现阶段世界上最成熟、经济的储能方式就是抽水蓄能电站。国家也于2021年8月出台了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》（我国抽水蓄能发展始于 20 世纪 60 年代后期的河北岗南电站，通过广州抽水蓄能电站、北京十三陵抽水蓄能电站和浙江天荒坪抽水蓄能电站的建设运行，夯实了抽水蓄能发展基础。相继建设了泰安、惠州、白莲河、西龙池、仙 居然、丰宁、阳江、长龙山、敦化等一批具有世界先进水平的抽水蓄能电站，电站设计、施工、机组设备制造与电站运行水平不断提升。目前我国已形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系。

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；到 2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

一、截止到2021年前抽水蓄能电站的“已有玩家”（“已有玩家”：具有建成项目发电装机容量）：

1、国家电网及其下属企业国网新能源

2、南方电网下属企业调峰调频公司（注入文山电力）

3、江苏国信集团（160万千瓦）

4、内蒙电力（120万千瓦）

5、宁波能源（8万千瓦）

6、正源电力（7万千瓦）

二、截止到2021年前抽水蓄能“新入玩家”（“新入玩家”：项目已开工尚未完全建成）

1、三峡集团（三峡建工240万千瓦）

2、中核集团（180万千瓦），另外下属企业新华水电（100万千瓦）

3、华源电力（140万千瓦）

4、福建省国资（120万千瓦）

5、华电集团（120万千瓦）

6、大地远通（120万千瓦）

三、2021年新核准项目以及新的“掘金者”（备注：以下数据有可能遗漏部分项目刚核准尚未网上披露）

1、2021年共核准16个抽水蓄能项目，共计2290万千瓦；国家电网（国网新源）六个项目 840万千瓦；南方电网（调峰调频）三个项目360万千瓦；三峡集团（三峡建工）共计三个项目450万千瓦；

2、国家能源：两个项目380万千瓦；

3、湖北能源140万千瓦；

4、豫能控股120万千瓦；

四、建成+在建+核准：10948万千瓦，分列如下：

1、建成项目：3335万千瓦

2、在建项目（部分机组或许已经并网）：5323万千瓦

3、2021核准+新开工：2290万千瓦

五、2021年跑马圈地的发电企业以及相关企业（“圈地”的意思：各省规划、多方接触、签订意向到可行论证、项目申报阶段，但尚未核准）：

1、大唐集团：240万千瓦/2个项目（下同）；

2、国家电投：1130万千瓦/9, 还有2个未公布规划的装机容量；

3、国家能源：946万千瓦/6;

4、华电集团：540万千瓦/4，还有1个未公布规划装机容量；

5、华能集团：560万千瓦/5；

6、华润电力：180万千瓦/1；

7、华源电力：240万千瓦/2，还有1个未公布规划装机容量；

8、黄河小浪底：270万千瓦/2；

9、中核集团旗下的新华水电：17个项目，仅有三个项目公布装机容量共计500万千瓦；

10、三峡集团（建工、新能源、长江电力）：共计29个项目，其中21个项目公布规划装机共计2940万千瓦；（感觉不差钱啊！！！）

11、中广核：400万千瓦/3；

12、还有地方国资、能源集团、电建、能建等相关方机构：2950万千瓦/22个项目

六、2021年抽水蓄能圈地运动中的电网公司：

1、南方电网：1080万千瓦/9个项目；

2、国家电网：5616万千瓦/41个项目；（真正的大地主！）

七、综上：跑马圈地过程中已公布的装机容量为：24261万千瓦，还没算上未公布装机容量的项目，远超国家规划！！！

八、抽蓄水轮机组2021年中标情况（竞争格局非常好！！！）：

1、哈尔滨电气：380万千瓦（易县、尚义、潍坊）

2、东方电气：380万千瓦（洛宁、五岳、平江）

3、东芝水电：140万千瓦（宁海）

九、思考

1、抽蓄电站主要为电网侧、核电站服务，作为应急备用调峰电源；

2、抽水蓄电站项目地址理论上是没有很大的稀缺性，但是作为我国今后对环境保护越来越严的趋势来说，现阶段规划推出的项目肯定具有建设投资的优越性、便捷性。所以各大央企、地方政府、国企能够如此“疯狂”地跑马圈地就不足为奇了。地方政府“占坑”的好处还在于招商引资，大搞基建，带动当期GDP的短期效益。

就拿浙江省丽水市（2020年GDP为1540亿）为例，该地级市规划推出共8个抽蓄项目，装机容量为1140万千瓦，按照6000元/千瓦的造价，带来当地未来7-10年内基建GDP增量将近684亿。如果算上电站建成后的电费收入80-100亿/年，再带动地方旅游、就业，绿色GDP占比相当可观。不得不佩服丽水市主政领导的水平，抽蓄电站基本上就是“躺赢的”GDP。

3、如果未来10年，这些蓄电站都能陆续建成投产，估计将会有4亿千瓦装机规模（不排除有些项目没有上马）；若按照6小时容量（一抽一发），相当于600吉瓦化学储能装机、12亿千瓦时的化学储能（化学储能目前基本要求是2小时）。

这里带出几个问题：

（1）2020年我国发电装机规模22亿千瓦，如果未来10年加上新能源发电的装机规模，减去淘汰的火电装机规模，我国在2030年电力发电装机规模会达到多少？其中新能源装机中风电和光伏的比例大概各是多少？

（2）抽蓄装机容量加上发电侧企业火电机组的灵活性改造（暂且认为政策给力，灵活性改造用于调峰的容量费对于发电企业的火电机组是否合理？），我国未来5-10年电力调峰储能的能力会达到多少？调峰储能的装机容量和发电装机容量之比又是多少？

（3）5-10年以后的化学储能是否具有长期投资价值？调频会有很好的作用，但不知道如何体现价值？当然不排除科技进步带来的变化。

（4）现阶段新能源装机并网异常迅猛，万一储能方面进展遇到瓶颈或者电网调度压力太大，会不会影响实质的电力供给？就像今年东北电网的问题，还有部分整县光伏推进暂停的现象？

4、抽蓄电站是否真的有那么好吗？上文提及到抽蓄电站电费收入基本是躺赢的GDP，就像南方电网调峰调频公司资产注入文山电力公告后，文山电力的市值一飞冲天。

如何理解抽水蓄电站的商业模式？

机组寿命一般可以达到30年左右，如果以30万机组为例，总投资5、6个亿一台（包括水道建设成本），在现有两部制电价模式下，每台机组每年发电量5亿度，算上容量电费，每台机组每年的营收大概在7、8千万左右，扣除检修维护费用支出，利息支出等，每台机每年净赚6、7千万这个样子。装机120万的抽蓄电站（相当于4台30万机组），每年的营收在5个亿左右，平均每台机组有1个亿出头。电站总造价按60亿计算的话，12年能回本。

（1）是否和长江电力的水电模式一样呢？地理资源稀缺属性，公用事业属性，电站初期折旧多，有息负债多，等建成10年后自有现金流逐步增多，但是长期增长率有多少？

（2）现阶段跑马圈地的企业前赴后继把当期盈利投入到新的项目，中短期是否对投资者有好的回报呢？

（3）抽蓄项目今后大部分是两部制电价收入：容量电费和电量电费。容量电费政策暂时是固定的，甚至是一个项目一个固定容量的电费收入，总体政策就是：

（i）容量电价：明确以政府定价方式形成容量电价。制订了《抽水蓄能容量电费核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，明确经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定，按照经营期定价方法核定容量电价，并随省级电 网输配电价监管周期同步调整。

（ii）电量电费政策：以竞争方式形成电量电价。明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站在电力系统中削峰填谷、低抽高发的运行特性将受益于现货市场的逐步推行；无现货市场的区域抽水电价按燃煤发电基准价的75% 执行，并鼓励采用竞争性招标采购方式形成抽水电价，上网电价按燃煤发电基准价执行。

（iii）强化与电力市场建设发展的衔接：构建辅助服务和电量电价相关收益分享机制，收益的20%留存给抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场。（《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号））。

5、投资机会

卖铲子赚钱：抽蓄水轮机组。大容量的抽蓄机组号称发电设备的皇冠，目前国内已经自主研发生产40万千瓦的抽蓄机组。相关标的：哈电和东电 。未来10年已公布规划装机容量尚未招标的抽蓄项目共计约23400万千瓦，抽蓄水轮机组造价2000元/千瓦，大约4680亿销售额，按照9年平均的销售额，单个企业42%的市场占有率，每年销售额约218.4亿元。球友可以根据上市公司年报看看相关标的的毛利率和净利润贡献程度，合理给予估值。

重组预期：1.最新电价政策应用，容量电价是基础，盯在建项目和老项目到期重新核准。2.南网调峰调频公司有化学储能，盯文山电力重组进展。3.增量项目看各省的实施方案和核准计划，12月刚上报，23、24年好大一波。

至于电建、能建龙头就不在赘述了，尤其是电建，融合基建、抽水蓄能、绿电三位一体，22年会持续走强，大家可以参考我之前的文章。