2022年抽水蓄能行业概览 产业链角度看投资、工程、设备3大板块

2022年抽水蓄能行业概览产业链角度看投资、工程、设备3大板块时代发展供需演变，抽蓄举足轻重用电紧张映射结构转型的阵痛2020年底-2022年夏季，全国多地频发限电现象，各地方主管部门纷纷提出有序用电、压减行政单位和景观用电、控制空调使用等措施调控供需平衡，多年不见的限电现象再次频繁出现在讨论之中，根据不完全统计2021年全国陆续有22个省、市、自治区发生限电现象，而限电的背后反映的正是电力供需格局持续趋紧的现状。2022年四川等地区出现的电力供应紧张不仅影响了工业生产，还对商业、居民用电产生了明显影响。“缺电”并非电量紧缺，更多是用电高峰期供电能力不足。“十三五”期间，我国装机增速持续居于高位，除2018年受夏季高温影响，我国用电量增速超出装机增速外，我国发电装机均领先于用电量的增长，火电利用小时持续下行，我国电力供需形势基本呈持续宽松态势。但是从季节分布来看，冬季用电高峰期我国火电利用小时却在不断上升，表明在用电高峰期我国电力供需形势依然严峻。因此整体来看，“缺电”并非是电量供给不足，而是用电高峰期发电负荷难以满足需求。之所以出现高峰期用电负荷难以被供给侧满足，原因是多方面的：从需求侧来看，随着经济结构的持续发展和升级，以及工业化进程和生活电气化水平的提升，叠加上近年来气候气温异常频发，我国全社会最高用电负荷持续上行，波峰波谷之间的负荷差持续拉大，用电侧波动性日益加剧。虽然新能源快速增长，但其实际能够贡献的出力相对有限，从季度出力分布来看新能源出力偏弱季节正处于夏季及冬季，而夏季及冬季则是用电高峰时期。日内来看，晚高峰期间光伏基本无法出力，并且风电出力存在较大随机性，难以稳定满足供电需求。亟需调节能力，抽蓄优势显著展望整个“十四五”期间，我们判断电力供需紧张或依然会持续存在。在建设新型电力系统的要求下，若要改善电力供需格局，未来仍需供需双方同时发力：供电侧措施即为提升供电负荷，包括适当的火电新增，煤电机组进行灵活性改造和增加储能、调峰电源、出台容量电价保障火电收益以增加调峰积极性；电网侧措施主要是通过加强输配电网建设，互济余缺；用户侧措施即为平滑用户负荷，包括利用储能设备自主调峰、增加高峰期用能成本和拉闸限电。而在诸多电力调节能力的来源中，抽水蓄能是利用电力负荷低谷时的电能自下水库抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站，具有调峰、调频、调相、储能、系统备用和黑启动等“六大功能”和超大容量、系统友好、经济可靠、生态环保等优势，可有效保障高比例新能源电力系统安全稳定运行和提升新能源利用水平。规划出台，机制改革，抽蓄空间可期2020年起频繁出现的缺电问题，使得调节能力和抽水蓄能发展的重要性得到了更为广泛的认同，国家开始从发展规划、机制改革等方面发力，推动抽水蓄能快速发展。中长期规划出台，新一轮建设发力在即去年9月能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，或开启新一轮抽蓄电站建设大潮。到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右。规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦；本次中长期规划提出抽水蓄能储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦。本次规划对应2020-2025抽水蓄能装机CAGR将达到14.9%，2020-2030CAGR将达14.3%。截至2021年底，已建抽水蓄能装机容量3639万千瓦，同比增长15.6%，抽水蓄能在电力总装机的占比为1.5%，较2020年增长0.1pct。已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿千瓦，其中9792万千瓦项目已经实施，未来发展潜力巨大。根据《规划》征求意见稿中的在建项目名单进行梳理，抽水蓄能电站每瓦造价约为6.2元/Wp。根据征求意见稿对单个项目进行统计，共收集到已投产项目34个/3249万千瓦、在建项目40个/5393万千瓦，已非常逼近规划定稿披露口径（已投产3249万千瓦，在建5513万千瓦）。用「总投资额1/装机容量」测算在建项目每瓦造价约为6.2元/Wp。对比而言，抽蓄发展报告给出的2021年核准项目平均静态总投资为5.367元/Wp，我们认为主要差异或来自贷款利息，即我们的统计可能多为动态总投资。投产节奏上，这些在建项目已覆盖十四五规划目标，但不能覆盖十五五。根据规划的征求意见稿中各在建项目的预计投产年度，可得现有在建项目2021-2028年将分别投产820、1140、280、120、1195、668、550、620万千瓦，十四五期间合计投产容量3555万千瓦已超过规划要求（6200-3249=2951万千瓦），在建项目十五五期间投产规模1838万千瓦低于规划目标，因而落实十五五期间规划目标有赖储备项目的陆续建设。从产值上看，在建项目投放产值主要集中于十四五，2021-2025年共1590.9亿元。根据40个在建项目开工时间和预计投产年度（假设均在年末）的时间间隔，按照线性投资测算在建项目在十四五、十五五期间每年的产值。根据测算，2021-2028年在建项目每年产值分别为：429.4、377.8、279.7、256.2、247.8、148.7、95.6、47.6亿元，在建项目投放的产值主要在十四五，此后减少的趋势加快。步入2022年，在经济下行压力加大的背景下，加大基建逆周期调节力度成为稳增长的重要抓手，“十四五”期间抽水蓄能建设或将持续发力。今年6月人民日报发表中国电建董事长丁焰章署名文章《发展抽水蓄能推动绿色发展》，文中提出“十四五”将在200个市县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标2.7亿千瓦（总投资约1.6万亿）。经过各方努力，2.7亿千瓦中大部分项目已明确业主，汇总的各省2022年核准的工作计划清单显示，今年计划核准项目52个、6400万千瓦，涉及19个省。目前，这些项目绝大部分已经完成了预可研工作，进入了可研阶段，其他项目预可研工作也即将完成，从当前的情况来看，年底前这些项目中的大部分可以完成可研，具备核准条件。根据《抽水蓄能产业发展报告2021》，2022年，预计投产规模为900万KW，累计装机容量或达到4500万KW。价格机制改革，抽蓄盈利有望提升我国抽水蓄能的电价机制几经变化，2004年之前形态各异，十三陵电站执行内部核算价，响洪甸、回龙电站执行单一电量电价，天荒坪电站执行两部制电价，广蓄电站执行容量租赁电价（单一容量电价）。2004年起，国家开始明确抽水蓄能的电价原则。2004年到电力体制改革之前，我国抽水蓄能以电网内部核算和单一容量电价为主：电网统一经营：《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》（发改能源[2004]71号）提出，抽水蓄能电站原则上由电网经营企业建设和管理，具体规模、投资与建设条件由国务院投资主管部门严格审批，其建设和运行成本纳入电网运行费用统一核定。单一容量电价：《关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知》（发改价格[2007]1517号）进一步明确，发改能源[2004]71号文件下发前审批但未定价的抽水蓄能电站，作为遗留问题由电网企业租赁经营，租赁费由国务院价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则核定，租赁费原则上由电网企业消化50%，发电企业和用户各承担25%。但不管是电网统一经营还是单一容量电价，抽水蓄能的成本都是电网承担100%或者电网承担50%，成本传导渠道尚未理顺，影响了抽水蓄能建设的积极性，因此在2014年进行了机制改革：两部制电价：《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号）规定，电力市场形成前抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，按照弥补抽水蓄能电站固定成本及准许收益的原则核定，电量电价主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益，弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本。抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。1763号文件确立了抽蓄电站独立定价的两部制价格机制，为推动抽蓄电站多元化投资主体奠定了重要基础，推动了“十三五”时期的抽水蓄能建设。但是，2019年推行的输配电价改革中，在《输配电定价成本监审办法》（发改价格〔2019〕897号）中提出抽水蓄能电站的成本费用不得计入输配电定价成本，与此前的政策文件形成了背离，抽水蓄能成本如何疏导成为了未解难题。抽水蓄能电价机制几经变化，但核心最重要的一点，即成本费用的传导机制没有得到明确与持续执行，限制了抽水蓄能发展的积极性，因此虽然在国家《能源发展“十三五”规划》中提出了“加快大型抽水蓄能电站建设，新增开工规模6000万千瓦，2020年在运规模达到4000万千瓦”的要求和目标，但是截至2020年底实际运营的抽水蓄能装机容量仅为3149万千瓦。随着电力供需的紧张，抽水蓄能的发展必要性进一步提升，为了扫清抽蓄发展的障碍、厘清成本疏导机制，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》应运而生：解决了抽蓄电价如何形成的问题：文件明确，电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，抽水蓄能电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本，并且跟随印发了详细的《抽水蓄能容量电价核定办法》，容量电价的确定标准透明化；厘清了抽水蓄能成本如何疏导的问题：文件明确，政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。与输配电价核价周期保持衔接，在核定省级电网输配电价时统筹考虑未来三年新投产抽水蓄能电站容量电费；明确了抽水蓄能如何参与市场的问题：文件明确，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。通过这一系列问题的解决，抽水蓄能的容量电价核定和资金来源得到明确，使得抽水蓄能的投资收益做到“向下有底”，同时市场化的推进以及峰谷价差的拉开使得抽水蓄能的回报“向上有空间”，有利于激发各主体投资建设抽水蓄能的积极性。产业链角度看：投资、工程、设备3大板块通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装配制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。从造价结构上来看，机电设备及安装工程投资占比最高，建筑工程占比次之，分别为26%和25%，基于这一数据，我们重点探讨：投资、工程、设备3大板块。投资：两强屹立，多元趋势显现抽水蓄能项目投资金额大，建设时间长，一般主要通过央企/国企完成投资，我国已投运的抽水蓄能电站，由国家电网公司下属的国网新源和公司下属的调峰调频公司占据主要份额。内蒙古电力（集团）有限责任公司以及江苏、浙江等地的部分企业也运营少量抽水蓄能电站。但近两年以来，随着“双碳”目标的明确，以及发改价格〔2021〕633号文明确了抽蓄的价格机制，众多发电国央企开始布局抽水蓄能，也不乏部分民营资本的参与。国网新源：国内规模最大，综合发电效率领先。国网新源是目前国内规模最大的抽水蓄能企业，主要负责开发建设和经营管理国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站和常规水电站。截至2021年底，国网新源在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578万KW，占比分别为64.6%和74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据领导地位。定价方式包括两部制和单一容量单价。截至2021年3月末，已投产的21家抽水蓄能电站中，共8家电站实行了两部制电价，其余电厂仍执行单一容量电价制度。执行单一容量电价的抽水蓄能电站无购电成本，按照批复价格收取固定电费，成本主要为折旧与人工费用；执行两部制电价的抽水蓄能电站主要运营成本为购电费用，其次为折旧与人工费用。执行单一容量电价之抽蓄电站数量较多，公司收入、利润中容量电价贡献更大。公司抽水蓄能电站的综合效率高于一般水平。从发电效率来看，抽水蓄能电站的综合效率一般在75%左右，即消纳4千瓦时电能所抽蓄的水量可以发3千瓦时的电能；2020年公司发电量/抽水电量为79.90%，2021Q1为79.2%。公司“十四五”期间同时承担推动国网抽蓄发展规划的重要使命，2021年3月，国家电网发布服务碳达峰碳中和构建新型电力系统加快抽水蓄能开发建设重要举措，力争在“十四五”期间在新能源集中开发地区和负荷中心新增开工2000万千瓦以上装机、1000亿元以上投资规模的抽水蓄能电站。公司作国网旗下抽蓄电站的运营主体，或将受益于该“十四五”抽蓄规划的推动，开展更多投资以扩大规模。南网双调：借壳上市推进中调峰调频公司为南网旗下抽蓄运营主体，主营业务为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。截至2021年6月末，调峰调频公司在南方五省区运营的抽水蓄能电站在运装机容量合计788万千瓦，在建装机容量合计240万千瓦，正在推进合计360万千瓦的抽水蓄能项目前期工作和后续工程建设，力争到2025年实现新增投产抽水蓄能装机600万千瓦的发展目标。考虑到当前时点距离2025年底已经不足4年，对于抽水蓄能电站建设而言时间偏紧，因而后续不排除赶工的可能。公司已投产抽蓄电站同样存在2种定价模式，但在2023年后会趋于两部制电价。633号文实施后，5个在运电站在2022年底之前将继续执行现行定价模式，2023年后，广蓄一期由于与港蓄发等协商定价，不属于633号文政府定价范围，因此现有电价不发生变化；执行单一容量电价模式的广蓄二期及惠蓄电站将变更为两部制电价，重新核定容量电价；执行两部制电价的清蓄、深蓄及海蓄定价模式不变，但容量电价将重新核定。公司拟与文山电力进行重组实现上市。文山电力公告称，公司拟将主要从事购售电、电力设计及配售电业务的相关资产负债置出上市公司，并与中国有限责任公司（以下简称）持有的标的公司调峰调频发电有限公司（以下简称调峰调频公司）100%股权的等值部分进行置换。交易完成后，文山电力的主营业务将发生改变，将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。承建：施工要求高、难度大，考验资质和历史业绩根据《大型抽水蓄能电站施工技术要点浅析》，抽蓄电站须具备上下两个水库，地下厂房布置根据地形、地质、地貌的情况一般有前置、中置、后置三种方式，由于抽水时机组特性要求，一般要淹没60-70m，故其地下厂房较常规电站的埋藏要深，通往地面的交通、通风洞都是长距离下坡，施工通风、排水难度大，给施工带来困难。考虑到整体施工难度较高，关键工程一般交由技术、施工经营更为丰富的央/国企完成。建筑上市企业中，可承接抽蓄电站工程的企业可分为传统优势在水利电力的老牌水电企业，以及在部分特殊工程（如隧道掘进）具备较强竞争力的基建企业。老牌水利电力企业：水电主力军，历史积累深厚中国电建：公司是中国水电建设领军企业，是抽水蓄能电站建设主力，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工程监理等工作，并逐步向国际市场延伸。已形成一整套抽水蓄能电站的规划、勘测设计、工程建造的核心技术能力，形成了包括《抽水蓄能电站设计规范》、《抽水蓄能电站水能规划设计规范》《抽水蓄能电站工程地质勘察规程》等较为完善的抽水蓄能技术标准。公司托管企业承担了国家水电/风电/太阳能等清洁能源和新能源的规划/审查等职能，目前在国内抽水蓄能规划设计方面的参与比例约85%，承担建设项目的参与比例约90%。公司具备抽水蓄能电站总承包能力，先后中标了国内第一、第二个抽水蓄能电站EPC总承包项目。抽水蓄能项目一般规模较大，在具体施工时会分为多个标段分别招标。2016年后随EPC总承包模式的推广，开始出现抽水蓄能EPC总承包项目。公司依托较强的技术实力，2016年中标新疆阜康抽水蓄能电站EPC总承包（47.67亿元）、2017年中标辽东清原抽水蓄能电站EPC总承包（64.01亿元），与其他分标段承接的项目对比，抽蓄EPC总承包合同对收入/业绩的提振更加明显。机组设备制造：国产化份额持续提升，形成双寡头根据《大型抽水蓄能电站施工技术要点浅析》，抽水