儲能行業(yè)之文山電力研究報告

儲能行業(yè)之文山電力研究報告1.擬注入南網儲能資產，打造優(yōu)質儲能運營平臺1.1.文山電力：南網旗下發(fā)配售一體化電網公司云南文山電力（集團）股份有限公司成立于1997年，于2004年在上交所上市，主要從事購售電、發(fā)電、電力設計及配售電業(yè)務。電網方面，公司負責文山州內文山、硯山、丘北、富寧和西疇等五個市縣的直供電服務，同時開展對廣西電網百色供電局、廣西德保、那坡兩縣的躉售電服務。此外，受云南電網有限責任公司委托，對文山州內馬關、麻栗坡、廣南三家縣級供電局的資產業(yè)務進行管理。電力設計方面，公司全資子公司文電設計和文電能投開展電力設計，勘察，增量配售電、綜合能源服務等其他業(yè)務。電力業(yè)務是公司主要營收來源。2020年，公司電力業(yè)務實現(xiàn)營收18.47億元，占總營收的98.2%；設計業(yè)務實現(xiàn)營收0.43億元，占比2.3%。2021年9月27日，公司公告重大資產重組計劃，若重組順利完成，公司業(yè)務將由目前的購售電、發(fā)電、電力設計及配售電轉變?yōu)槌樗钅?、調峰水電和電網獨立側儲能業(yè)務。南網旗下電網上市公司，實控人為國務院國資委。2006年公司發(fā)生股權轉讓暨控股權發(fā)生變更，云南電網公司持有文山電力37.41%股權，成為文山電力控股股東。云南電網公司為南方電網公司全資子公司，國務院國資委為實際控制人。截至2021年三季報，云南電網公司實際控股比例為30.66%。2020年受到疫情影響，社會用電需求下降，公司全年售電量同比減少17.73%。2020年全年公司實現(xiàn)營業(yè)收入18.81億元，同比減少18.9%；歸母凈利1.11億元，同比減少66.7%。2021年前三季度，公司實現(xiàn)營業(yè)收入15.36億元，同比增加10.63%；實現(xiàn)歸母凈利1.53億元，同比減少39.1%。1.2.重大資產重組，擬置入調峰調頻業(yè)務資產2021年9月27日，公司發(fā)布重大資產重組計劃公告，擬通過重大資產置換、發(fā)行股份購買和募集配套資金的形式，與交易對方南方電網持有標的調峰調頻發(fā)電有限公司100%股權等值部分進行置換，主營業(yè)務也將從目前的購售電、發(fā)電、電力設計及配售電轉變?yōu)槌樗钅?、調峰水電和電網獨立側儲能業(yè)務。1.2.1.資產重組具體方案梳理本次交易方案包括重大資產置換、發(fā)行股份購買資產及募集配套資金三個部分。首先是重大資產置換。公司擬置出的資產涉及的業(yè)務主要包括三類，一是直供電服務，包括文山州內文山、硯山、丘北、富寧和西疇等五個市縣在內的直供電服務相關資產和負債；

二是躉售電服務，包括廣西電網百色供電局、廣西德保、那坡兩縣躉售電服務的相關資產負債；三是電力設計業(yè)務，主要包括公司持有的文電設計公司和文電能投公司100%的股權。擬置入資產為南方電網調峰調頻發(fā)電有限公司100%股權。此外，在交易完成前，調峰調頻公司將剝離其氣電業(yè)務相關資產負債和持有的綠色能源混改基金約3%的合伙份額。此次交易公司發(fā)行股份有兩類用途，一是購買資產，二是募集配套資金。公司向南方電網公司非公開發(fā)行股份購買資產將與資產置換同時進行，用于支付資產置換過程中產生的差額。募集的資金用途較廣，不僅用于支付并購交易稅費等并購整合費用，還可用于公司后續(xù)的發(fā)展經營，例如支持置入資產的在建項目建設，補充公司的流動資金以及償還債務等。此外，募集配套資金以重大資產置換、發(fā)行股份購買資產的成功實施為前提，但募集配套資金成功與否不會影響重大資產置換與發(fā)行股份進行資產購買的進行。1.2.2.抽蓄+新型儲能全方位布局，調峰調頻公司先發(fā)優(yōu)勢強擬置入資產調峰調頻公司是南方電網公司的全資子公司，實際控制人為國務院國資委，共有9家控股子公司和4家參股公司。主營業(yè)務為抽水蓄能、調峰水電和電網側獨立儲能業(yè)務的開發(fā)、投資、建設和運營，是國內最早進入抽水蓄能行業(yè)的企業(yè)之一，多年來在調峰調頻電源領域構建了核心競爭力。抽水蓄能方面，調峰調頻公司目前已投產運營5座裝機容量合計788萬千瓦的抽水蓄能電站，在建2座裝機容量合計240萬千瓦的抽水蓄能電站。其中調峰調頻公司分別持有廣東蓄能發(fā)電有限公司和惠州蓄能發(fā)電公司54%的股權，兩家公司剩余46%的股權均為中廣核能源開發(fā)有限責任公司持有。調峰方面，調峰調頻公司運營天生橋二級電站和魯布革水電站2座水電站，其中天生橋二級電站裝機132萬千瓦，是西電東送南路工程第一個電源點，所發(fā)電力外送至廣東、廣西等地。魯布革水電站裝機60萬千瓦，位于十三大水電基地之一的南盤江紅水河水電基地。同時，兩座水電站均能發(fā)揮調峰調頻功能。儲能方面，調峰調頻公司在深圳運營10MW電化學儲能站，是國家“863計劃”兆瓦級電池儲能站關鍵技術研究及應用的試點工程，為當地電網提供電能轉換及調峰調頻服務。調峰調頻公司近三年來營業(yè)收入與歸母凈利潤呈穩(wěn)健提升態(tài)勢。2020年實現(xiàn)營業(yè)收入52.99億元，同比增加9.5%；實現(xiàn)歸母凈利潤8.44億元，同比增加2.5%。2021年上半年實現(xiàn)營業(yè)收入31.17億元，實現(xiàn)歸母凈利5.55億元。從營業(yè)收入拆分來看，2019年和2020年抽水蓄能業(yè)務分別實現(xiàn)營業(yè)收入31.53和32.45億元，占總營收比例高達65.2%和61.2%，2021年上半年由于氣電業(yè)務營收占比的提升，抽蓄業(yè)務比重下滑至48.6%，但仍然是第一大營業(yè)收入來源。調峰水電2020年和2021年上半年分別貢獻13.05和7.06億元營收，占比分別為24.6%和22.7%。電網側獨立儲能業(yè)務目前在整體營業(yè)收入中僅占0.4%，規(guī)模較小。從毛利潤結構來看，抽水蓄能和調峰水電是公司毛利潤的主要來源，2020年抽水蓄能實現(xiàn)毛利潤17.32億元，調峰水電毛利潤為6.56億元，二者毛利潤合計占比在95%左右。2021年上半年，抽水蓄能毛利潤為8.01億元，調峰水電毛利潤為4.3億元，合計占比在90%左右。2.抽水蓄能有望開啟十年黃金發(fā)展期2.1.儲能為新型電力系統(tǒng)保駕護航2.1.1.

新能源大比例并網，電網消納迎考驗新能源裝機維持高增速，裝機規(guī)模占比不斷提升。雙碳目標下，能源結構綠色轉型加速。據國家能源局數據，2021年中國可再生能源新增裝機1.34億千瓦，占全國新增發(fā)電裝機的76.1%；風電光伏的裝機增速分別達到16.63%和20.9%，而同期火電裝機增速僅為4.06%。截至2021年底，中國可再生能源發(fā)電累計裝機達到10.63億千瓦，占總發(fā)電裝機容量的44.8%。新能源出力受制于不穩(wěn)定性，大規(guī)模接入給電網帶來較大考驗。風電日波動最大幅度可達裝機容量的80%，且呈現(xiàn)一定的反調峰特性；光伏發(fā)電受晝夜、天氣、移動云層變化的影響，同樣存在間歇性和波動性。據數據，2021年全年全國6000千瓦及以上電廠利用小時數，火電的利用小時數高達4448小時，而同期風電為2232小時，光伏為1281小時，遠低于火電的利用小時數。雖然可再生能源裝機占比已經占到全國總裝機容量的接近50%，但新能源的出力能力受到不穩(wěn)定性的限制。根據國家能源局數據，2021年全年火電發(fā)電量占發(fā)電量比例仍高達67.4%，光伏風電貢獻比例僅11.7%左右。此外，風光等新能源的不穩(wěn)定性以及逐漸提高的并網比例給電網的供電、安全穩(wěn)定和經濟性運行帶來了較大挑戰(zhàn)。2.1.2.抽水蓄能是目前大規(guī)模調節(jié)能源首選，發(fā)展前景廣闊由于風電、太陽能等可再生能源隨機性、波動性、間歇性等特點，加快能源綠色低碳轉型需要建設大量儲能等靈活性資源作為支撐，儲能系統(tǒng)能夠保持電壓頻率穩(wěn)定、提供可靠備用電源、增強系統(tǒng)并網運行的可靠性和靈活性、提高風電和光伏發(fā)電的利用率，是構建以

新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的重要支撐。抽水蓄能是儲能的一種形式，主要由處于高、低海拔位置的上、下水庫，以及發(fā)電裝置和廠房、控制中心組成。利用電力負荷低谷時的電能自下水庫抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發(fā)電。抽水蓄能電站可將電網負荷低時的多余電能，轉變?yōu)殡娋W高峰時期的高價值電能。抽水蓄能具有技術成熟、反應快速靈活、單機容量大、經濟性較好等優(yōu)點，是緩解系統(tǒng)調峰壓力的最有效手段之一，可以快速穩(wěn)定系統(tǒng)頻率，可以調相運行，可以穩(wěn)定系統(tǒng)電壓，是電力系統(tǒng)事故備用電源，能作為電網黑啟動電源，是大規(guī)模調節(jié)能源的首選。從反應速率上看，以北京十三陵抽水蓄能機組為例，從調度下令機組由停機狀態(tài)開機發(fā)電至發(fā)電機并網帶100%出力一般時間均在4分鐘以內，而絕大多數火電機組的調節(jié)速率約為每分鐘變化額定容量的2%，響應速率遠低于抽水蓄能機組。從成本端來看，抽水蓄能度電成本為0.21-0.25元/kwh，而目前度電成本最低的鉛蓄電池儲能技術也為0.61元/kwh，遠高于抽蓄的平均成本。此外，抽水蓄能循環(huán)壽命平均能夠達到16000次，而磷酸鐵鋰電池的循環(huán)壽命次數僅為2500-5000次，循環(huán)壽命次數的優(yōu)勢也是抽水蓄能電站經濟性的一大保障。抽水蓄能電站在保障電網安全運行，促進可再生能源消納方面發(fā)揮著重要作用：充當事故應急電源或者作為黑啟動電源，保障電網安全穩(wěn)定運行。系統(tǒng)發(fā)生大功率缺失后，為了保障頻率穩(wěn)定需要及時增加發(fā)電出力。相比煤電、氣電，抽水蓄能機組啟動時間短、調節(jié)速率快；相比常規(guī)水電，抽水蓄能電站更靠近負荷中心，大幅增發(fā)不影響系統(tǒng)穩(wěn)定，且支撐系統(tǒng)電壓的作用更強。因此，抽水蓄能已經成為電力系統(tǒng)中最優(yōu)先調用的應急電源，有力地保障了電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。促進新能源消納。隨著系統(tǒng)中新能源裝機比例持續(xù)增大，系統(tǒng)有功波動性變大，夜間低谷時段風電消納和午間平峰時段光伏消納均較困難，增加了系統(tǒng)調節(jié)難度，需要靈活調節(jié)電源配合運行。抽水蓄能電站啟停迅速、調節(jié)靈活，能夠由計劃性的啟停調峰向靈活啟停轉變，隨時應對新能源出力的波動，維持系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定。在電網負荷低估時段，抽水蓄能機組抽水運行，為電網吸納新能源功率創(chuàng)造條件。改善電力系統(tǒng)發(fā)、配、用各環(huán)節(jié)性能。在發(fā)電端，抽水蓄能電站參與調峰能夠減輕火電核電等常規(guī)機組的調峰壓力，提升經濟性。對于火電，抽水蓄能電站可以減少煤電機組參與深度調峰及啟停調峰的次數，降低煤耗。對于核電，核電站若頻繁參與系統(tǒng)調峰會影響設備可靠性，同時顯著提高發(fā)電成本，抽水蓄能電站與核電配合運行，可解決核電在基荷運行時的調峰問題，提高核電站的運行效益。在配電側，促進分布式發(fā)電順利并網。大量分布式電源接入電力系統(tǒng)，會帶來配電網局部電壓升高和向主網送電能力受限問題，影響配電網正常運行。抽水蓄能電站的電壓調節(jié)和電能存儲能力，能夠解決分布式電源接入后引起的高電壓問題，緩解配電網輸送容量約束，有效提升系統(tǒng)接納分布式發(fā)電的能力。在用電端，減少頻率偏差，提升用戶側電能質量。抽水蓄能機組啟停迅速、運行靈活可靠，且能大范圍調整出力，能很好地適應系統(tǒng)負荷急劇變化的趨勢，提高電網頻率合格率。以京津唐電網為例，在十三陵、潘家口等抽水蓄能電站投產后，電網頻率合格率由98%提升至99.99%以上。2.2.抽水蓄能發(fā)展現(xiàn)狀梳理2.2.1.全球抽水蓄能市場高度集中裝機規(guī)模上看，據國際水電協(xié)會發(fā)布的2021年水電現(xiàn)狀報告，截至2020年末，全球抽水蓄能電站累計裝機規(guī)模為159.49GW。裝機結構上看，據國際水電協(xié)會數據，歐洲是全球抽蓄電站裝機規(guī)模最大的地區(qū)，截至2020年末累計裝機量為54.88GW，占全球裝機規(guī)模的34.4%；中國裝機量為31.49GW，占比為19.7%排名第二。歐洲、中國、日本和美國四個國家和地區(qū)的累計裝機占比達到85.8%，抽水蓄能電站在全球范圍內分布高度集中。2.2.2.中國抽水蓄能行業(yè)增速穩(wěn)定，可開發(fā)潛力巨大中國抽水蓄能電站的發(fā)展始于20世紀60年代后期。20世紀80年代中后期，中國電力供需和電網調峰矛盾突出，中國抽水蓄能發(fā)展迎來第一個建設高峰期。其間廣州抽蓄電站，北京十三陵以及浙江天荒坪抽蓄電站相繼建成投產。截至2021年底中國抽水蓄能電站裝機規(guī)模達到36GW。從國內裝機規(guī)?？?，2010-2020年中國抽水蓄能裝機規(guī)模穩(wěn)步增長，據國際水電協(xié)會數據，截至2020年末，中國抽水蓄能累計裝機規(guī)模已達31.49GW，2010-2020年復合裝機增速為6%。從儲能的細分市場看，由于技術發(fā)展早、經濟性優(yōu)，無論在全球市場還是在中國市場，抽水蓄能均是儲能中最大的細分市場。據國際水電協(xié)會發(fā)布的2021年水電現(xiàn)狀報告，全球抽水蓄能電站儲能電容量9000GWh，占全世界電網蓄能應用的90%以上。截至2020年末，抽水蓄能累計裝機規(guī)模占中國儲能市場比重達89.3%。增量空間：中國抽蓄電站在存量資源和增量資源上均具備較大的開發(fā)潛力。存量資源主要指常規(guī)水電站的改造潛能，增量資源指暫未開發(fā)的豐富站點資源。中國抽蓄電站發(fā)展規(guī)模滯后于電力系統(tǒng)需求。在美國、德國、日本等國家，抽水蓄能和燃氣電站在電力系統(tǒng)中的比例均超過10%。中國油氣資源稟賦相對匱乏，抽水蓄能和燃氣電站占比僅6%左右，其中抽水蓄能占比僅1.4%。與發(fā)達國家相比，中國抽水蓄能電站建成投產規(guī)模較少、在電源結構中占比低，不能有效滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經濟運行和新能源大規(guī)模快速發(fā)展需要，抽蓄電站規(guī)模還有較大的擴展空間。常規(guī)水電站的蓄能改造。中國已開發(fā)的梯級水電站眾多，常規(guī)水電站的抽蓄改造作用明顯，在冬季枯水期水電站發(fā)電不穩(wěn)定的情況下其作用尤為顯著。梯級水電站通過儲能泵站或可逆式機組等擴機方式，在梯級水庫之間建立循環(huán)水力聯(lián)系，從低梯級抽水儲能，用高梯級發(fā)電，為電力系統(tǒng)提供基礎電量或容量增量，是未來存量水電站建設趨勢之一。常規(guī)水電站的抽蓄改造有兩個方面的優(yōu)勢：一方面，混合式的抽水蓄能是一種最理想的“長時蓄能”方式，對于服務新能源具有優(yōu)勢；另一方面，常規(guī)水電站改造的混合式抽水蓄能，往往運行成本比較低，更具備競爭優(yōu)勢。截至2021年末，中國水電裝機規(guī)模達到390.92GW，是存量抽蓄電站規(guī)模的10倍以上，可改造資源豐富。中國地域遼闊，抽水蓄能電站的站點資源較豐富：截至2019年，中國已經開展25個省（區(qū)、市）的抽水蓄能電站選點規(guī)劃或調整工作，批復的規(guī)劃站點總裝機容量約1.2億千瓦。在2020年12月的新一輪中長期規(guī)劃資源站點普查中，規(guī)劃站點所在省市數量由25個拓展至29個。中國抽水蓄能行業(yè)競爭格局集中，兩大電網是建設主力。國家電網公司下屬的國網新源和南方電網公司下屬的南網調峰調頻公司分別是兩大電網旗下的抽水蓄能平臺。在已投產的抽蓄機組方面，截至2021年，國網新源在運抽蓄電站28座，裝機規(guī)模為26.3GW，南網雙調公司在運抽蓄電站6個，裝機規(guī)模為7.88GW，分別占比約73%和22%。此外，內蒙古電力（集團）有限責任公司以及江蘇、浙江等地的部分企業(yè)也運營少量抽水蓄能電站。在增量機組方面，國網新源在建機組裝機容量為48.53GW，為存量機組的約1.8倍。2.3.裝機增長+穩(wěn)定收益，政策打開抽蓄成長空間2.3.1.定價政策與裝機規(guī)模復盤在中國電力體制改革和電力市場化不斷推進的前提下，成本如何回收成為建設發(fā)展抽水蓄能電站的關鍵考量因素，合理的電價機制是調動抽水蓄能電站發(fā)電積極性和保障電站調峰調頻作用的關鍵。目前，國內的抽水蓄能電站的電價政策主要為單一容量電價和兩部制電價兩種模式。單一容量制是中國抽水蓄能行業(yè)發(fā)展初期使用較多的機制，僅核定抽水蓄能電站的容量電價，由國家價格主管部門按照補償固定成本和合理收益的原則核定，不確認電量電價部分。兩部制電價機制為按照電站的容量及上網的發(fā)電量分別計付電費的電價模式，由政府核定價格后執(zhí)行。截至2021年3月末，國網新源公司已投產的21家抽蓄電站中僅8家電站實行兩部制電價，占比為38%；截至2021年底，南方電網調峰調頻公司在運5家抽蓄電站中3座實行兩部制電價，占比為60%。復盤2010-2020年中國抽蓄電站裝機增速與相關成本定價機制之間的關系，我們發(fā)現(xiàn)對于抽蓄電站收益機制的利好政策的出臺能夠顯著推動抽蓄電站投資建設熱情，促進裝機規(guī)模的增長。2014-2016年，1763號文明確兩部制電價，建設規(guī)模快速抬升。2014年出臺的國家發(fā)展改革委關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知規(guī)定，在電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費用于彌補抽水蓄能電站的固定成本及準許收益，電量電費用于補償抽水蓄能電站抽發(fā)電損耗等變動成本；2015年，國家能源局發(fā)布的關于鼓勵社會資本投資水電站的指導意見提出，社會資本可通過市場方式選擇未明確開發(fā)主體的抽水蓄能電站。兩政策共同推動發(fā)電企業(yè)投資抽水蓄能電站的熱情，使投資明顯回暖。2014-2016年新增裝機規(guī)模逐年上升，2016年年均新增裝機364萬千瓦，為近十年來的最高水平。2016-2019年，容量電價無法正常疏導和回收的矛盾突出，裝機增速一路走低。2016-2019年，國家發(fā)改委相繼發(fā)文，提出抽水蓄能電站相關費用不計入輸配電價成本，使得抽水蓄能的成本無法通過產業(yè)鏈向終端用戶疏導。2019年11月，國家電網有限公司印發(fā)的關于進一步嚴格控制電網投資的通知明確：“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設，不再安排抽水蓄能新開工項目?！痹谌狈侠黼妰r和成本疏導機制的背景下，中國抽蓄電站裝機增量自2016年達到364萬千瓦之后一路下滑，2019年全年新增裝機規(guī)模僅30萬千瓦，為十年來的最低水平?！笆濉焙汀笆濉逼陂g抽蓄電站的裝機規(guī)劃分別為3000和4000萬千瓦，但是實際累計裝機量僅為2303和3149萬千瓦。2.3.2.量價政策明朗，抽水蓄能發(fā)展重迎機遇期2021年5月和9月，國家發(fā)改委和能源局相繼發(fā)文，從價格形成機制和中長期裝機規(guī)模方面明確了抽蓄行業(yè)裝機增長和商業(yè)模式，行業(yè)發(fā)展重新按下快進鍵。盈利模式方面，穩(wěn)定的回報機制+清晰的成本疏導路徑，有望提升投資規(guī)模。2021年4月30日國家發(fā)改委出臺關于進一步完善抽水蓄能電站價格形成機制的意見（633號文），明確了兩部制電價的機制，并對容量電價的核定辦法、電量電價的形成機制進一步完善。633號文相比1763號文及897號文的主要區(qū)別以及對抽水蓄能電價的主要影響在于：明確了抽水蓄能電站容量電費向終端用戶電價的疏導：明確“政府核定的抽水蓄能容量電價對應的容量電費由電網企業(yè)支付，納入省級電網輸配電價回收”，并進一步完善了根據電站功能和服務情況，抽水蓄能電站容量電費在多個省級電網的分攤方式、在特定電源和電力系統(tǒng)間的分攤方式；明確電網企業(yè)提供的抽水電量產生的損耗在核定省級電網輸配電價時統(tǒng)籌考慮。堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策：i.容量電價方面：明確以政府定價方式形成容量電價。制訂了抽水蓄能容量電費核定辦法，在成本調查基礎上，對標行業(yè)先進水平合理確定核價參數，明確經營期內資本金內部收益率按6.5%核定，按照經營期定價方法核定容量電價，并隨省級電網輸配電價監(jiān)管周期同步調整。ii.電量電價方面：以競爭方式形成電量電價。明確有電力現(xiàn)貨時的電量電價按現(xiàn)貨市場價格及規(guī)則結算，抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中削峰填谷、低抽高發(fā)的運行特性將受益于現(xiàn)貨市場的逐步推行；無現(xiàn)貨市場的區(qū)域抽水電價按燃煤發(fā)電基準價的75%執(zhí)行，并鼓勵采用競爭性招標采購方式形成抽水電價，上網電價按燃煤發(fā)電基準價執(zhí)行。iii.強化與電力市場建設發(fā)展的銜接：構建輔助服務和電量電價相關收益分享機制，收益的20%留存給抽水蓄能電站分享，80%在下一監(jiān)管周期核定電站容量電價時相應扣減，推動抽水蓄能電站作為獨立市場主體參與市場。裝機規(guī)模方面，有望開啟十年黃金增長期。兩碳目標下，能源綠色低碳轉型加速，2030年中國風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上，大規(guī)模的新能源并網迫切需要大量調節(jié)電源提供優(yōu)質的輔助服務，構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)對抽水蓄能的發(fā)展提出更高要求。國家層面，2021年9月國家能源局印發(fā)抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年），提出到2025年抽水蓄能投產總規(guī)模達到6200萬千瓦以上，十四五期間年均新增規(guī)模約為610萬千瓦；到2030年投產總規(guī)模1.2億千瓦左右，2020-2030年復合增速將達到14.3%，相比過去十年（2010-2020）年6.4%的復合增速高出近8個百分點，抽水蓄能電站有望開啟十年黃金增長期。國家電網公司表示將力爭到2030年經營區(qū)內抽蓄電站裝機規(guī)模由目前的2630萬千瓦提高到1億千瓦。2.4.南網抽蓄資產梳理及收益測算存量電站：已投運的5座抽蓄電站中，有4座位于廣東省，1座位于海南省。其中廣州抽蓄電站兩期，惠州抽蓄電站的裝機規(guī)模均達到240萬千瓦，除海南抽蓄電站以外，南方電網的抽蓄電站的單站建設規(guī)模均在120萬千瓦以上。在建電站：目前在建梅州抽水蓄能電站一期、陽江抽水蓄能電站一期兩座合計裝機240萬千瓦的抽水蓄能電站。梅州抽水蓄能電站一期工程裝機容量120萬千瓦，上、下水庫總庫容位居全國第二，裝機容量相當于梅州總體用電負荷的50%；陽江抽水蓄能電站一期工程裝機容量120萬千瓦，機組單機容量40萬千瓦，是目前國內核準建設的單機容量最大、凈水頭最高、埋深最大的抽水蓄能電站。建設進度方面，2021年12月，梅州抽蓄電站和陽江抽蓄電站首臺機組相繼投產發(fā)電。2022年3月，隨著梅州抽蓄電站2號機組的正式投運，南方電網抽水蓄能裝機規(guī)模達到888萬千瓦。推進建設及未來規(guī)劃：目前，正在推進廣東肇慶、惠州中洞以及廣西南寧等3座合計裝機360萬千瓦的抽水蓄能項目前期工作和后續(xù)工程建設。建設規(guī)劃方面，南方電網公司印發(fā)的公司關于推動綠色低碳發(fā)展轉型的意見提出，未來十五年將加快抽水蓄能建設，“十四五”新增裝機600萬千瓦，“十五五”“十六五”各新增裝機1500萬千瓦，未來十五年增長4.6倍。到2030年，抽蓄電站規(guī)模大約相當于新增1個三峽水電站的裝機容量，能夠支撐2.5億千瓦以上新能源接入和消納。633號文對抽水蓄能電站的電價政策進行了明確，通過影響收入及引導成本不斷優(yōu)化對抽水蓄能電站的盈利產生影響。我們分別對容量電價和電量電價部分的收益進行測算：

投產節(jié)奏預估：陽江和梅州抽蓄電站能夠在2022年中完全投產，假設肇慶、惠州中洞和南寧三個電站的投產節(jié)奏分別為2024年和2025年年中分別能夠投產1800MW。容量電價部分測算假設：廣蓄電站一期收益核算：廣蓄一期屬于協(xié)商定價，收入來源包括兩部分，分別是：向香港抽水蓄能發(fā)展有限公司提供抽水蓄能服務的收入，以及向廣東核電投資有限公司和廣東電網有限責任公司提供抽水蓄能服務的收入。香港抽水蓄能發(fā)展有限公司每年支付固定費用1億港元；廣蓄電站與廣核投、廣東電網的合作收入，合同將其約定為

“電能加工服務費”，亦屬于容量電費。廣核投、廣東電網每年向廣蓄電站各自支付1000萬美元，合計2000萬美元的服務費用。資本金比例：據公司公告，預計十四五期間新建抽蓄電站自有資本金比例為20%-30%，假設存量電站和新建電站平均資本金比例均為30%。資本金收益率：2021-2026年均按照6.5%核算。根據測算結果，隨著規(guī)劃電站的陸續(xù)投產，容量電價部分利潤將從2021年的5.31億元增長至2026年的12.46億元，復合增速為18.6%。非市場化情景下，電量電價部分凈利潤測算假設：2021年上網電量/抽水電量及利用小時數參考國網新源公司公開披露數據，并假設抽放效率與利用小時數會隨著電站投產時間增長以及調度需求上升而逐年提高。上網電價按照廣東、廣西和海南三省最新燃煤發(fā)電上網電價執(zhí)行，抽水電價為燃煤發(fā)電上網電價的75%。廣蓄二期和惠州抽水蓄能電站在2023年開始產生電量電價收入，而廣蓄一期不參與電量電價核算。參與電力現(xiàn)貨情景下，電量電價部分凈利潤測算假設：由于目前中國電力現(xiàn)貨市場建設程度還不完善，省間電力現(xiàn)貨市場更是剛剛起步，故假設在測算期間內，僅位于廣東的抽蓄電站能夠參與廣東省內的電力現(xiàn)貨市場交易，且2023年-2026年能夠參與現(xiàn)貨市場的電量分別為全部上網電量的50%，50%，60%和70%；其余上網電量仍按照非市場化的模式結算。電價假設：根據廣東省2021年5、11和12月三個月電力現(xiàn)貨結算試運行市場出清情況，上網電價參考日前最高價取0.95元/千瓦時，抽水電價參考日前市場最低價取0.25元/千瓦時。利用小時數和上網電量/抽水電量假設與非市場化情景下相同。參與電力現(xiàn)貨市場交易的敏感性測算：由于現(xiàn)貨市場結算價格具有較大的波動性，我們以廣東省2021年5、11和12月三個月電力現(xiàn)貨結算試運行市場出清情況中實時最高和最低價為上下限，對市場化模式下電量電價利潤進行敏感性測算。抽水電價為0.4元/千瓦時，上網電價為0.65元/千瓦時，電量電價部分最低利潤為2.13億元；抽水電價為0.15元/千瓦時，上網電價為1.2元/千瓦時，電量電價部分最高利潤可達到15.62億元。綜合來看，2021-2026年，調峰調頻公司的抽水蓄能電站資產能夠帶來的合計利潤分別為

5.52/7.66/13.77/15.36/20.09和23.16億元，復合增速達到33.2%。其中2023年同比實現(xiàn)約80%的同比增幅，主要是由于2023年開始執(zhí)行633號文之后，廣蓄二期和惠州抽水蓄能電站能夠新增電量電價收入，同時放開進入電力市場化交易的原因所致。3.新型儲能發(fā)展前景廣闊，技術儲備充足3.1.新型儲能應用場景廣闊，規(guī)模持續(xù)增長新型儲能是除抽水蓄能外的以輸出電力為主要形式的儲能。以電化學儲能為主的新型儲能技術具備毫秒級快速響應和雙向調節(jié)的優(yōu)勢，不受地理條件限制且建設周期短，可提高電網事故快速恢復能力，有效平抑新能源波動，參與電力系統(tǒng)調峰調頻，增強電網的穩(wěn)定性。電化學儲能在電力系統(tǒng)的源、網、荷側都可根據需求靈活部署。在發(fā)電側可提高發(fā)電的穩(wěn)定性,并提高發(fā)電質量;在輸電環(huán)節(jié),可降低輸電的成本;在配電環(huán)節(jié),可以緩解企業(yè)和用戶用電壓力,促進電網的升級擴容;在送電環(huán)節(jié),可通過峰谷差套利,進而減少企業(yè)和用戶用電成本。近年來全球和中國的電化學儲能裝機規(guī)模均呈現(xiàn)高速增長態(tài)勢。全球電化學儲能的裝機規(guī)模從2014年的不足1GW上升2020年的14.25GW，復合增速58.65%；中國的電化學儲能裝機規(guī)模同樣連續(xù)多年保持快速增長趨勢，2014-2020年電化學儲能裝機從0.13GW增長至3.27GW，復合增速71.25%。3.2.從中央到地方，政策持續(xù)升溫儲能產業(yè)國家層面，近年來國家級儲能相關政策頻繁出臺，對中國電化學儲能做出一系列頂層戰(zhàn)略規(guī)劃。2021年7月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見，明確2025年30GW的發(fā)展目標，未來五年將實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；D變，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。2021年10月出臺的2030年前碳達峰行動方案中提出，積極發(fā)展“新能源+儲能”、源網荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統(tǒng)。2022年以來，國家部委先后印發(fā)電力并網運行管理規(guī)定電力輔助服務管理辦法和“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案等電力市場與儲能重磅政策，儲能市場化運營的發(fā)展方向進一步得到