除這些差異。 調(diào)節(jié)能力通?？煞譃楣β收{(diào)節(jié)和能量調(diào)節(jié)，功率調(diào)節(jié)能力即全部機(jī)組的出力范圍，確保 實(shí)時(shí)電力平衡；能量調(diào)節(jié)能力即所有儲(chǔ)能設(shè)施存儲(chǔ)的總能量，確保長(zhǎng)期的能量平衡。為 了實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)，風(fēng)光等新能源將逐步取代化石能源成為主要的一次能源，而隨著可調(diào) 節(jié)化石能源逐步退出，電力可調(diào)節(jié)資源規(guī)模逐步下降，需要引入儲(chǔ)能作為新的調(diào)節(jié)能力 來(lái)源，以保障電力系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。并且能源系統(tǒng)對(duì)于調(diào)節(jié)能力的需求將隨著新能源 滲透率升高而提高，因此儲(chǔ)能成為了新型電力系統(tǒng)的重要組成部分。近年來(lái)國(guó)家已經(jīng)出 臺(tái)多項(xiàng)政策，鼓勵(lì)儲(chǔ)能行業(yè)快速發(fā)展，包括抽蓄、新型儲(chǔ)能在內(nèi)的各項(xiàng)儲(chǔ)能技術(shù)都有望 進(jìn)入快速發(fā)展期。

目前儲(chǔ)能技術(shù)應(yīng)用場(chǎng)景豐富，按應(yīng)用場(chǎng)景分類可分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)以及用戶側(cè)，而根 據(jù)電網(wǎng)凈負(fù)荷波動(dòng)的情況，我們可將對(duì)調(diào)節(jié)能力（儲(chǔ)能）的需求分為短時(shí)（秒級(jí)-分鐘 級(jí)）、長(zhǎng)時(shí)（小時(shí)級(jí)到數(shù)日）以及超長(zhǎng)時(shí)（周、月、季）。不同應(yīng)用場(chǎng)景對(duì)儲(chǔ)能的需求不 盡相同，而不同時(shí)長(zhǎng)的儲(chǔ)能所提供的輔助服務(wù)也不盡相同。目前來(lái)看電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)的 應(yīng)用很多是重合的，而日內(nèi)小時(shí)級(jí)的長(zhǎng)時(shí)需求是儲(chǔ)能應(yīng)用的重點(diǎn)。

我國(guó)儲(chǔ)能裝機(jī)中抽水蓄能仍占絕對(duì)份額，新型儲(chǔ)能占比逐漸增加。根據(jù)《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究 白皮書 2022》，截至 2021 年底，中國(guó)已投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目累計(jì)裝機(jī)規(guī)模為 46.1GW，同 比增長(zhǎng) 30%。其中抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模最大，為 39.8GW，同比增長(zhǎng) 25%，但所占比 重與去年同比繼續(xù)下降，減少 3 個(gè) pct；增量主要來(lái)自新型儲(chǔ)能，累計(jì)裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 5729.7MW，同比增長(zhǎng) 75%。2021 年，中國(guó)新增投運(yùn)電力儲(chǔ)能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模首次突破 10GW，達(dá)到了 10.5GW，其中，抽水蓄能新增規(guī)模 8GW；新型儲(chǔ)能新增規(guī)模首次突破 2GW，達(dá)到 2.4GW，同比增長(zhǎng) 54%。

2.2、抽水蓄能：技術(shù)成熟，是大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選

抽水蓄能是利用水作為儲(chǔ)能介質(zhì)，通過(guò)電能與勢(shì)能相互轉(zhuǎn)化，實(shí)現(xiàn)電能的儲(chǔ)存和管理。 利用電力負(fù)荷低谷時(shí)的電能抽水至上水庫(kù)，在電力負(fù)荷高峰期再放水至下水庫(kù)發(fā)電?？?將電網(wǎng)負(fù)荷低時(shí)的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時(shí)期的高價(jià)值電能。 抽水蓄能技術(shù)成熟、反應(yīng)速度快、單機(jī)容量大、經(jīng)濟(jì)性較好、安全性高等特點(diǎn)，是目前 大規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。抽水蓄能電站可將電網(wǎng)負(fù)荷低時(shí)的多余電能，轉(zhuǎn)變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰 時(shí)期的高價(jià)值電能。抽水蓄能具有技術(shù)成熟、反應(yīng)快速靈活、單機(jī)容量大、經(jīng)濟(jì)性較好 等優(yōu)點(diǎn)，是緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，可以調(diào)相運(yùn) 行，可以穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，是電力系統(tǒng)事故備用電源，能作為電網(wǎng)黑啟動(dòng)電源，目前是大 規(guī)模調(diào)節(jié)能源的首選。

目前我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)量較高的地區(qū)集中在華南、華東等經(jīng)濟(jì)發(fā)展較強(qiáng)、用電量較高且 水電建設(shè)基礎(chǔ)較好的的地區(qū)；其次是東北、華北、華中等以火電為主要電源的地區(qū)；西 北地區(qū)除青海省水電裝機(jī)量較高以外，其他地區(qū)以火電為主，風(fēng)光為輔，抽蓄資源基本 未開(kāi)發(fā)；西南地區(qū)水電資源豐富，包括四川、云南等水電輸出大省均未有抽蓄裝機(jī)量， 以大型水電站開(kāi)發(fā)為主。

兩網(wǎng)是抽蓄行業(yè)主要投資運(yùn)營(yíng)主體，未來(lái)將有更多玩家進(jìn)入。目前我國(guó)主要抽蓄運(yùn)營(yíng)商 為兩網(wǎng)旗下公司，原因在于此前抽蓄的商業(yè)模式及成本疏導(dǎo)機(jī)制不成熟，導(dǎo)致除兩網(wǎng)以 外的公司投資抽蓄都很難實(shí)現(xiàn)盈利，而當(dāng)抽水蓄能電站不得納入可計(jì)提收益的固定資產(chǎn) 范圍和計(jì)入輸配電成本后，兩網(wǎng)的投資熱情也迅速下降。我們認(rèn)為隨著抽蓄商業(yè)模式改 變，兩網(wǎng)會(huì)再次加快對(duì)抽蓄的投資建設(shè)，而掌握流域資源的能源企業(yè)將再次開(kāi)始投資、 建設(shè)、運(yùn)營(yíng)抽蓄電站，行業(yè)的從業(yè)主體會(huì)增加。

2.2.1、抽蓄技術(shù)目前的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)，確保其未來(lái)10年的主體地位

儲(chǔ)能 LCOS 是儲(chǔ)能技術(shù)的全生命周期成本除以其累計(jì)傳輸?shù)碾娔芰炕螂姽β?，反映了?現(xiàn)值為零時(shí)的內(nèi)部平均電價(jià)，即項(xiàng)目投資的盈利點(diǎn)。目前抽水蓄能的 LCOS 最低，大約 為 0.25 元/kWh，較其他技術(shù)有顯著的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，短期內(nèi)其他儲(chǔ)能方式無(wú)法對(duì)其進(jìn)行大 規(guī)模的替代，并且 0.3 元/kWh 的成本也極可能成為其他儲(chǔ)能技術(shù)路線的突破點(diǎn)。而其他新型儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展目前處于百 花齊放階段，根據(jù)十四五計(jì)劃，目前國(guó)家并未對(duì)某種特定的技術(shù)路線給予特殊扶持和選 擇，而是隨著各地區(qū)示范項(xiàng)目的建設(shè)運(yùn)營(yíng)，驗(yàn)證其技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性水平。

充足的抽蓄資源儲(chǔ)備也為行業(yè)發(fā)展提供了基礎(chǔ)。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院文章，截至 2021 年底，我國(guó)已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點(diǎn)資源總量約 8.14 億 kW，其中已建 3639 萬(wàn) kW，在建 6153 萬(wàn) kW，中長(zhǎng)期規(guī)劃重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目 4.21 億 kW，儲(chǔ)備項(xiàng)目規(guī)模有 3.05 億 kW。分區(qū)域看，我國(guó)各區(qū)域已納入規(guī)劃的抽水蓄能站點(diǎn)資源量其中，東北、華北、華 東、華中、南方、西南、西北電網(wǎng)的資源量分別為 10500 萬(wàn)、8000 萬(wàn)、10500 萬(wàn)、12500 萬(wàn)、9700 萬(wàn)、14 300 萬(wàn)、15900 萬(wàn) kW。

未來(lái)十年是抽水蓄能行業(yè)發(fā)展黃金期。根據(jù)規(guī)劃 2025 年和 2030 年我國(guó)抽蓄裝機(jī)規(guī)模將 分別達(dá)到 6200 萬(wàn)千瓦和 1.2 億千瓦，而實(shí)際裝機(jī)有望超出規(guī)劃預(yù)期。根據(jù)《抽水蓄能中 長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035 年）》及《十四五現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》，各地按照能核盡核、 能開(kāi)盡開(kāi)的原則，在規(guī)劃重點(diǎn)實(shí)施項(xiàng)目庫(kù)內(nèi)核準(zhǔn)建設(shè)抽水蓄能電站。到 2025 年，我國(guó) 抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 6200 萬(wàn)千瓦以上，在建裝機(jī)規(guī)模達(dá)到 6000 萬(wàn)千瓦左右，到 2030 年，抽蓄規(guī)模達(dá)到 1.2 億千瓦左右。我國(guó) 2021 年底抽蓄規(guī)模為 3639 萬(wàn)千瓦，若實(shí)現(xiàn)規(guī) 劃目標(biāo)，則未來(lái) 4 年和 9 年的裝機(jī)復(fù)合增速分別達(dá)到 14.25%和 14.18%。

2030 年我國(guó)抽蓄裝機(jī)有望達(dá)到 3 億千瓦。今年 6 月中國(guó)電建董事長(zhǎng)表示將在 200 個(gè)市、 縣開(kāi)工建設(shè) 200 個(gè)以上抽蓄項(xiàng)目，目標(biāo)開(kāi)工 2.7 億千瓦。今年 7 月能源局相關(guān)人士表態(tài)， “十四五”可核準(zhǔn)裝機(jī)規(guī)模 2.7 億千瓦，總投資達(dá) 1.6 萬(wàn)億元，涉及 28 個(gè)?。▍^(qū)、市） 和。如果“十四五”期間 2.7 億抽蓄抽蓄全部完全核準(zhǔn)，根據(jù)抽蓄項(xiàng) 目建設(shè)周期，2.7 億裝機(jī)有望在 2030 年前全部投產(chǎn)，屆時(shí)抽蓄裝機(jī)將達(dá)到 3 億千瓦。由 于電力系統(tǒng)對(duì)于輔助電源的巨大需求以及抽蓄產(chǎn)業(yè)鏈對(duì)于穩(wěn)經(jīng)濟(jì)的作用，我們認(rèn)為整個(gè) 抽蓄行業(yè)投資建設(shè)進(jìn)度和最終投產(chǎn)的裝機(jī)規(guī)模將超越規(guī)劃預(yù)期。

2.2.2、抽蓄商業(yè)模式逐漸成熟，參與電力市場(chǎng)有望提升盈利能力

新的兩部制電價(jià)出臺(tái)疊加電力市場(chǎng)逐漸成熟，抽蓄行業(yè)的商業(yè)模式開(kāi)始清晰。2021 年 4 月，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》（633 號(hào)文）。633 號(hào)文的出臺(tái)完善了抽水蓄能的價(jià)格機(jī)制，形成了穩(wěn)定的成本回收機(jī)制+額外的經(jīng)濟(jì)效益 的商業(yè)模式，并厘清了成本疏導(dǎo)路徑。同時(shí) 633 號(hào)文也明確要推動(dòng)抽水蓄能電站作為獨(dú) 立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)。隨著我國(guó)電力市場(chǎng)的逐漸成熟，其余類似輔助電源的價(jià)格機(jī)制也 有望參照抽蓄的模式。意見(jiàn)主要內(nèi)容包含兩方面：

堅(jiān)持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價(jià)政策： 以競(jìng)爭(zhēng)性方式形成電量電價(jià)：抽蓄電站通過(guò)電量電價(jià)回收抽水、發(fā)電的運(yùn)行成本。在電 力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)按現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格及規(guī)則結(jié)算。 在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未運(yùn)行的地方，抽水蓄能電站抽水電量可由電網(wǎng)企業(yè)提供，抽水電價(jià) 按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的 75%執(zhí)行，鼓勵(lì)委托電網(wǎng)企業(yè)通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)方式采購(gòu)，抽水電價(jià) 按中標(biāo)電價(jià)執(zhí)行，因調(diào)度等因素未使用的中標(biāo)電量按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。抽水蓄能電 站上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)收購(gòu)，上網(wǎng)電價(jià)按燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)執(zhí)行。

完善容量電價(jià)核定機(jī)制：抽蓄電站通過(guò)容量電價(jià)回收抽發(fā)運(yùn)行成本外的其他成本并獲得 合理收益。對(duì)標(biāo)行業(yè)先進(jìn)水平合理核定容量電價(jià)。電站經(jīng)營(yíng)期按 40 年核定，經(jīng)營(yíng)期內(nèi) 資本金內(nèi)部收益率按 6.5%核定，《意見(jiàn)》印發(fā)前已核定容量電價(jià)的抽水蓄能電站維持原 資本金內(nèi)部收益率。推動(dòng)電站自主運(yùn)用剩余機(jī)組容量參與電力市場(chǎng)，逐步實(shí)現(xiàn)電站主要 通過(guò)參與市場(chǎng)回收成本、獲得收益，促進(jìn)抽水蓄能電站健康有序發(fā)展。

兩部制電價(jià)明確抽水蓄能電站的成本疏導(dǎo)機(jī)制：建立相關(guān)收益分享機(jī) 制，鼓勵(lì)抽水蓄能電站參與輔助服務(wù)市場(chǎng)或輔助服務(wù)補(bǔ)償機(jī)制，上一監(jiān)管周期內(nèi)形成的 相應(yīng)收益，以及執(zhí)行抽水電價(jià)、上網(wǎng)電價(jià)形成的收益，20%由抽水蓄能電站分享，80% 在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減，形成的虧損由抽水蓄能電站承擔(dān)。完善 容量電費(fèi)在多個(gè)省級(jí)電網(wǎng)的分?jǐn)偡绞?，完善容量電費(fèi)在特定電源和電力系統(tǒng)間的分?jǐn)偡绞?。抽水蓄能電站明確同時(shí)服務(wù)于特定電源和電力系統(tǒng)的，應(yīng)明確機(jī)組容量分?jǐn)偙壤?容量電費(fèi)按容量分?jǐn)偙壤谔囟娫春碗娏ο到y(tǒng)之間進(jìn)行分?jǐn)?。特定電源?yīng)分?jǐn)偟娜萘?電費(fèi)由相關(guān)受益主體承擔(dān)，并在核定抽水蓄能電站容量電價(jià)時(shí)相應(yīng)扣減。

兩部制電價(jià)是重要的過(guò)渡性政策，維持項(xiàng)目合理收益鼓勵(lì)行業(yè)發(fā)展，長(zhǎng)期看將被取消 兩部制電價(jià)機(jī)制是抽蓄或者說(shuō)調(diào)節(jié)性電源在電力市場(chǎng)建設(shè)過(guò)程中的重要過(guò)渡性政策。它 在電力市場(chǎng)無(wú)法為調(diào)節(jié)輔助電源合理定價(jià)的時(shí)候，通過(guò)機(jī)制為其提供保底收益，使項(xiàng)目 能保持一個(gè)合理的收益率，以此鼓勵(lì)行業(yè)發(fā)展。但另一方面，由于機(jī)制進(jìn)行了托底，抽 蓄項(xiàng)目也不可能在市場(chǎng)供給緊張的情況充分賺取超額收益。長(zhǎng)期看，隨著我國(guó)電力市場(chǎng) 建設(shè)的成熟，兩部制電價(jià)也將逐漸取消，抽蓄項(xiàng)目將完全通過(guò)電力市場(chǎng)獲取收益。

2.2.3、峰谷價(jià)差拉大，為抽蓄和儲(chǔ)能提供盈利彈性

2021 年國(guó)家發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，“通知”提出拉大峰谷 電價(jià)價(jià)差，并設(shè)立尖峰電價(jià)。新的分時(shí)電價(jià)機(jī)制有利于各類儲(chǔ)能項(xiàng)目在電力市場(chǎng)中通過(guò) 合理運(yùn)營(yíng)增加收益，擴(kuò)大其發(fā)展空間。2022 年 1 月，國(guó)家發(fā)改委和能源局印發(fā)《關(guān)于加 快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系的指導(dǎo)意見(jiàn)》，明確提出進(jìn)一步推動(dòng)電力市場(chǎng)建設(shè)，完善 電力市場(chǎng)體系的功能，積極穩(wěn)妥推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)，完善電力輔助服務(wù)市場(chǎng)等。

根據(jù) 633 號(hào)文，抽蓄電站在有電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的區(qū)域都將通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)形成抽水和放水價(jià) 格，即抽蓄電站可以通過(guò)電力市場(chǎng)高拋低吸，形成額外收入，而不只是回收抽水、發(fā)電 的運(yùn)行成本。根據(jù)各省份推出的分時(shí)電價(jià)機(jī)制，大部分省份的峰谷電價(jià)比都達(dá)到了 4.8:1 或 3.6:1。在部分用電緊張的省份，現(xiàn)貨市場(chǎng)的單日最高電價(jià)和最低電價(jià)價(jià)差會(huì)更大。目 前抽蓄電站轉(zhuǎn)化效率普遍達(dá)到為 75%-80%，這意味著抽蓄電站可以通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)獲取較 大的額外收入，增厚利潤(rùn)。由于容量電價(jià)是 3 年一期進(jìn)行核準(zhǔn)，電量電價(jià)形成的收入在期末核算時(shí)才會(huì)被電網(wǎng)收走 80%沖抵容量電量電價(jià)（容量電價(jià)根據(jù)企業(yè)和電網(wǎng)商議，通常是月付或季付）。因此在此 前的時(shí)間企業(yè)可以自由支配這部分利潤(rùn)，獲取額外的收益。

2.3、新型儲(chǔ)能有望實(shí)現(xiàn)爆發(fā)式增長(zhǎng)，逐步探索商業(yè)模式

“十四五”新型儲(chǔ)能頂層規(guī)劃已完成，“新能源+儲(chǔ)能”將是主要應(yīng)用場(chǎng)景。與世界其他 國(guó)家和地區(qū)相比，我國(guó)儲(chǔ)能與新能源裝機(jī)容量的比例，即“儲(chǔ)新比”，明顯偏低，2020 年中國(guó)的儲(chǔ)新比約為 6.7%，而中國(guó)以外其他國(guó)家和地區(qū)的儲(chǔ)新比為 15.8%，隨著可再生 能源比例提高，我國(guó)儲(chǔ)能將迎來(lái)巨大的發(fā)展機(jī)遇。一方面，加快建立新型儲(chǔ)能項(xiàng)目管理機(jī)制，規(guī)范行業(yè)管理，強(qiáng)化安全風(fēng) 險(xiǎn)防范；另一方面，明確新型儲(chǔ)能獨(dú)立市場(chǎng)地位，完善市場(chǎng)化交易機(jī)制，充分發(fā)揮市場(chǎng) 在資源配置中的決定性作用。

我國(guó)新型儲(chǔ)能規(guī)模有望在 2025 年達(dá)到 4000 萬(wàn)千瓦。截至 2021 年底，我國(guó)新型儲(chǔ)能規(guī) 模達(dá)到了 573 萬(wàn)千瓦，2021 年新增了 240 萬(wàn)千瓦。2021 年 7 月，國(guó)家發(fā)改委、能源局印 發(fā)《新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》，提出到 2025 年實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā) 展轉(zhuǎn)變，裝機(jī)規(guī)模達(dá) 3000 萬(wàn)千瓦以上，到 2030 年，實(shí)現(xiàn)新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)化發(fā)展。此 后 12 個(gè)省、自治區(qū)出臺(tái)了本區(qū)域的“十四五”規(guī)劃，合計(jì)儲(chǔ)能裝機(jī)目標(biāo)達(dá)到了 4320 萬(wàn) 千瓦。

目前新型儲(chǔ)能商業(yè)模式還在積極探索中，各省政策不盡相同，但主要以調(diào)峰輔助市場(chǎng)+ 租賃費(fèi)用+市場(chǎng)現(xiàn)貨電價(jià)差組成。由于各類新型儲(chǔ)能技術(shù)與抽蓄實(shí)現(xiàn)的功能并不完全相 同，且抽蓄建設(shè)周期太長(zhǎng)，遠(yuǎn)水解不了近渴，因此多個(gè)省份紛紛出臺(tái)自己的獨(dú)立儲(chǔ)能政 策，以鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能的發(fā)展。整體看，除市場(chǎng)現(xiàn)貨電價(jià)差盈利部分，各省份推出相關(guān)政 策根據(jù)充當(dāng)電小時(shí)數(shù)、電站裝機(jī)規(guī)模等指標(biāo)進(jìn)行補(bǔ)貼，對(duì)獨(dú)立儲(chǔ)能充放電容量進(jìn)行容量 補(bǔ)償及租賃費(fèi)、輔助調(diào)節(jié)服務(wù)費(fèi)等。

目前由于電力系統(tǒng)對(duì)于調(diào)節(jié)輔助資源的需求十分旺盛，供需十分緊張，我們認(rèn)為獨(dú)立儲(chǔ) 能項(xiàng)目現(xiàn)階段可以通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)行峰谷價(jià)差套利或向電網(wǎng)提供調(diào)峰調(diào)頻獲得可觀的超 額收益。由于有超額收益的存在，未來(lái)一兩年涌入電力市場(chǎng)的輔助電源規(guī)模將快速擴(kuò)大， 供需將逐漸走向平衡乃至寬松，項(xiàng)目收益率將會(huì)回落。長(zhǎng)期看，我們認(rèn)為儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商會(huì) 回歸公用事業(yè)屬性，呈現(xiàn)出重資產(chǎn)、長(zhǎng)周期、收益穩(wěn)定但收益率不高的特點(diǎn)。

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