电力能源行业深度研究报告：电力储能应用场景广泛，抽水蓄能步入快速发展新阶段-英大证券.pdf

请务必阅读最后一页的免责条款 1 电力储能应用场景广泛，抽水蓄能步入快速发展新阶段 核心观点 ❖ 在电力系统调节中，抽水蓄能具有更加广泛的应用场景，其次是单循环燃气轮机。 我国油气资源禀赋相对贫乏，燃气调峰电站发展不足，且燃气机组热电联产联合 循环居多，调节性能不高，目前调节性电源以煤电为主。 ❖ 随着新能源发电占比的的提高，电力系统的电力电量平衡模式也在重构。新型电 力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保 障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用。 ❖ 抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等优点。保守测算，在 初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效率75，储能系统寿命为 30年的假设下，抽水蓄能储能度电成本约为0.31元/kWh，低于其他储能类型。劣 势在于受限于地理位置和建设周期长。 ❖ 两部制电价、中长期规划、投资主体放开等体制机制改革推进抽水蓄能发展。从 “十四五”开始，我国抽水蓄能将进入快速发展新阶段，预计“十四五”“十五五” 期间新增装机在3051、5800万千瓦，在新增水电结构中的占比将超过常规水电。 ❖ 抽水蓄能电站涉及上游设备、中游工程建设以及下游电站运营，在建设投资成本 中，机电设备和建筑工程合计超过50。在设备环节，测算“十四五”“十五五” 电力设备市场规模接近500亿元、900亿元，电机设备商主要为哈尔滨电气、东方 电气、浙富控股、湘能股份等；在建筑工程环节，测算“十四五”“十五五”抽 水蓄能工程建设市场规模接近450亿元、870亿元，工程建设公司主要有中国电建、 中国能建和粤水电等，此外，中国安能、中国铁建等企业也参与部分地下工程建 设；在电站运营环节，主要为国家电网、南方电网等电力企业，运营主体分别为 国网新源、南网双调，此外，江苏国信、内蒙古电力、三峡集团、豫能控股、浙 江新能、湖北能源、桂东电力、皖能电力、新天绿能等能源企业也在积极布局抽 水蓄能电站运营。 电力能源深度研究报告|2022.7.18 市场指数走势（最近 1 年） 行业评级强于大市 重点公司评级无 风险因素 需求增速不达预期、政策变动风险、产 业链竞争格局恶化 研究员刘杰 执业编号S0990521100001 电话0755-83007043 E-mailliujieydzq.sgcc.com.cn 相关报告 ➢ 电力能源深度研究报告-常规水电稀 缺资源价值凸显，水光互补成为新的 增长驱动力 ➢ 电力设备行业研究报告需求与成本 共振，风电产业链有望反转 ➢ 储能行业深度报告系列之一六类储 能的发展情况及其经济性评估 ➢ 电力能源行业报告海上风电发展趋 势及产业链关键环节 2 目 录 一、 抽水蓄原理及发展 3 二、 抽水蓄能长期担任电力系统调节的主体 . 4 三、 中长期规划、两部制电价、投资主体放开等推进抽水蓄能发展 . 6 四、 抽水蓄能电站步入快速发展新阶段 . 8 五、 从产业链看抽水蓄能电站 10 图表目录 图1抽水蓄能工作原理 . 3 图2抽水蓄能调节用电图 . 3 图32021年全球电力系统灵活性资源构成 . 3 图4储能在电力系统中的应用场景 5 图5适合典型应用场景的储能技术类型 5 图6我国储能结构 6 图7抽水蓄能电价对比 . 6 图8我国抽水蓄能增长情况（万千瓦） 7 图9抽水蓄能两部制电价 . 7 图10我国历年抽水蓄能新增装机情况（MW） . 9 图11抽水蓄能新增装机情况-万千瓦. 10 图12抽水蓄能在新增水电结构中的占比 10 图13抽水蓄能产业链. 10 表1电网中各种电站的运行特性比较 4 表2各类储能成本对比 . 5 表3南方区域电力辅助服务管理实施细则中抽蓄补偿机制 . 7 表42021年底在运、在建抽水蓄能项目清单 . 9 表5抽水蓄能电站造价各部分投资占比 11 表6水电工程主要设备及装置性材料造价指标 11 3 一、 抽水蓄原理及发展 抽水蓄能是目前应用最为广泛的大规模、大容量的储能技术，主要解决发电、输电、用电 不匹配问题，将过剩的电能以水的位能的形式储存起来，在用电的尖峰时间再用来发电，是一 种特殊的水力发电技术。抽水蓄能主要由下水库、电动抽水泵/水轮发电机组和上水库三个主要 部分组成。最老式的抽水蓄能电站机组为四机式（抽水泵-水轮机-发电机-电动机），后来发展 为三机式机组（抽水泵-水轮机-发电电动机）和二机式可逆机组（水泵水轮机-发电电动机）。 在用电低峰期时，可逆式水泵水轮机作为水泵，利用低价值电能将水从下水库抽至上水库，作 为水的势能储存；用电高峰期时则将可逆式水泵水轮机作为水轮机，在上水库开闸放水，将水 的势能转换为高价值电能。 图1抽水蓄能工作原理 图2抽水蓄能调节用电图 数据来源英大证券研究所 数据来源公开资料，英大证券研究所 20世纪50年代以来，全球电力系统迅速扩大和发展，电力负荷波动幅度不断增加，推动承 担调峰和调频功能的抽水蓄能电站的发展，从70年代开始，随着核电进入快速发展期，为确保 核电安全平稳出力，抽水蓄能电站迅速发展。进入90年代，一方面适合建设抽水蓄能电站地理 条件的减少，一方面更具技术和经济优势的燃气轮机成为调节高峰负荷的有效手段，抽水蓄能 电站发展放缓。近几年，新能源的大规模并网推动抽水蓄能电站步入新的发展期。目前水电、 气电、煤电是电力系统灵活性调节资源主力，根据国际能源署报告，2021年，全球电力系统灵 活性资源中，水电、煤电、气电占比分别为29、28、27。 图32021年全球电力系统灵活性资源构成 数据来源IEA，英大证券研究所 29 28 27 8 3 3 2 水电 煤电 气电 油电 核电 需求侧响应 其他 4 在电力系统调节中，抽水蓄能具有更加广泛的应用场景，其次是单循环燃气轮机。目前欧 美国家建设了大量以抽水蓄能和燃气电站为主体的灵活、高效、清洁的调节电源，其中美国、 德国、法国、日本、意大利等国家抽水蓄能和燃气电站在电力系统中的比例超过10。我国油 气资源禀赋相对贫乏，燃气调峰电站发展不足，且燃气机组热电联产联合循环居多，调节性能 不高，目前调节性电源以煤电为主。 表1电网中各种电站的运行特性比较 项目 抽水蓄能电 站 单循环燃气 轮机 联合循环燃气 轮机 常规水电 燃煤火电 降负荷 启停 所承担负荷位置 峰荷 峰荷 峰荷、基荷 峰荷、基荷 峰荷、基荷 峰荷 最大调峰能力/ 200 100 85 100 50 100 开启 特点 每日启动 √ √ √ √ √ 静止-满载 95s 3min 69min 2min 填谷 √ 调频 √ √ √ √ √ 调相 √ √ √ √ √ √ 旋转备用 √ √ √ √ √ 快速增荷 √ √ √ √ 黑启动 √ √ 数据来源储能技术及应用，中国化工学会储能工程专业委员会 英大证券研究所整理 二、 抽水蓄能长期担任电力系统调节的主体 1.新能源规模化发展下，储能在发电侧、电网侧、用电侧具有广泛应用。 在全球碳中和目标下，清洁能源将逐步替代化石能源，风电、光伏发电将成为清洁能源的 绝对主力，装机量持续高增。但是，新能源发电具有不稳定性、随机性、间歇性的问题，对电 网频率控制提出了更高的要求，随着新能源发电占比的的提高，整个电力系统的电力电量平衡 模式也需要重构。根据国际能源署报告，当电力系统新能源渗透率超过15时，需要系统构建 电力系统灵活性运行。新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网 安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用。 从储能在电网中的应用分布来看1）发电侧功能主要包括快速调频、抑制低频振荡、自 动发电控制（AGC）、平滑新能源出力波动、新能源出力计划跟踪、新能源出力爬坡控制、微 网黑启动、提供冷、热备用等；2）输配电网侧功能主要包括优化新能源并网、延缓输配电 线路阻塞、延缓设备升级、优化潮流分布等；3）负荷侧功能主要包括改善电能质量、提供 分布式能源供应、参与市场调节、电动汽车接入等。 2.多种储能形式相互补充，均是新型电力系统重要灵活性资源。 各类储能均具有独特属性，氢储能更适宜季节性调峰；抽水蓄能、压缩空气储能、燃料电 池、电化学储能等更适合小时级调峰；超级电容等则更适合秒级调频需求。各类储能技术中， 除抽水蓄能外，储热技术已处于规模化应用阶段，目前我国火电灵活性改造大部分采取储热技 5 术，其次是锂离子电池，处于规模化应用前期，其余的大部分均处于示范阶段和商业化初期。 目前储能在电网中的应用主要集中在工频有功调节，尤其是快速调频、削峰填谷以及新能源并 网运行等方面。 图4储能在电力系统中的应用场景 图5适合典型应用场景的储能技术类型 数据来源高电压技术， 2021,4708，英大证券研究所 数据来源高电压技术， 2021,4708，英大证券研究所 3.抽水蓄能具有技术优、成本低、寿命长、容量大、效率高等突出优点。 抽水蓄能单机容量一般在30万千瓦左右，电站一般容量上百万千瓦。由于抽水蓄能电站运 行模式是将能量在电能和水的势能之间转换，其储能容量主要取决于上下水库的高度差和水库 容量，由于水的蒸发渗漏现象导致的损失几乎可以忽略不计，抽水蓄能的储能周期得以无限延 长，可适应各种储能周期需求，系统循环效率可达70-80。与此同时，建设完成后的抽水蓄 能电站坝体可使用100年左右，电机设备等预计使用年限在20年左右并可进行更换。保守测算， 在初始投资成本6元/W，年均循环次数400次，储能循环效率75，储能系统寿命为30年的假设 下，抽水蓄能储能度电成本约为0.31元/kWh，低于其他储能类型。 表2各类储能成本对比 抽水蓄能 锂离子电池储能 铅酸电池储能 钒液流电池储能 压缩空气储能 氢储能 1000MW/10 小时 100MW/10 小时 100MW/10 小时 100MW/10 小时 1000MW/10 小时 100MW/10 小时 20 20 年 单位功率投资成本 （/kW） 2202 3565 3558 3994 1089 3117 单位电量投资成本 （/kWh） 220 356 356 399 109 312 年均固定运维成本 （/Kw/year） 30 8.82 12.04 11.3 8.74 28.5 净资本性支出/kW 2910 10570 11720 16170 3110 8890 20 单位功率投资成本 2202 2471 3050 3187 1089 1612 6 30 年 （/kW） 单位电量投资成本 （/kWh） 20 247 305 319 109 161 年均固定运维成本 （/Kw/year） 30 7.23 9.87 9.26 8.74 28.5 净资本性支出/kW 2910 8130 9050 9450 3110 4600 数据来源Pumped Storage Hydropower Capabilities and Costs，IHA，英大证券研究所整理 抽水蓄能受限于地理位置、建设周期以及收益水平较低等因素影响，随着新型储能技术快 速发展以及成本快速下降，抽水蓄能在储能中的占比逐年下降，由2017年的98.6下降为2021 年的86.3，下降了12.3个百分点。但由于抽水蓄能电站优势突出、更适宜规模化建设，特别是 随着电价机制的逐步落实，抽水蓄能电站在“十四五”“十五五”将迎来快速发展，预计在储 能结构中将长期处于主力地位。 图6我国储能结构 图7抽水蓄能电价对比 数据来源中关村储能联盟，英大证券研究所 数据来源英大证券研究所测算 三、 中长期规划、两部制电价、投资主体放开等推进抽水蓄能发展 在规划发展方面，2021年9月，国家能源局下发抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年） 明确，到2025年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200万千瓦以上；到2030年， 抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2亿千瓦。2022年3月国家发改委、能源局印 发的“十四五”现代能源体系规划明确，要加快推进抽水蓄能电站建设，推动已纳入规划、 条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设，完善抽水蓄能价格形成机制。推进抽水蓄能电站投资 主体多元化，要吸引更多的社会资本参与到抽水蓄能电站建设。 在电价机制方面，2021年5国家发展改革委下发关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的 意见，进一步明确抽水蓄能两部制电价，电量电价方面主要覆盖运行成本，容量电价主要覆 盖投资成本，并确保一定的收益率。一是在电量电价方面，对于存在现货市场的地方，抽水蓄 能电站抽水价格、上网电价按照现货市场价格及规则结算，不执行输配电价、不承担政府性基 金及附加，对于不存在现货市场的地方，抽水蓄能抽水电价按煤炭发电基准价的75执行，抽 98.6 95.8 93.5 89.3 86.3 1.3 3.4 5.3 9.2 12.4 0 20 40 60 80 100 2017年 2018年 2019年 2020年 2021年 抽水蓄能 新型储能 其他 0.31 0.67 0.436 0.661 0.688 0.678 7 水电量由电网提供，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，上网电价按煤炭发电基准价 执行，上网电量由电网企业收购；二是在容量电价方面，容量电价体现抽水蓄能电站提供调频、 调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外 的其他成本并获得合理收益，容量电价纳入输配电价回收。 图8我国抽水蓄能增长情况（万千瓦） 图9抽水蓄能两部制电价 数据来源发改委，英大证券研究所 数据来源发改委，英大证券研究所 在辅助服务方面，辅助服务市场机制及价格补偿机制不断健全。2021年国家能源局发布新 的电力并网运行管理规定电力辅助服务管理办法，扩大电力辅助服务新主体，丰富电 力辅助服务新品种，完善用户分担共享新机制，深化电力辅助服务市场机制建设。根据南方 区域电力辅助服务管理实施细则中抽蓄补偿机制，电力调度机构应根据系统需要优先调用抽 水蓄能机组提供辅助服务，能力用尽方可调用其他辅助服务资源，抽水蓄能机组当年抽发累计 利用小时数超过2700H1小时且抽水累计利用小时数超过1550H2小时后，超出部分可纳入辅 助服务补偿。抽水蓄能机组不参与启停调峰、冷备用、旋转备用、稳定切机和稳定切负荷辅助 服务补偿。抽水蓄能机组参与其他辅助服务时，已明确补偿标准的按规定执行，未明确补偿标 准的参照水电机组执行。 表3南方区域电力辅助服务管理实施细则中抽蓄补偿机制 辅助 服务 种类 细分服务 抽水蓄能参与 补偿方式 有功 平衡 一次调频 可参与 对机组一次调频动作合格且实际动作积分电量超过理论动作积分电量 70的部 分进行补偿，并分为小频差扰动和大频差扰动区别对待，补偿标准分别为 7.5 万元/兆瓦时和150万元/兆瓦时 二次调频 可参与 对发电侧并网主体提供的AGC服务实施调节容量、调节电量两种补偿，各区域 不同，其中调节容量补偿标准在 5-12 元/兆瓦时，调节电量补偿标准 20-80 元/ 兆瓦时 深度调峰 可参与 抽水蓄能机组深度调峰服务供应量为抽水工况下按照抽水容量在抽水工况持续时段内的积分电量。抽水蓄能机组抽发和抽水累计利用小时均达到规定值时， 8 对超过部分抽水电量进行补偿。补偿标准为1R5，其中R5各区域不同，在 49.5-99元/兆瓦时 启停调峰 不参与 \ 旋转备用 不参与 \ 冷备用 不参与 \ 转动惯量 可参与 对水电机组在并网后负荷率低于5以及在5-15期间并且超过33s的进行惯量补偿。 无功 平衡 自动电压控制 可参与 对投入AVC闭环运行的发电侧并网主体和独立储能电站进行容量补偿和效果补偿，其中容量补偿标准为0.5万元/每月/每台 调相运行 可参与 对调相机不发出有功功率，只向电网输送感性无功功率服务供应量按照 20 元/兆乏小时的标准补偿 无功调节 可参与 对发电侧并网主体迟相运行注入无功服务供应量按照 5 元/兆乏小时的标准补 偿；对发电侧并网主体进行运行吸收无功服务供应量按照25元/兆乏小时的标准 补偿 事故 应急 与恢 复服 务 稳定切机服务 不参与 \ 稳定切负荷服务 不参与 \ 黑启动 可参与 黑启动服务费用分为能力费和使用费，对符合要求的黑启动电源点，从试验合 格次月开始，黑启动能力费按照 3 万元/月/台的标准补偿，黑启动使用费按 300-480万元/台次的标准补偿 FCB功能 可参与 FCB功能服务费用分为能力费和使用费，对符合要求的FCB机组，从试验合规 次月开始，FCB能力费按照1.5 万元/月/台的标准补偿，FCB使用费按300-480 万元/台次的标准补偿。 数据来源国家能源局南方监管局 ，英大证券研究所整理 四、 抽水蓄能电站步入快速发展新阶段 截止2021年底，我国抽水蓄能电站在运项目40座，装机容量3639万千瓦，在建项目48座， 装机容量6153万千瓦。2021年，安徽绩溪、河北丰宁、吉林敦化、浙江长龙山、黑龙江荒沟、 山东沂蒙、广东梅州和阳江、福建周宁等抽水蓄能电站项目部分机组投产发电，新增投产装机 规模490万千瓦；新核准黑龙江尚志、浙江泰顺和天台、江西奉新、河南鲁山、湖北平坦原、 重庆栗子湾、广西南宁、宁夏牛首山、广州梅州二期、辽宁庄河等抽水蓄能项目，核准装机规 模1370万千瓦；超过2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期勘测设计工作。目前已建、在建抽 水蓄能项目主要分布在华东、华中、华北、南方、东北电网。 根据抽水蓄能产业发展报告预测，2022年，预计安徽宁国、江苏连云港、浙江建德、 广东三江口、贵州黔南、河北徐水、河南龙潭沟、湖北宝华寺、湖南安化、江西洪屏二期、辽 宁大雅河、内蒙古乌海、青海哇让、陕西富平等项目将核准建设，核准规模将超过5000万千瓦。 2022年，预计吉林敦化，黑龙江荒沟，浙江长龙山，山东沂蒙、文登，河北丰宁，广东梅州、 阳江，福建周宁、永泰，安徽金寨，河南天池，重庆蟠龙等在建抽水蓄能电站部分机组将投产 发电，投产规模约为900万千瓦。而至2022年年底，抽水蓄能电站总装机容量达到4500万千瓦。 9 图10我国历年抽水蓄能新增装机情况（MW） 数据来源中电联，英大证券研究所 表42021年底在运、在建抽水蓄能项目清单 项目地 点 在运项目 在建项目 装机 万千瓦 北京 十三陵 80 河北 张河湾、潘家口、丰宁 尚义、易县、丰宁、抚宁 867 山西 西龙池 浑源、垣曲 390 内蒙古 呼和浩特 芝瑞 240 辽宁 蒲石河 清原、庄河 400 吉林 白山、敦化 敦化、蛟河 290 黑龙江 荒沟 荒沟、尚志 240 江苏 溧阳、宜兴、沙河 句容 395 浙江 天荒坪、仙居、桐柏、溪 口、长龙山 龙山、宁海、磐安、缙云、衢江、 泰顺、天台 1518 安徽 响水涧、琅琊山、绩溪、 响洪甸 金寨、桐城 596 福建 仙游、周宁 周宁、永泰、厦门、云霄 680 江西 洪屏 奉新 240 山东 泰安、沂蒙 沂蒙、潍坊、泰安二期、文登 700 河南 宝泉、回龙 洛宁、鲁山、天池、五岳 612 湖北 白莲河、天堂 平坦原 267 湖南 黑麋峰 平江 260 广东 惠州、广州、清远、深圳、 梅州、阳江 阳江一期、梅州一期、梅州二期 1088 广西 - 南宁 120 海南 琼中 - 60 重庆 - 蟠龙、栗子湾 260 陕西 - 镇安 140 宁夏 - 牛首山 100 新疆 - 阜康、哈密 240 西藏 羊卓雍湖 - 9 注我国大陆地区已建、在建项目合计共80座，其中荒沟等8座项目有部分机组投产。此外，台 湾省目前有2座项目在运，装机容量260万kW 数据来源2021年中国抽水蓄能发展现状与展望，水力发电，2022年第5期 英大证券研究所 145 195 120 58 94 364 200 130 30 120 490 0 200 400 600 2011年2012年2013年2014年2015年2016年2017年2018年2019年2020年2021年 10 从“十四五”开始，未来15～20年间，我国抽水蓄能将正式进入高质量发展的新阶段。根据 抽水蓄能产业发展报告2021，截止2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约 为8.14亿千瓦，中长期规划重点实施项目4.1亿千瓦，备选项目3.1亿千瓦。根据国务院关于印 发2030年前碳达峰行动方案的通知和抽水蓄能中长期发展规划20212035年 ，随着丰 宁、长龙山等在建抽水蓄能电站的陆续投产、运行，预计到2025年，我国抽水蓄能电站装机容 量达到6200万kW，到2030年，随着垣曲、清原等在建项目，以及“十四五”期间开工项目的陆续 投产，我国抽水蓄能装机容量将达到1.2亿kW。按照大力发展抽水蓄能电站的发展思路，按照“应 规尽规，能开尽开”的原则，预计2035年前后，我国抽水蓄能装机容量有望达到3.0亿kW左右。 图11抽水蓄能新增装机情况-万千瓦 图12抽水蓄能在新增水电结构中的占比 数据来源发改委，英大证券研究所 数据来源发改委，英大证券研究所 五、 从产业链看抽水蓄能电站 抽水蓄能电站涉及上游设备、中游工程建设以及下游电站运营，根据抽水蓄能产业发展 报告2021，在抽水蓄能电站的投资成本中，主要是机电设备和建筑工程，其中机电设备及 安装工程占26，建筑工程占25。 图13抽水蓄能产业链 数据来源参照抽水蓄能产业发展报告2021，英大证券研究所整理 612 844 3051 5800 十二五 十三五 十四五 十五五 5.9 16.6 42.5 59.2 0 20 40 60 80 100 十二五 十三五 十四五 十五五 常规水电 抽水蓄能 11 表5抽水蓄能电站造价各部分投资占比 序号 项目名称 投资所占比例 1 机电设备及安装工程 26.07 2 建筑工程 25.43 3 建设期利息 14.09 4 独立费用 11.93 5 预备费 8.31 6 施工辅助工程 5.49 7 金属结构设备及安装工程 3.77 8 建筑征地移民安置补偿费用 3.49 9 环境保护和水土保持工程 1.43 10 工程总投资 100 数据来源抽水蓄能产业发展报告2021 英大证券研究所 1.设备环节。按十四五、十五五新增抽水蓄能电站3051、5800万千瓦，单位造价6000元/千 瓦，机电设备占投资成本占比26计算，则十四五、十五五电力设备市场规模接近500亿元、900 亿元。抽水蓄能产业链上游主要为设备制造商，包括水轮机、水泵和发电机等设备制造企业。 水电设备行业集中度高，进入壁垒高，市场结构变化较小，国内主要大中型水轮发电机组制造 厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股、天津阿尔斯通、上海福伊特西门子、东芝水电等， 其中哈电、东电分别具备年产约20台、15-20台大型抽水蓄能机组的制造、交付和安装服务能力。 此外湘能股份在中小型抽水蓄能市场，产品集中在50MW以下，已与国内水轮机厂家、电网公 司合作着手布局中小型抽水储能市场，在抽水储能电机方面已获得市场订单。 表6水电工程主要设备及装置性材料造价指标 设备名称 单位 2019年造价水平 水轮机 万元/t - 发电机 万元/t - 水泵水轮机 万元/t 8.8 发电电动机 万元/t 7.9 球阀 万元/t 9.2 桥式起重机 万元/t 2.9 主变压器（500k v） 元/kVA 47 平板（滑动）阀门 万元/t 1.2 弧形（滑动）阀门 万元/t 1.3 拦污栅体 万元/t 1 压力钢板（345MPa） 元/t - 压力钢板（600MPa） 元/t 8505 压力钢板（800MPa） 元/t 9982 数据来源中国电力技术经济发展研究报告2019年 英大证券研究所整理 2.电站建设环节。按十四五、十五五新增抽水蓄能电站3051、5800万千瓦，单位造价6000 12 元/千瓦，机电设备占投资成本占比25计算，则十四五、十五五抽水蓄能工程建设市场规模接 近450亿元、870亿元。抽水蓄能产业链中游为承担电站主体建设的公司，主要有中国电建、中 国能建和粤水电等。抽水蓄能项目主要采用EPC模式，由中国电建等规划设计并承担项目建设， 根据发展抽水蓄能推动绿色发展，“十四五”重点实施项目中，中国电力建设集团有限公 司承担了85以上的项目勘测设计工作。水利水电建设具备一定复杂性，资质和项目业绩壁垒 突出，市场主要由头部企业占据。截至2020年末，我国已建3249万千瓦抽水蓄能装机容量中， 中国电建承建占比33.3，在建5393万千瓦抽水蓄能装机容量中，中国电建承建占比44.2，处 于市场龙头地位。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。 3.电站运营环节。主要为国家电网、南方电网等电力企业，其中国家电网运营主体为国 网新源控股有限公司（简称国网新源）、南方电网运营主体为南方电网调峰调频发电有限公司 （简称南网双调）。截止到2021年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578 万千瓦，占比分别约为64.6和 74.4，南网双调在运858万千瓦，占比24，在抽水蓄能开发 建设及运营市场中占据决定领导地位。2022年6月文山电力发布关于重大资产重组事项的进展 公告，文山电力拟筹划以资产置换及发行股份的方式购买中国南方电网有限责任公司所持有的 南方电网调峰调频发电有限公司100股权，将成为南网旗下抽水蓄能上市平台。其次江苏国信、 内蒙古电力、三峡集团、豫能控股、浙江新能、湖北能源、桂东电力、皖能电力、新天绿能等 能源企业也在积极布局抽水蓄能电站运营。 13 风险提示及免责条款 股市有风险，投资需谨慎。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任 何意见、观点或结论是否符合其特定状况。据此投资，责任自负。 本报告中所依据的信息、资料及数据均来源于公开可获得渠道，英大证券研究所力求其准确可靠，但对其准确性及完整性不做任何保证。客户 应保持谨慎的态度在核实后使用，并独立作出投资决策。 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