（報告出品方：中信證券）

新能源發展激發儲能需求，抽水蓄能綜合性能佔優

“雙碳”背景下新能源發電比例提升，儲能提升電力系統穩定性

新能源發電量提升，電網調節難度增加。2009 年至今，我國各類電源發電量中風電、 太陽能發電等新能源發電佔比不斷上升，2021 年可再生能源發電佔比約 32.6%，其中風 電和太陽能發電量佔比約為 7.8%和 3.9%。可再生能源滲透比例提升對電網整體的穩定性 帶來挑戰。①當可再生能源滲透比例為 10%~30%時，對電網的挑戰來源於送出網絡和並 網等局部環節，體現為局部地區的棄風和棄光。

根據全國新能源消納監測預警中心統計， 我國棄風棄光問題在 2018 年後已得到緩解。②當可再生能源滲透比例達到 30%~50%時， 發電設備的分佈式與集中式並存使電源側與負荷側的不匹配程度大幅度增加；我國光伏和 風電裝機增速加快，電力系統正邁入此階段，調峰調頻需求增大，電網調節難度增加。③ 可再生能源滲透比例超過 50%時，電力系統的經濟性、穩定性都將受到影響，需要未雨綢 繆保障電力系統穩定、安全運行。

尖峰負荷快速增長，儲能需求攀升。隨著三產及居民生活用電比重不斷上升，負荷尖 峰化特徵明顯，尖峰負荷規模持續增加，尖峰負荷單次持續時間短、出現頻次低、波動性 明顯、電量少，但對電力系統產生挑戰。2010-2021 年，全國電網最高用電負荷從 596.4GW 增至 1191.6GW，全國最高發電負荷低於全國最高用電負荷的現象越來越明顯。2021 年， 國務院印發《2030 年前碳達峰行動方案》中要求，“到 2030 年省級電網基本具備 5%以上 的尖峰負荷響應能力”。2022 年上海市人民政府發佈《上海市碳達峰實施方案》提出“到 2025 年需求側尖峰負荷響應能力不低於 5%”。依靠增加發電裝機量來應對尖峰負荷會造 成資源浪費，利用儲能技術應對尖峰負荷可以提高電力系統穩定性、節省電網投資成本。

儲能在電力系統中發揮功能價值、容量價值、能量價值，提升電力系統靈活性與穩定 性。可再生能源發電具有波動性，提高了電力系統對儲能技術應用的需求，儲能可緩解或 解決電能供需在時間和強度上不匹配的問題。電源側儲能可優化、減少棄風棄光，緩解能 源浪費；電網側儲能可提供調峰調頻服務，削峰填谷，維持供需平衡，降低電網系統波動 性；用戶側儲能可調節用電時間，在電力網絡外短時供電，保證電力質量。

儲能技術應用於多應用場景，多時間尺度調峰調頻。按照技術路徑分類，儲能可分為 機械儲能、電化學儲能、電磁儲能等類型，滿足多類應用場景需求，在秒級、分鐘級、小 時級及以上等多時間尺度發揮作用。秒級儲能功率高、響應速度快，應用於電網支撐、輔 助一次調頻，提升電能質量；分鐘至小時級儲能需要具有一定規模、循環次數多，應用於 削峰填谷，平滑電力系統出力；數小時及以上級別的儲能規模大（100MW 以上）、循環次 數多（充放 5000 次以上）、運行壽命長、能量吞吐規模大，應用於電網削峰填谷和負荷調 節。在各類儲能技術中，抽水蓄能因其技術成熟、儲能容量大、循環壽命長，在多時間尺 度發揮調峰調頻作用。

抽水蓄能技術成熟、經濟性良好，是當前大規模儲能的主流技術

抽水蓄能的基本原理為水的重力勢能與電能的相互轉化。抽水蓄能電站主要由海拔高 度不同的上下水庫、水輪機、水泵組成。用電高峰時，高海拔上水庫向低海拔下水庫放水 推動水輪機發電，將水的重力勢能轉化為電能；用電低谷時，水泵從下水庫向上水庫抽水， 將電能轉化為水的重力勢能。抽水蓄能電站的效率約為 75%，即抽水耗電量與發電量比例 約為 4:3，簡稱為“抽四發三”。

抽水蓄能是當前累計裝機規模最大的電力儲能方案。根據中國能源研究會儲能專委會 的全球儲能項目庫不完全統計，截至 2021 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模 中，抽水蓄能的累計裝機規模佔比達 86.3%，佔據主導地位；新型儲能累計裝機規模佔比 12.5%，包括電池（鋰離子、鉛蓄、液流等）、壓縮空氣、超級電容、飛輪等。我們根據電 化學儲能和其他儲能佔比增速測算，預計 2030 年抽水蓄能佔比為 64%。

常規水電站可以改建為混合抽水蓄能電站。抽水蓄能電站根據能否利用天然徑流發電， 可以分為純抽水蓄能電站和混合式抽水蓄能電站。純抽水蓄能電站的運行依靠上下水庫的 水循環，需要適時補水；混合抽水蓄能電站有天然徑流匯入，可利用徑流進行常規發電。 常規水電站通過上庫結合、加泵擴機、一體化改造的方式，可以改建為混合抽水蓄能電站， 在常規發電的基礎上，補充抽水蓄能調峰調頻的功能。利用常規水電改造的混合抽蓄電站 建設週期短，例如白山抽水蓄能電站利用下游已建的紅石水庫為下庫、白山水庫為上庫進 行改建，工期 46 個月，較新建抽蓄電站工期（7 年左右）大幅縮短。

抽水蓄能技術成熟，運行穩定，但建設週期較長。從儲能時效上看，抽水蓄能技術屬 於長時儲能技術，連續儲能時間長，裝機容量大，可穩定用於電力系統削峰填谷和離網儲 能；但與同屬長時儲能的電化學儲能相比（秒級），抽水蓄能的響應時間更長（分、秒級）。 從使用壽命看，抽水蓄能依託上下游水庫發揮作用，在工程施工質量得到保障的前提下， 抽蓄電站壩體可使用數十年，電機設備等我們預計使用年限也可達 50 年左右。但水庫等 土建類基礎設施建設週期長、選址要求高，施工週期遠超過其他類型儲能方式。

抽水蓄能現階段度電成本低，但未來或被新型儲能技術超越。度電成本（即平準化成 本 LCOE）是對儲能電站全生命週期內的總成本和總處理電量進行折現處理後的儲能成本， 度電成本可以判斷儲能技術的經濟性。

根據倫敦國王學院 Oliver Schmidt、Sylvain Melchior、 Adam Hawkes 等發佈的文章《Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies》（《Joule》2019 年第 1 期），在不同年循環次數和單次循環時間組成的應用 場景中，抽水蓄能當前具有明顯的度電成本優勢，且在年循環 500 至 1000 次、單次循環 4 至 16 小時的場景中具有絕對優勢；但隨著鋰電池、氫儲能等新型儲能技術不斷成熟，抽 水蓄能的度電成本優勢或不斷下降，單次循環 16 小時以內場景的度電成本優勢將轉移至 鋰電池，抽水蓄能、壓縮空氣儲能在 16 小時以上長時儲能中具有成本優勢，氫儲能在 300 小時以上單次循環時間的季節性儲能中的成本優勢將逐步擴大。

抽蓄供遠低於求，近10年建設進度將大幅提速

需求：風光發電裝機提速，抽水蓄能配建需求隨之而起

風光裝機量提升，現有抽水蓄能裝機量無法滿足風光發電需求。國內風光發電裝機量 與抽水蓄能裝機量均逐年上升，2015-2021 年，純抽水蓄能累計裝機量複合增速為 7.9%、 風電累計裝機量複合增速為 16.6%、太陽能發電累計裝機量複合增速為 39.2%，純抽水蓄 能發展速度遠低於風光發電發展速度；純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量之比從 2015 年 13.3%下降至 2021年 5.7%，現有純抽水蓄能裝機量無法滿足風光發電快速發展的需求。

通過進一步比較其他國家的抽水蓄能與風光發電裝機情況，判斷未來我國在風光發電 快速增長時所需的純抽水蓄能裝機量。全球及美國、法國、英國、西班牙的抽水蓄能與風 光發電裝機量之比均呈現逐年下降的趨勢，2020 年全球純抽水蓄能與風光發電裝機量之 比為8.6%、美國為10.2%、西班牙為9.0%、英國為6.9%、法國為5.9%，均高於我國（5.7%）。

根據《2030 年前碳達峰行動方案》要求，“到 2030 年，風電、太陽能發電總裝機容量達 到 12 億千瓦以上”。我們預測，當未來我國純抽水蓄能裝機量與風光發電裝機量的增速一 致時，即純抽蓄與風光裝機比例維持現狀（5.7%）時，2025 年純抽蓄裝機量為 48.2GW、 2030 年為 68.8GW；當 2030 年純抽蓄與風光裝機之比達到 7%（英國 2020 年水平）時， 2025 年純抽蓄裝機量為 53GW、2030 年為 84GW；當 2030 年純抽蓄與風光裝機之比達 到 9%（西班牙 2020 年水平）時，2025 年純抽蓄裝機量為 60.5GW、2030 年為 108GW； 當 2030 年純抽蓄與風光裝機之比達到 10.2%（美國 2020 年水平）時，2025 年純抽蓄裝 機量為 65GW、2030 年為 122.4GW。

風光配儲擴大儲能建設空間。為緩解風光發電與用電負荷的不匹配問題，降低棄風棄 光率、提高風光發電利用效率，近年來多省份在風電、光伏發電項目開發建設申報方案中 要求“配套建設一定比例的儲能設施或提供響應的調峰能力”。根據各省市發佈的風光開 發建設方案，集中式風光發電配置儲能比例大多在 10%-20%之間，配儲要求推動儲能規 模擴張。假設未來風光發電配儲比例有 10%、15%、20%三種情景，《2030 年前碳達峰行動方 案》規劃2030年風光發電總裝機量 12億千瓦，屆時風光配儲需求將達到120GW、180GW、 240GW，按抽蓄佔比 64%計，預計屆時抽蓄規模將分別達到 77GW、115GW、154GW。

供給：抽蓄規劃“十四五”、“十五五”持續翻番，穩增長背景下再度提速

抽水蓄能可建設規模大，在運規模不及預期。根據中國水力發電工程學會統計，2020 年國家能源局組織開展新一輪抽水蓄能中長期規劃資源站點普查工作，綜合考慮地理位置、 地形地質、水源條件、水庫淹沒、環境影響、工程技術及初步經濟性等因素共普查篩選出 資源站點 1529 個，總裝機規模達 16.04 億千瓦，多分佈在南方、華北、華中、華東等區 域。截至 2021 年底，我國已納入規劃的抽水蓄能站點資源總量約 8.14 億千瓦（重點實施 項目 4.21 億千瓦，規劃儲備項目 3.05 億千瓦），其中 9792 萬千瓦項目已經實施。

根據《抽水蓄能中長期發展規劃（2021~2035 年）》，2025 年我國抽水蓄能投產裝機 規模將達 62GW，2030 年將達 120GW，中長期規劃佈局重點實施項目 340 個、總裝機 容量 421GW，中長期規劃儲備項目 247 個、總裝機 305GW。回顧我國 2009 年以來的抽 水蓄能裝機量，均未達到歷次五年規劃的目標。為實現 2030 年碳達峰目標，“十四五”和“十 五五”期間抽水蓄能電站預計將加快發展。

2022 年以來經濟增長依賴基建發力，抽蓄電站加快開工。今年，在地產投資承壓、 消費疲軟背景下，經濟增長愈發依賴基建投資，而國內“鐵公基”等傳統基建已相對完善， 建設空間有限，在能源轉型疊加碳中和背景下，單體投資規模較大的抽水蓄能等基礎設施 將成為本輪穩增長髮力主要方向。我們通過北極星儲能網檢索國內抽水蓄能項目動態，據 不完全統計，2022 年 1~7 月，全國新立項、新簽約、進行預可研和可研審查、新開工的 抽水蓄能項目超過 168 個，裝機量超過 202GW，項目推進速度明顯加快。

近 10 年期間建設進度或超去年能源局規劃。根據中國電建集團董事長丁焰章在《人 民日報》（2022 年 6 月 13 日，第 11 版）發文《發展抽水蓄能 推動綠色發展》，“十四五” 期間我國將在 200 個市、縣開工建設 200 個以上的抽水蓄能項目，開工目標 270GW，考 慮到抽水蓄能項目建設週期通常在 7 年左右，建設速度遠超去年能源局規劃（2030 年裝 機達到 120GW）。

綜合在運、在建、擬建項目情況，抽蓄單瓦投資 6.2 元左右，且呈現上升趨勢。（1） 整體上裝機規模越大，投資規模越大，1200MW 規模的抽蓄電站投資額多為 70~80 億元， 1400MW~180MW 規模的抽蓄電站投資額多為 80~100 億元。（2）單瓦投資受地域影響較 大，目前在運、在建、擬建抽蓄電站裝機量單瓦投資約 6.2 元/瓦，廣東（6~10 元/瓦）、江 西（5~9 元/瓦）、甘肅（7~9 元/瓦）、寧夏（8 元/瓦）等地抽蓄電站平均單瓦投資額較高， 可能受到地方物價水平、工程建設難度影響較大。（3）抽蓄電站單瓦投資逐步上升，在運 項目單瓦投資大多為 4~6 元/瓦，在建項目單瓦投資大多為 6~7 元/瓦，擬建項目單瓦投資 大多為 6~7.5 元/瓦。

平均建設時長 6.4 年左右。根據我們初步統計，當前抽水蓄能電站建設時間平均約 6.4 年，電站裝機量越大，建設時間越長。裝機量為 1000MW-1200MW 的抽蓄電站建設時間 為 5~7 年，裝機量 1200MW-1800MW 的抽蓄電站建設時間為 6~8 年。與項目總投資和單 瓦投資類似，抽蓄電站建設時間與裝機量規模和選址施工難度有關。預測“十四五”至“十五五”10 年期間抽蓄年均投資規模或超 1600 億元。根據前述 “十四五”期間新開工 270GW 抽水蓄能項目、單瓦投資規模 6.2 元（，根據已運營、在 建、擬建抽水蓄能項目測算，下同）、平均建設週期 6.4 年測算，預計在“十四五”至“十 五五”10 年期間（最晚一批項目開工年份在 2025 年，而 2030 年碳達峰目標約束下，其 有望在 2030 年及以前完工），我國抽蓄電站建設總投資將達到 1.67 萬億元左右，年均投 資規模達到 1670 億元。

電改助力抽蓄走出盈利低谷，激發各方參與動力

抽蓄電站電價政策曲折，成本難以順利傳導

“廠網分開”改革使抽蓄電站成本與效益分開，電網公司和發電企業缺乏投資熱情。 2002 年《電力體制改革方案》提出“廠網分開、主輔分離、輸配分開、競價上網”的目 標，原國家電力公司拆分為 11 家新公司，發電企業發展迅速，發電量飆升。但抽水蓄能 運行產生的費用發生在電網側，效益產生在發電側，電網公司和發電企業對抽蓄電站缺乏 投資熱情。

租賃模式未解決收益與成本不掛鉤問題，抽蓄電站建設積極性受挫。2004 年《關於 抽水蓄能電站建設管理有關問題的通知》，規定“抽蓄電站原則上由電網經營企業建設和 管理……成本納入電網運行費用統一核定……發電企業投資建設的抽水蓄能電站，要服從 於電力發展規劃，作為獨立電廠參與電力市場競爭”；審批但未定價的抽蓄電站作為遺留 問題由電網經營企業租賃經營，租賃費由政府核定。此後，在“網建網用”模式中出租人 和承租人都是電網經營企業，且租賃費用與電站運行強度不掛鉤，租賃制難以發揮優勢。 2008 年，國家發改委發佈通知將部分抽水蓄能電站的“租賃費”改為“容量電費”，核定 標準不變，抽蓄電站電價以單一容量電價為主，收益與電站使用仍不掛鉤，抽蓄電站建設 積極性受挫。

布《關於完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，抽蓄電站實施容量電價和電 量電價兩部制電價，“電力市場化前，抽水蓄能電站容量電費和抽發損耗納入當地省級電 網(或區域電網)運行費用統一核算，並作為銷售電價調整因素統籌考慮”，抽蓄電站成本可 由終端用戶承擔。但由於當時抽蓄電站對電網作用有限且電站產權分配不清晰，該政策並 未落地。2016 年《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》規定，抽蓄電站“不得納入可計 提收益的固定資產範圍”。2019 年《輸配電定價成本監審辦法》規定，抽蓄電站成本費用 “不得計入輸配電定價成本”，至此，抽蓄電站建設遇冷。

從盈利情況看，“網建網用”模式下，僅電網企業運營的抽蓄電站盈利能力尚可。以 國家電網控股的國網新源控股有限公司為例，其負責開發建設和經營管理抽水蓄能電站。 2022 年 3 月，國網新源運營的 22 家抽蓄電站中有 13 家執行單一容量電價。2021 年，國 網新能運營的抽蓄電站抽發次數 2.9 萬次/年，上網電量 263 億千瓦時/年，綜合利用效率 79.87%；公司毛利率 31.46%，淨利率 16.04%，折舊費和購電成本佔成本 30%和 50%。 根據在運發電機組運行情況和公司財務指標，在運抽蓄電站上網電量單度收入約 0.6 元/ 千瓦時、單度成本約 0.4 元/千瓦時，單度淨利潤約 0.1 元/千瓦時，按歷年發電利用小時數 計算，一座 1000MW 規模電站的年淨利潤約 1.2 億元、1200MW 規模電站的年淨利潤約 1.4 億元。

非電網企業運營抽蓄電站盈利能力偏弱甚至持續虧損。具體而言：1）2013 年，湖南 黑麋峰抽水蓄能電站作為當時全國唯一一家由非國家電網企業獨家控制的發電公司擁有 並運營的抽蓄電站，由五凌電力（中國電力持股 63%）出售至國網新源，評估價值 35.42 億元，包含黑麋峰抽水蓄能電廠全部資產及相關負債、人員。五凌電力在出售公告中稱“出 售事項會減少整體運營成本及風險”；2）內蒙古呼和浩特抽水蓄能電站承擔蒙西電網調峰 填谷等任務，於 2015 年全部機組投運，總裝機容量 1200MW。運行初期，三峽集團持股 61%，其他股東包括華能、大唐、龍源等風電公司。但 2016-2018 年呼蓄運營連年虧損， 導致 2018 年三峽集團轉讓呼蓄電站股權至內蒙古電力（集團）有限責任公司（蒙西電網）， 由蒙西電網運營。

兩部制電價新政策完善抽蓄價格形成機制，收益保底兼具向上彈性

抽蓄價格政策優化，兩部制電價可操作性提高。為提升電力系統靈活性、經濟性和安 全性，加快發展抽水蓄能電站，2021 年國家發改委發佈《關於進一步完善抽水蓄能價格 形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633 號），從 2023 年起“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”，主要變化是電量電價市場化、容量電價保障電站 6.5%的內部收益率、 明確容量電價傳導和分攤方式。

首先，容量電價核定標準得到規範，保障電站 6.5%的內部收益率。在兩部制電價中， 容量電價體現抽蓄電站提供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，抽蓄電站 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。在新定價機制中，①國家 發改委確定容量電價核價參數，其中電站經營期按 40 年核定，經營期內資本金內部收益 率按 6.5%核定（意見印發之日前已核定容量電價的抽水蓄能電站維持原資本金內部收益 率）；②適當降低核定容量電價覆蓋電站機組設計容量的比例，電站可自主運用剩餘機組 容容量參與電力市場。

容量電價的傳導和分攤方式得到明確，成本傳導路徑清晰。新電價政策要求：①未來 將建立容量電費納入輸配電價回收的機制，政府核定的抽蓄容量電價對應的容量電費由電 網企業支付，納入省級電網輸配電價回收；②完善容量電費在多個省級電網的分攤方式， 由國家發改委組織相關省區協商確定分攤比例，或參照《區域電網輸電價格定價辦法》， 容量電費按照受益付費原則，向區域內各省級電網公司收取；③完善容量電費在特定電源 和電力系統間的分攤方式，抽蓄電站同時服務於特定電源和電力系統的，應明確機組容量 在特定電源和電力系統之間的分攤比例；特定電源分攤的容量電費由相關受益方承擔，核 定抽蓄電站容量電價時扣減。

電力現貨市場峰谷價差擴大，為抽蓄電量電價打開盈利空間

電力現貨市場反映電力供需，價格實時波動。電力現貨市場主要開展日前、日內、實 時電能量交易，形成體現時間特性的電能量商品價格。2017 年和 2021 年，共有兩批 14 省市（南方以廣東起步、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅、上海、江蘇、安 徽、遼寧、河南、湖北）開展電力現貨市場建設試點工作。以第一批試點省份山東省為例， 電力現貨市場分時價格波動大，2022 年 7 月 18 日的單日內實時市場用電側價格最高為 545.29 元/兆瓦時，出現於 20 時，最低價格為 71.41 元/兆瓦時，出現於 9 時，價差為 473.88 元/兆瓦時；電力現貨市場分日價格波動大，2022 年 6 月山東省實時市場用電側價格單日 價差最高為 690.72 元/兆瓦時，6 月平均單日價差為 342.03 元/兆瓦時，最高價主要出現 於 6 時和 20~22 時，最低價主要出現於 9~13 時。部分時段出現負電價，我們判斷為該時 段新能源發電量大，用電需求相對較小，供過於求出現負電價，充分反映出儲能調峰的重 要性，併為抽蓄電站創造盈利空間。

在未運行電力現貨市場的地區，若抽水電價按燃煤發電基準價 75%執行、上網電價按 燃煤發電基準價執行，在發電效率為 75%的情況下，抽蓄電站的抽水蓄能—放水發電過程 無法盈利，僅可依靠提高發電效率或採用中標電價降低抽水電價而盈利。在電力現貨市場 中靈活選擇抽水—放電時段可提高抽蓄電站收益。

輔助服務為抽蓄電站提供補償

抽蓄電站可參與電力輔助服務並獲得補償。為構建新型電力系統，促進源網荷儲協調 發展，2021 年國家能源局修訂並印發《電力輔助服務管理辦法》。電力輔助服務是指為維 持電力系統安全穩定運行，促進清潔能源消納，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電 側併網主體（包括抽水蓄能）、新型儲能、可調節負荷提供的服務，包括有功平衡服務、 無功平衡服務和事故應急及恢復服務。抽水蓄能作為發電側併網主體，可以承擔調爬坡、 調峰、儲能、穩定切負荷、黑啟動等任務。

電力輔助服務包括有償服務和無償服務兩類。無償服務是指併網主體義務提供基本電 力輔助服務；有償電力輔助服務可通過固定補償或市場化方式提供，固定補償按“補償成本、 合理收益”的原則綜合考慮輔助服務成本、性能表現及合理收益等因素確定補償力度，市場 化補償遵循考慮輔助服務成本、合理確定價格區間、通過市場化競爭形成價格的原則確定 補償力度。現貨市場運行期間，調峰功能通過電能量市場機制實現，不再設置與現貨市場 並行的調峰輔助服務品種；據《南方區域電力輔助服務管理實施細則》規定，“南方區域 抽水蓄能機組不參與啟停調峰、冷備用、旋轉備用、穩定切機和穩定切負荷輔助服務補償。

抽水蓄能機組參與其他輔助服務時，已明確補償標準的按規定執行，未明確補償標準的參 照水電機組執行”。因此抽水蓄能在電力輔助服務中可在爬坡、黑啟動等方面服務並獲得 補償，在非現貨市場中還可通過調峰獲得補償。

產業鏈：投資運營、總承包、設備三大環節

抽水蓄能產業鏈大致包括投資運營、總承包、設備三大核心環節

抽水蓄能項目轉向 EPC 模式，參與主體多元。傳統抽水蓄能建設項目採用設計—招 標—建設線性模式，由於施工週期長、工程協作難度大，投資方為簡化項目管理，減少與 項目執行方的溝通成本，新建、在建和擬建的抽蓄項目多采用整體總包的 EPC 模式，涉 及投資方、總承包方和設備方。

從產業鏈價值兩看，建築工程、機電設備佔比最大，大概各佔 1/4。抽水蓄能電站項 目單體投資規模大，根據水利水電規劃設計研究總院、中國水力發電工程學會發布的《抽 水蓄能產業發展報告 2021》，2021 年機電設備及安裝工程費用佔比 26.1%，居首位，建 築工程投資佔比 25.4%，兩者合計過半，其他投資內容主要為徵地費用、建設期利息等。

投資運營：兩大電網主導，發電企業入場

當前抽蓄電站投資主體多為電網企業，發電企業和其他企業參與抽蓄電站熱情增加。 截至 2022 年 7 月，國網（含國網新源及國網地方子公司）、南網（南網雙調，資產重組後 將整體注入文山電力[600885.SH]）、蒙西電網擁有的在運抽蓄電站裝機量佔我國在運抽蓄 電站裝機量的 63.3%、22.9%、2.7%，電網企業市佔率近九成；發電企業三峽集團、華電 集團裝機量佔比為 4.7%、2.7%；另有其他企業江蘇國信（002608.SZ）、寧波能源 （600982.SH）裝機量佔比 3.6%、0.2%。《抽水蓄能中長期發展規劃（2021—2035 年）》 提出鼓勵社會資本投資建設抽水蓄能。由於抽蓄電站單體投資大、建設週期長，預計未來 仍將保持電網主導、發電企業和其他企業參與的市場格局。

國家電網是我國抽蓄電站運營龍頭。國家電網以投資建設運營電網為核心業務，下設 抽水蓄能和新能源事業部，以直屬單位國網新源控股有限公司為主要力量開發建設和經營 管理國家電網公司經營區域內的抽水蓄能電站和常規水電站。根據《國家電網有限公司服 務新能源發展報告 2021》和《國家電網有限公司 2021 社會責任報告》，截至 2021 年年底， 國家電網在運抽蓄電站裝機量 25.1GW，年抽水蓄能發電量 242.7 億千瓦時、抽水電量 303.02 億千瓦時；2021 年新獲江西奉新、浙江泰順、遼寧莊河、黑龍江尚志項目核准批 復，我們預計到 2025 年公司經營區裝機將超過 50GW，在抽水蓄能開發建設及運營市場 中佔據無可爭議的領導地位。