抽水蓄能行业专题:抽蓄建设风起云涌,哪些企业受益?-中信证券.pdf
证券研究报告 请务必阅读正文之后第 41 页起的免责条款和声明 抽蓄 建设风起云涌 , 哪些企业受益 抽水蓄能 行业 专题 | 2022.8.11 中信证券研究部 核心观点 孙明新 基础材料和工程服 务行业首席分析师 S1010519090001 华鹏伟 电力设备与新能源 行业首席分析师 S1010521010007 袁健聪 新能源汽车行业 首席分析师 S1010517080005 李想 公用环保行业首席 分析师 S1010515080002 “碳中和”背景下,以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容,大幅提 升 电力系统对储能技术应用的需求 ,而抽水蓄能凭借 技术成熟 、连续储能时间 长、装机容量大、 度电成本低 等多项优势,预计将继续作为主流储能技术。我 国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求,根据能源局规划及人民日报发 文,近 10 年间抽蓄建设将大幅提速,同时, 2021 年抽水蓄能电价改革的落地 也将在保障投资方基本收益的同时,释放向上盈利弹性。抽水蓄能产业链 大致 包括投资运营、总承包、设备三大核心环节 。 ▍ 新能源发展激发储能需求,抽水蓄能综合性能占优 。 “碳中和”约束下 ,我国 以风电、光电为代表的可再生能源装机规模及占比快速提升,而 可再生能源发电 具有波动性,提高了电力系统对储能技术 应用的需求,储能可缓解或解决电能供 需在时间和强度上不匹配的问题。对比其他储能技术,抽水蓄能具有 技术成熟 、 连续储能时间长、装机容量大、 度电成本低 等多项优势,是当前最主流的储能技 术,根据 中国能源研究会储能专委会 等 发布的储能产业研究白皮书 2022, 2021 年抽水蓄能在国内各项储能装机规模中占比达到 86.3。 ▍ 抽蓄供远低于求,近 10 年建设进度将大幅提速 。 我国 2021 年底抽水蓄能装机 容量为 36.4GW, 需求端 ,抽水蓄能与风光发电装机量之比从 2015 年 13.3下 降至 2021 年 5.7,现有抽水蓄能装机量无法满足风光发电快速发展的需求 1) 对比美国 2020 年水平 ( 10.2,根据 Wind 数据计算) , 我们预测国内到 2030 年 抽蓄装机 需求 为 122.4GW; 2)若按照各地 2021 年来 风光配储 10-20的 要求测算,乐观情形下,到 2030 年,国内抽蓄需求须达到 154GW。 供给端 , 国家 能源局规划 到 2025、 2030 年我国抽水蓄能投产装机规模 将 分别达到 62GW、 120GW,而 2022 年经济增长依赖基建发力背景下,抽蓄电站加快开工 。 我们 从北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态,据 不完全统计, 2022 年 17 月,全国新立项、新签约、进行预可研或可研审查、新开工的抽水蓄能项目超过 168 个,装机量超过 202GW, 项目推进速度明显加快。根据中国电建集团董事 长 丁焰章 在人民日报 ( 2022 年 6 月 13 日,第 11 版) 发文, “十四五” 我 国抽水蓄能开工目标高达 270GW,远超能源局规划进度。我们根据抽水蓄能项 目单瓦投资(平均 6.2 元 )及建设周期(平均 6.4 年 )测算, “十四五”至“十 五五” 10 年期间 ,我国 抽蓄年均投资规模或超 1600 亿元 。 ▍ 电改助力抽蓄走出盈利低谷,激发各方参与动力 。 我国抽水蓄能电站电价定价 政策 发展 相对曲折, 长期以来其收益与成本脱钩,主要由电网企业负责投资运营, 其他各方参与意愿总体较低。 2021 年国家发改委发布关于进一步完善抽水蓄 能价格形成机制的意见,一方面通过容量电价保障投资企业 6.5的保底 资本 金内部收益率 ,另一方面通过 20电量电价分成,打开投资企业盈利向上弹性, 即抽蓄电站可在电价波谷抽水、电价高峰发电,从而获取差价盈利,我们测算一 座装机容量为 1.2GW 的抽蓄电站,在度电价差为 0.9 元(部分省份目前波峰、 波谷电价差已超过 1 元)、年发电小时数为 1200 小时情形下 ,仅电量电价可分 享的收益就达到 2.59 亿元。 ▍ 产业链包括投资运营、总承包、设备三大环节 。 产业链角度, 抽水蓄能 大致包 括投资运营、总承包、设备三大核心环节 1)投资运营环节主要参与者为国家 电网、南方电网 , 2021 年两者 在 在运抽蓄电站装机量 占比分别为 63.3、 22.9, 其中文山电力 曾公告拟通 过资产重组 获南网双调的抽水蓄能、调峰水电等资产, 将成为南方电网唯一抽蓄业务上市平台 ; 2)总承包环节, 中国电建承担了国内 绝大部分抽蓄电站的规划或建设工作,在国内抽水蓄能规划设计方面市场份额约 90,承担建设项目份额约 80,并 在 2022 年 拟使用定增募集资金 投资运营第 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 2 李家明 基础材料和工程 服务分析师 S1010522070001 华夏 电力设备与新能源 分析师 S1010520070003 汪浩 新能源汽车分析师 S1010518080005 一个抽蓄电站项目,全年投资计划中计划核准抽水蓄能项目 4 个,总装机容量 约为 5GW。中国能建 葛洲坝集团 先后承建江苏宜兴 等多个 抽水蓄能电站等项目, 打响了抽水蓄能电站建设品牌 ,并在 2022 年与中国电建联手成立联合体承接抽 水蓄能项目; 3)设备环节, 哈尔滨电气和东方电气是国产抽蓄机组主机设备生 产的骨干企业 ,正持续引领 抽蓄机组国产化替代 。 ▍ 风险因素 抽水蓄能项目建设进度不及预期 ;其他储能对抽水蓄能形成 替代 ; 政 策变化导致抽水蓄能 资产 盈利波动 ; 各环节竞 争加剧导致企业盈利空间缩窄;局 部疫情反复超预期抑制电力需求。 ▍ 投资策略 “碳中和”背景下,以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容, 大幅提升 电力系统对储能技术应用的需求 ,而抽水蓄能凭借 技术成熟 、连续储能 时间长、装机容量大、 度电成本低 等多项优势,将继续 作为 主流储能技术。我国 当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求,根据国家能源局规划及电建集团董 事长在人民日报发文, 我们预计 近 10 年间抽蓄建设将大幅提速。此外, 2021 年抽水蓄能电价改革的落地也将在保障投资方基本收益的同时,释放向上盈利弹 性。 抽水蓄能 产业链 大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节 ,建议关注 总承包环节的中国能建、中国电建,投资运营环节的文山电力,设备环节的东方 电气 。 重点公司盈利预测、估值及投资评级 简称 代码 收盘价 EPS PE 评级 21 22E 23E 24E 21 22E 23E 24E 文山电力 600995.SH 17.48 0.03 0.27 0.35 0.41 583 65 50 43 买入 中国电建 601669.SH 6.98 0.57 0.77 1.02 1.38 12 9 7 5 买入 中国能建 601868.SH 2.22 0.16 0.20 0.23 0.26 14 11 10 9 - 东方电气 600875.SH 16.50 0.73 0.95 1.18 1.41 23 17 14 12 买入 资料来源 Wind,中信证券研究部预测 ; 注股价为 2022 年 8 月 8 日 收盘价 ,中国能建盈利预测为 Wind 一致预期。 抽水蓄能 行业 评级 强于大市(维持) 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 3 目录 新能源发展激发储能需求,抽水蓄能综合性能占优 6 “双碳 ”背景下新能源发电比例提升,储能提升电力系统稳定性 . 6 抽水蓄能技术成熟、经济性良好,是当前大规模储能的主流技术 . 9 抽蓄供远低于求,近 10 年建设 进度将大幅提速 . 12 需求风光发电装机提速,抽水蓄能配建需求随之而起 . 12 供给抽蓄规划 “十四五 ”、 “十五五 ”持续翻番,稳增长背景下再度提速 14 电改助力抽蓄走出盈利低谷,激发各方参与动力 19 抽蓄电站电价政策曲折,成本难以顺利传导 . 19 两部制电价新政策完善抽蓄价格形成机制,收益保底兼具向上弹性 . 23 电力现货市场峰谷价差扩大,为抽蓄电量电价打开盈利空间 24 辅助服务为抽蓄电站提供补偿 . 29 产业链投资运营、总承包、设备三大环节 . 32 抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节 . 32 投资运营两大电网主导,发电企业入场 . 33 总承包龙头份额高度 集中 . 36 设备哈电、东电引领抽蓄机组国产化替代 . 38 风险因素 . 39 投资策略 . 40 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 4 插图目录 图 1 20092021 年主要类型电源发电量占比情况 6 图 2可再生能源在不同发展阶段对电网的挑战 . 6 图 3全国弃风率 逐月变化情况 6 图 4全国弃光率逐月变化情况 6 图 5各电网最高用电负荷逐月变化情况 . 7 图 6全国最高发电负荷与最高用电负荷差值逐月变化情况 7 图 7储能在各环节、应用场景的价值体现 8 图 8主要储能技术分类 . 8 图 9抽水蓄能电站示意 . 9 图 10中国电力储能市场累计装机规模类型结构 . 9 图 11 各类 储能技术年发电量随发电时间变化 11 图 12 各类储能技术度电成本随发电时间变化 11 图 13不同储能技术在各应用场景下的最低度电成本( 2020 年和 2040 年) 11 图 14中国纯抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比 . 12 图 15全球和部分国家纯 抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比 . 12 图 16全国抽水蓄能站点资源区域分布 . 15 图 17规划与实际抽水蓄能电站装机量对比 15 图 18 2022 年 17 月新立项、新开工抽水蓄能项目装机量不完全统计 16 图 19 “十四五 ”期间抽蓄建设进度或超国家能源局 2021 年规划 . 17 图 20在运、在建、拟建抽蓄电站单体投资额 17 图 21 在运 、在建、拟建抽蓄电站单瓦投资额 17 图 22分省市抽蓄电站单体投资规模 . 18 图 23 在运、在建、拟建抽蓄电站建设时间 18 图 24国网新源执行两部制电价的收入情况 22 图 25 国网新源 执行两部制电价的利润情况 22 图 26 2021 年新规的电量电价计算方式 . 24 图 27山东电力现货交易市场用户侧价格单日波动 . 25 图 28 2022 年 6 月山东电力现货交易市场单日价差 . 25 图 29 2022 年 6 月山东电力现货交易市场单日最高价最低价出现时间 25 图 30 2022 年 17 月部分地区一般工商业峰谷电价差平均值 27 图 31抽蓄电站利用电力市场峰谷价差实现套利模式示意 28 图 32抽水蓄能产业链主要环节及参与企业情况 . 32 图 33全国在运抽水蓄能电站市占率(截至 2022 年 7 月) . 33 图 34 全国在建抽水蓄能电站市占率(截至 2022 年 7 月) . 33 图 35国家电网在运、在建抽水蓄能电站分布(截至 2020 年年底) . 35 图 36全国抽水蓄能电站机组设备累计使用情况 . 38 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 5 表格目录 表 1储能技术类型、应用场景与作用时间 8 表 2常规水电站改建混合抽水蓄能电站的路径 . 10 表 3储能技术比较 10 表 4基于风光发电装机量的纯抽水蓄能需求预测 . 13 表 5部分省市风光发电配储要求 13 表 6基于风光配储的储能需求预测 . 14 表 7国家和部分省市 “十四五 ”规划抽水蓄能项目 15 表 8 “十四五 ”至 “十五五 ”10 年期间抽蓄投资规模预测 . 19 表 9国内外抽水蓄能电站主流电价机制比较 20 表 10国网新源抽水蓄能机组盈利能力测算 20 表 11南网双调惠州抽蓄经营情况 . 21 表 12国网新源两部制电价抽蓄电站购电成本与上网电价 22 表 13五凌电力在 2013 年出售黑麋峰抽蓄电站前后盈利水平大幅改善 . 23 表 14呼和浩特抽水蓄能电站经营情况 . 23 表 15抽蓄电站定价模式变化示意 24 表 16部分地区峰谷分时电价峰平谷电价标准 26 表 17 2022 年 17 月部分地区一般工商业峰谷电价差 . 27 表 18不同抽水电价和上网电价组合情境下的发电度电价差收益测算 28 表 19不同发电小时和度电价差收益组合情境下的可分享收益测算 29 表 20电力辅助服务分类及补偿方式 . 30 表 21抽水蓄能参与调峰获得收益 /补偿的方式比较 31 表 22广州抽水蓄能电站一期的容量电费结算模式 . 32 表 23 2021 年 抽蓄电站工程造价各部分投资占比 . 33 表 24部分非电网企业投资抽蓄项目情况 . 34 表 25南网双调公司储能和调峰水电业务资产及定价模式 36 表 26中国能建参建的部分抽水蓄能项目 . 37 表 27在运在建抽水蓄能项目国产机组供应商 39 表 28重点 企业盈利预测及估值 40 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 6 ▍ 新能源发展激发储能需求,抽水蓄能综合性能占优 “双碳” 背景下 新能源发电比例提升,储能 提升电力系统稳定性 新能源发电量提升 ,电网 调节难度增加 。 2009 年至今,我国各类电源发电量中风电、 太阳能发电等新能源发电占比不断上升, 2021 年 可再生能源发电占比约 32.6, 其中 风 电 和太阳能 发电量占比约 为 7.8和 3.9。 可再生能源 渗透比例 提升 对电网整体的稳定性 带来挑战 。 ①当 可再生能源 渗透比例为 1030时, 对电网的挑战来源于送出网络和并 网等局部环节 ,体现为局部地区的弃风和弃光 。 根据 全国 新能源消纳监测预警中心统计, 我国 弃风弃光 问题 在 2018 年后 已 得到缓解 。②当可再生能源 渗透比例 达到 3050时, 发电设备的分布式与集中式并存使电源侧与负荷侧的不匹配 程度 大幅度增加 ;我国光伏和 风电装机 增速加快, 电力系统正迈入此阶段 ,调峰调频需求增大,电网调节难度增加。 ③ 可再生能源 渗透比例超过 50时,电力系统的经济性、稳定性 都将受到影响, 需要未雨绸 缪保障电力系统稳定、安全运行。 图 1 20092021 年主要类型电源发电量占比情况 资料来源 Wind,中信证券研究部 图 2 可再生能源在不同发展阶段对电网的挑战 资料来源 高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战( 卓振 宇、张宁、谢小荣 等 ) ,中信证券研究部 图 3 全国弃风率逐月变化情况 资料来源 全国新能源消纳监测预警中心 ,中信证券研究部 图 4 全国弃光率逐月变化情况 资料来源 全国新能源消纳监测预警中心 ,中信证券研究部 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 火电 水电 风电 太阳能发电 核电 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 2017 2018 2019 2020 2021 2022 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 7 尖峰负荷 快速增长 ,储能需求攀升。 随着三产及居民生活用电比重不断上升,负荷尖 峰化特征明显,尖峰负荷规模持续增加,尖峰负荷单次持续时间短、出现频次低、波动性 明显、电量少 , 但对电力系统产生挑战。 2010-2021 年 , 全国电网最高用电负荷从 596.4GW 增至 1191.6GW, 全国最高发电负荷 低于全国 最高用电负荷 的 现象越来越明显 。 2021 年 , 国务院印发 2030 年前碳达峰行动方案 中要求 , “到 2030 年 省级电网基本具备 5以上 的尖峰负荷响应能力 ” 。 2022 年上海市人民政府发布上海市碳达峰实施方案提出“到 2025 年需求侧尖峰负荷响应能力不低于 5”。 依靠增加发电装机量来应对尖峰负荷会造 成资源浪费,利用储能技术应对尖峰负荷可以提高电力系统稳定性、节省电网投资成本。 图 5 各电网最高用电 负荷 逐月变化情况( GW) 资料来源 Wind,中信证券研究部 说明 南方电网 2010 年 12 月、 2011 年 12 月缺少统计值,分别取前后两月统计值的平均值计。 图 6 全国最高发电负荷与最高用电负荷差值逐月变化情况 ( GW) 资料来源 Wind,中信证券研究部测算 说明根据 Wind 统计的全国主要电网最高用电负荷和最高发电负荷 测 算。 储能 在 电力系统中发挥功能价值、容量价值、能量价值 ,提升电力系统灵活性 与稳定 性 。 可再生 能源发电 具有 波动性 ,提高了电力系统对储能技术应用的需求 ,储能可 缓解或 解决电能供需在时间和强度上不匹配的问题。 电源侧储能可优化 、 减少弃风弃光,缓解能 源浪费;电网侧储能 可提供调峰调频服务, 削峰填谷, 维持供需平衡,降低电网系统波动 性;用户侧储能 可调节用电时间, 在电力网络外短时供电,保证电力质量。 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1,000.0 1,200.0 20 06 -07 20 06 -12 20 07 -05 20 07 -10 20 08 -03 20 08 -08 20 09 -01 20 09 -06 20 09 -11 20 10 -04 20 10 -09 20 11 -02 20 11 -07 20 11 -12 20 12 -05 20 12 -10 20 13 -03 20 13 -08 20 14 -01 20 14 -06 20 14 -11 20 15 -04 20 15 -09 20 16 -02 20 16 -07 20 16 -12 20 17 -05 20 17 -10 20 18 -03 20 18 -08 20 19 -01 20 19 -06 20 19 -11 20 20 -04 20 20 -09 20 21 -02 20 21 -07 20 21 -12 20 22 -05 华北 东北 华东 华中 南方 西北 -1.50 -1.00 -0.50 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 20 17 -02 20 17 -04 20 17 -06 20 17 -08 20 17 -10 20 17 -12 20 18 -02 20 18 -04 20 18 -06 20 18 -08 20 18 -10 20 18 -12 20 19 -02 20 19 -04 20 19 -06 20 19 -08 20 19 -10 20 19 -12 20 20 -02 20 20 -04 20 20 -06 20 20 -08 20 20 -10 20 20 -12 20 21 -02 20 21 -04 20 21 -06 20 21 -08 20 21 -10 20 21 -12 20 22 -02 20 22 -04 20 22 -06 全国最高发电负荷与全国用电负荷差值 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 8 图 7 储能在各环节、应用场景的价值体现 资料来源 中国高比例新能源带来的平衡挑战 (郭剑波) ,中 信证券研究部 储能技术 应用 于 多 应用场景 ,多 时间尺度 调峰调频 。 按照技术路径分类,储能可分为 机械储能、电化学储能、电磁储能等类型 ,满足多类应用场景需求,在秒级、分钟级、小 时级及以上 等多时间尺度发挥作用。 秒级储能功率高、响应速度快,应用于电网支撑、辅 助一次调频,提升电能质量;分钟至小时级储能 需要 具有一定规模、循环次数多,应用于 削峰填谷,平滑电力系统出力;数小时及以上级别的储能规模大( 100MW 以上)、循环次 数多( 充放 5000 次以上 ) 、运行寿命长 、能量吞吐规模大, 应用于电网削峰填谷 和负荷调 节。 在各类储能技术中, 抽水蓄能因其技术成熟、储能容量大、循环寿命长,在多时间尺 度 发挥调峰调频作用。 图 8 主要储能技术分类 资料来源 储能技术分类及国内大容量蓄电池储能技术比较(巩俊强、邓浩、谢莹华),能源互联网背景 下的电力储能技术展望(李建林、田立亭、来小康),氢储能系统关键技术及应用综述(霍现旭、王靖、 蒋菱 等), 中信证券研究部 表 1 储能技术类型 、 应用场景 与作用时间 作用时间 应用场景 运行特点 技术要求 主要类型 秒级 电网支撑 辅助一次调频 电能质量 动作周期随机 毫秒级效应 大功率充放电 高功率、高响应速度、高存储 / 循环寿命、高功率密度和紧凑型 设备形态 飞轮储能 超级电容器 抽水蓄能 电化学储能 分钟至数 小时级 平滑系统出力 二次调频 削峰填谷 提高设备利用率 充放转换频繁 秒级响应 能量需求大 具备一定的规模、高循环寿命、 便于集成的设备形态 电化学储能 抽水蓄能 数小时级 以上 电网削峰填谷 负荷调节 大规模能量吞吐 大规模( 100MW、 100MWh 以 上)、 深充深放(循环寿命 5000 次以上)、资源和环境友好、成 本低 抽水蓄能 压缩空气储能 熔融盐 储氢 资料来源 中国高比例新能源带来的平衡挑战 (郭 剑 波) , 中信证券研究部 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 9 抽水蓄能技术成熟、经济性良好 ,是当前大规模储能的主流技术 抽水蓄能的基本原理为水的重力势能与电能的相互转化。 抽水蓄能 电站主要由海拔高 度不同的上下水库、水轮机、水泵组成。用电高峰时,高海拔上水库向低海拔下水库放水 推动水轮机发电,将水的重力势能转化为电能;用电低谷时,水泵从下水库向上水库抽水, 将电能转化为水的重力势能。抽水蓄能电站的效率约为 75,即抽水 耗电量 与发电 量 比例 约为 43,简称为“抽四发三”。 图 9 抽水蓄能电站示意 资料来源 Voith 官网 ,中信证券研究部 抽水蓄能 是 当前 累计装机规模最大的电力储能方案。 根据中国能源研究会储能专委会 的 全球储能项目库不完全统计,截至 2021 年底 , 中国 已投运电力储能项目累计装机规模 中, 抽水蓄能的累计装机规模 占比 达 86.3, 占据主导地位; 新型储能累计装机规模占比 12.5, 包括电池(锂离子、铅蓄、 液流 等)、压缩空气、 超级电容、 飞轮等 。 我们 根据电 化学储能和其他储能占比增速测算,预计 2030 年抽水蓄能 占比 为 64。能源杂志 2022 年第 7 期 抽水蓄能冷与热 ( 武魏楠 )报道, 中国 电建 总工程师 周建平 “初步测算全国 储能规模 2030 年将超过 2.4 亿千瓦 ,其中抽水蓄能规模超 1.8 亿千瓦” , 2030 年抽水蓄能 规模约占储能规模的三分之二。 图 10 中国电力储能市场累计装机规模类型 结构 资料来源 2017 至 2022 年度 储能产业研究白皮书( CNESA; 2016-2021 数据 ) ,中信证券研究 部 预测 。 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2025E 2030E 抽水蓄能 电化学储能 其他 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 10 常规水电站可以改建为混合抽水蓄能电站。 抽水蓄能电站根据 能否利用 天然径流 发电 , 可以分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站。纯抽水蓄能电站的运行 依靠上下水库的 水循环,需要适时补水;混合抽水蓄能电站有天然径流汇入 ,可利用径流进行常规发电。 常规水电站通过上库结合、加泵扩机、一体化改造 的方式,可以改建为混合抽水蓄能电站, 在常规发电的基础上,补充抽水蓄能调峰调频的功能。 利用常规水电改造的混合抽蓄电站 建设周期短,例如白山抽水蓄能电站利用下游已建的红石水库为下库、白山水库为 上库进 行改建, 工期 46 个月,较新建抽蓄电站工期 ( 7 年左右) 大幅缩短。 表 2 常规水电 站改建混合抽水蓄能电站的路径 改建路径 说明 上库结合 常规水电站水库作为上库,下游选址新建下库 加泵扩机 常规水电站水库作为水库,下库利用相邻常规水电站水库或新建下水库 一体化改造 相邻两个梯级水库分别作为上、下库,开挖地下厂房和输水系统 资料来源 常规水电结合开发抽水蓄能效益分析及开发建议 (任志武、何永胜、胡小丽 等) ,中信证券研究部 抽水蓄能 技术成熟, 运行 稳定 ,但建设周期较长 。 从储能时效上看, 抽水蓄能 技术属 于长时储能技术,连续储能时间长, 装机容量大,可稳定用于电力系统削峰填谷和离网储 能 ;但与同属长时储能的电化学储能相比 (秒 级 ),抽水蓄能的响应时间更长(分 、秒 级 ) 。 从 使用寿命看, 抽水蓄能依托上下游水库发挥作用, 在工程施工质量得到保障的前提下, 抽蓄电站坝体可使用数十年,电机设备等 我们 预计使用年限也可达 50 年左右 。 但水库 等 土建类 基础设施建设 周期长、选址要求高 ,施工周期远超过其他类型储能方式 。 表 3 储能技术比较 储能类型 响应时间 放电时长 寿命(年) 建设期(年) 能量 转换效率 度电成本(元 /kWh) 里程成本(元 /MW) 其他优点 其他缺点 机 械 储 能 抽水蓄 能 分 / 秒 > 4h > 50 7 7085 0.210.25 技术成熟、容量 大、运行稳定 建设周期长、选址要求高 压缩空 气储能 分 3050 2 5065 容量大 能量转换率低、响应速度 慢、依赖地形和燃气资源 飞轮储 能 毫秒 数秒 ≈20 > 95 9.2312.7 5 功率密度大、响应 速度快 储能量低 电 化 学 储 能 锂离子 电池 毫秒 < 1h 515 1 9095 0.621.26 6.189.78 功率、能量密度大, 响应速度快 安全隐患大、成本高 铅蓄电 池 毫秒 > 4h 515 1 9095 0.610.82 技术成熟、性价比 高 能量密度低、不能深充深 放、环保问题 液流电 池 毫秒 > 4h 520 1 9095 0.710.95 容量大、可深度充 放、能量与功率分 开控制 环境温度要求高、需辅助 液泵 电 磁 储 能 电磁储 能 毫秒 数秒 循环数 百万次 > 95 响应速度快、功率 密度较高 储能量低,维护成本高, 技术不成熟 超级电 容器 毫秒 数秒 ≈10 > 95 12.7417. 39 功率密度大 储能量低、自放电率高 资料来源 储能的度电成本和里程成本分析 (何颖源、陈永翀、刘勇 等) , 各种储能方式对比分析及抽水蓄能技术发展趋势探讨 (梁廷婷、 崔继国) , 储能在电力系统调频调峰中的应用(张晓晨) ,基于全寿命周期成本的储能成本分析 (傅旭、李富春、杨欣 等) , 高比例可再 生能源电力系统关键技术及发展挑战 (卓振宇、张宁、谢小荣 等) , 中信证券研究部 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 11 抽水蓄能 现阶段 度电成本低,但未来或被新型储能技术超越。 度电成本(即平准化成 本 LCOE)是对 储能电站全生命周期内的 总 成本和 总处理 电量进行 折现 处理后的储能成本 , 度电成本可以判断储能技术的经济性。 根 据伦敦国王学院 Oliver Schmidt、 Sylvain Melchior、 Adam Hawkes 等 发布的文章 Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies ( Joule 2019 年第 1 期) , 在不同年循环次数和单次循环时间组成的应用 场景中, 抽水蓄能当前具有明显 的度电成本优势, 且在年循环 500 至 1000 次 、单次循环 4 至 16 小时的场景中具有绝对优势 ; 但随着锂电池、氢储能等新型储能技术不断成熟,抽 水蓄能的度电成本优势或不断下降 ,单次循环 16 小时以内场景的度电成本优势将转移至 锂电池,抽水蓄能、压缩空气储能 在 16 小时以上长时储能中具有成本优势, 氢储能在 300 小时以上单次循环时间的季节性储能中 的 成本优势 将逐步扩大 。 图 11 各类 储能技术 年发电量 (亿千瓦时) 随发电时间 ( h) 变化 资料来源 基于全寿命周期成本的储能成本分析 傅旭、李富春、 杨欣等 ,中信证券研究部 图 12 各类 储能技术 度电成本 (元 /千瓦时) 随发电时间 ( h) 变化 资料来源 基于全寿命周期成本的储能成本分析 傅旭、李富春、 杨欣等 ,中信证券研究部 图 13 不同 储能技术在各应用场景下的 最低 度电成本( 2020 年和 2040 年) 资料来源 Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies ( Oliver Schmidt、 Sylvain Melchior、 Adam Hawkes 等 ) ,中信证券研究部 说明 图中颜色反映在不同年循环次数和单次循环时间的应用场景下,最低度电成本所属 的储能类型, 深色表示该技 术有较强成本优势,颜色越深成本优势越明显;浅色表示至少有两种技术在竞争,颜色越 浅成本竞争越激烈;白色表示至少两种技术的度电成 本相差不到 5。 2020 年的成本分布反映出抽水蓄能在过半应用场景下具有成本优势, 2040 年的成本分布反映出 锂电池在过半应用场景下具 有成本优势。 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 抽水蓄能 压缩空气 铅酸电池 钠硫电池 液流电池 锂离子电池 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 抽水蓄能 压缩空气 铅酸电池 钠硫电池 液流电池 锂离子电池 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 12 ▍ 抽蓄供远低于求 , 近 10 年 建设进度 将 大幅提速 需求风光发电装机 提速, 抽水蓄能 配建 需求 随之而起 风光装机量提升, 现有抽水蓄能装机量无法满足风光发电需求 。 国内风光发电装机量 与抽水蓄能装机量均逐年上升, 2015-2021 年 , 纯抽水蓄能 累计 装机量 复合增速为 7.9、 风电累计装机量复合增速为 16.6、太阳能发电累计装机量复合增速为 39.2, 纯 抽水蓄 能发展速度远低于风光发电发展速度; 纯 抽水蓄能 装机量 与风光发电装机量之比从 2015 年 13.3下降至 2021年 5.7,现有 纯 抽水蓄能装机量无法满足风光发电快速发展的需求。 图 14 中国 纯 抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比 资料来源 Wind,中信证券研究部 图 15 全球和部分国家 纯 抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比 资料来源 Wind,中信证券研究部 通过 进一步 比较其他国家的抽水蓄能与风光发电装机情况,判断未来我国在风光发电 快速增长时所需的 纯 抽水蓄能装机量 。 全球及美国、法国、英国 、西班牙 的抽水蓄能与风 光发电装机量之比均呈现逐年下降的趋势, 2020 年全球 纯 抽水蓄能与风光发电装机量之 比为 8.6、美国为 10.2、 西班牙为 9.0、 英国为 6.9、 法国为 5.9, 均高于我国( 5.7)。 根据 2030 年前碳达峰行动方案 要求,“ 到 2030 年,风电、太阳能发电总装机容量达 到 12 亿千瓦以上 ” 。 我们 预测 , 当未来我国 纯 抽水蓄能装机量与风光发电装机量的增速一 致时,即 纯 抽蓄与风光装机比例维持现状 ( 5.7) 时, 2025 年 纯 抽蓄装机量为 48.2GW、 2030 年为 68.8GW;当 2030 年 纯 抽蓄与风光装机之比达到 7(英国 2020 年 水平)时, 2025 年 纯 抽蓄装机量为 53GW、 2030 年为 84GW; 当 2030 年 纯 抽蓄与风光装机之比达 到 9( 西班牙 2020 年 水平)时, 2025 年 纯 抽蓄装机量为 60.5GW、 2030 年为 108GW; 当 2030 年 纯 抽蓄与风光装机之比达到 10.2(美国 2020 年 水平)时, 2025 年 纯 抽蓄装 机量为 65GW、 2030 年为 122.4GW。 0.0 5.0 10.0 15.0 0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风电累计装机量( GW) 太阳能发电累计装机量( GW) 纯抽水蓄能装机量( GW) 抽水蓄能装机量与风光发电装机量之比(右轴) 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 中国 美国 法国 英国 西班牙 全球 抽水蓄能行业专题 | 2022.8.11 请务必阅读正文之后的免责条款 和声明 13 表 4 基于风光发电装机量的 纯 抽水蓄能需求预测 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 风光发电累计装机量( GW) 223.8 294.4 358.6 413.4 535.2 635.0 697.8 760.6 823.4 886.1 1200.0 纯 抽蓄装机量( GW)( 2022 年后 抽蓄与风光装机之比维持现状) 26.7 29.4 30.0 30.3 30.3 36.4 39.0 41.9 45.0 48.2 68.8 纯 抽蓄装机量( GW)( 2030 年抽 蓄与风光装机之比达 7) 40.0 44.0 48.3 53.0 84.0 纯 抽蓄装机量( GW)( 2030 年抽 蓄与风光装机之比达 8)