14 储能专题研究系列之抽水蓄能，建设提速迎高景气，精尖研发掀国产替代浪潮.pdf

请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 证券研究报告 | 2022年8月15日 储能专题研究系列之抽水蓄能 建设提速迎高景气 精尖研发掀国产替代浪潮 行业研究 深度报告 电力设备与新能源 其他电源设备 投资评级超配 证券分析师王蔚祺 wangweiqi2guosen.com.cn S0980520080003 联系人陈抒扬 chenshuyangguosen.com.cn 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 投资摘要 两部制电价打开盈利空间，下游投资景气度高 2021年4月30日发布的关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（633号文）明确抽水蓄能电站执行两部制电价，以激励性监管的方式核定容量电价并 纳入输配电价，以竞争性方式形成电量电价。该文件明确了抽水蓄能电站非变动成本的疏导机制，保证了抽水蓄能电站建设的基础收益率，提高了业主建设积极 性；鼓励了抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。 支持政策多管齐下，抽水蓄能项目建设提速 2022年4月，国家发展改革委、国家能源局联合印发通知，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年 抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展，从而加快构 建新型电力系统、促进可再生能源大规模高比例发展，以及促进扩大有效投资。核准流程有望标准化、简约化，项目设计、建设、设备交付将得到同步提速。 关键零部件国产化率提高，高质量研发引领技术迭代 目前我国机组制造自主化水平明显提高，国内厂家在600米水头段及以下大容量、高转速抽水蓄能机组自主研制上已达到了国际先进水平。未来我国抽水蓄能机 组的研发将着力于超高水头大容量蓄能机组、大容量变速机组设计制造自主化，同时励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化水平需要进一步提高，具有强劲 研发实力的设备企业将迎来快速发展。 估值与投资建议我们看好抽水蓄能长期发展的高景气度，建议关注各细分领域龙头或低估值优质标的 EPC方面，我们建议关注具有国家级电力设计院水规院加持助力的抽水蓄能总包业务龙头中国电建，及拥有丰富抽水蓄能建设经验的中国能建； 发电设备方面，我们建议关注国产抽水蓄能机组主要供应商东方电气、机组辅助设备国产化领军企业国电南瑞，及拥有静止变频启动装置（SFC）特种干式变压 器产品优势的金盘科技。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能原理及发展现状01 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 可再生能源发展刚需下，储能大有可为 随着可再生能源的发展，以光伏和风电为代表的间歇性电源占发电量的比例逐步提高，截至2021年我国风电、光伏发电量占总发电量比例达到12，并且未来 随着风电光伏的大规模装机，占比将快速提升。 资料来源国家能源局、中电联，国信证券经济研究所整理 图12011-2021年我国风电光伏发电量（亿kWh）及占比（） 47,306 49,865 53,721 56,045 57,399 60,228 64,529 69,947 73,269 76,264 83,768 2 2 3 3 4 5 7 8 9 10 12 0 2 4 6 8 10 12 14 - 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 其他能源发电量 风力发电量 光伏发电量 风电光伏发电量占比（） 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 随着新能源渗透率提高，能源系统对储能的需求越强 高比例清洁能源系统需要足够的调节能力同时应对来自消费侧和供应侧的 随机变化。一般把用电负荷减去风、光出力后的值定义为净负荷，净负荷的 波动特性决定了能源系统对调节能力的需求。净负荷的波动性与用电负荷、 新能源出力特性密切相关，随着新能源渗透率提高而增大。 以华北某省夏季典型日为例进行分析，当新能源渗透率为零时，用电负荷 为28.54GW，即为净负荷，呈现早、晚两个高峰，夜间低谷的波动特性；新 能源渗透率达到20时，净负荷平均值下降，白天光伏发电使净负荷的日内 高峰明显减小；当新能源渗透率增加到50时，风、光出力对净负荷的影响 程度进一步加大，在中午光伏最大出力时刻净负荷降至零以下，呈现“鸭形 曲线”特点；当新能源渗透率增加到80时，净负荷在日内大部分时间小于 零，波动性更加明显。 总体上看，随着新能源渗透率的提高，净负荷的最大值和平均值不断下降， 标准差和最大变化速率不断提高，能源系统对储能的需求越来越强烈。 资料来源全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理 新能源渗透率（） 0 20 50 80 净负荷最大值（GW） 28.54 25.59 17.3 14 平均值（GW） 23.41 19.68 5.29 -7.85 标准差（GW） 4.33 3.09 5.72 12.24 最大变化速率（GW/h） 3.89 4.64 6.77 16.69 资料来源全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理 表1不同新能源渗透率下净负荷短时间尺度波动情况 图5不同新能源渗透率下净负荷短时间尺度波动情况 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 根据应用场景和时间尺度不同储能系统的分类 电源侧跟踪计划出力及平滑发电输出，为系统提供调峰、调频及备用容量等辅助服务，解决弃风、弃光； 电网侧延缓输变电设备的升级与增容，提高电网运行的稳定水平； 用户侧分时电价管理、容量费用管理、提高供电质量和可靠性、提高分布式能源就地消纳、提供辅助服务等方面。 资料来源全球能源互联网发展合作组织，国信证券经济研究所整理 储能广泛应用于电力系统电源侧、电网侧、用户侧的不同 场景。不同应用场景对储能的持续放电时长有不同需求， 对应电力系统常用的时序分析方法，可分为超短时、短时 和长期时间尺度。 电源侧平滑新能源出力波动、调频等场景属于超短时 和短时尺度应用，季节性调峰等场景属于长期尺度应用； 电网侧提供系统备用、延缓输变电设备阻塞等均属于 短时尺度应用； 用户侧提高电能质量、调频属于超短时和短时尺度应 用，参与需求侧响应在短时和长期尺度均有应用。 电 源 侧 电 网 侧 用 户 侧 超短时尺度 （秒分钟） 短时尺度 （小时天） 长期尺度 （多日及以上） 平滑风光出力 跟踪发电计划 提高发电基地送出 调频 调峰 调频提供备用容量 黑启动服务 提高系统暂态稳定性 无功支撑 缓解设备阻塞 事故备用 提高电能质量 需求侧响应 备用电源 参与辅助服务 图2电源侧、电网侧、用户侧储能情况 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 技术特性决定电化学储能应用场景最为广泛 根据技术类型的不同，以电能释放的储能方式主要分为机械储能、电磁储能和电化学储能。抽水蓄能技术成熟，寿命较长，适合电网侧中长时间储能，具有削峰填 谷、调频、调相、储能、事故备用、黑启动等功能。 资料来源中国电机工程学会、中科院电工所、中国电动汽车百人会，国信证券经济研究所整理 储能技术 适用储能时长 响应时间 放电时长 综合效率/ 寿命年 技术成熟度 应用场景 物理储能 抽水蓄能 长时 s-min级 1-24h 75-85 40-60 成熟 调峰、调频、备用 空气储能 长时 min级 1-24h 70-89 20-40 成熟 调峰、备用 飞轮储能 短时 ms- min级 ms -15min 93-95 15 商业化早期 调频、平滑波动 电磁储能 超导储能 短时 ＜100 ms ms -8s 95-98 20 开发阶段 调频、平滑波动 超级电容 短时 ms级 ms -60 min 90-95 20 开发阶段 调频、平滑波动 电化学储能 铅蓄电池 短时 ms - min级 min-h 75-90 5 商业化 调峰、调频、通讯基站备用电源 钠硫电池 短时 ms级 s-h级 80-90 10-15 商业化 调峰、调频、能量管理、备用 液流电池 短时/长时 ms级 s-h级 60-85 5-10 商业化早期 调峰、调频、能量管理、备用 锂离子电池 短时/长时 ms - min级 min -h级 98-95 5-15 商业化 调峰、调频、能量管理、备用 化学储能 氢能 短时/长时 ms - min级 min -h级 60-90 10-20 开发阶段 调峰、调频、能量管理、备用 电转甲烷 短时/长时 ms - min级 min -h级 - - 开发阶段 调峰、调频、能量管理、备用 表2不同储能技术类型主要特点 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 据CNESA的不完全统计，2021年我国储能累计装机46.1GW，新增10.5GW，同比增长231。抽水蓄能是我国迄今为止部署最多的储能方式，占比86.3，以 36.39GW的装机容量位列世界第一。 为满足电网调节能力的需要，抽水蓄能电站容量配置一般为电网总装机容量的7-10。目前全国抽蓄电站装机容量占全国电力总装机比重不到2，离发展目 标仍有较大差距。 中国储能行业概览 图32021年我国电力储能项目累计装机类型占比（） 资料来源CNESA，国信证券经济研究所整理 抽水蓄能, 86.3 熔融盐储热, 1.2 锂电池, 11.2 超级电容, 0.03 铅蓄电池, 0.7 液流电池, 0.1 飞轮储能, 0.01 压缩空气, 0.4 电化学储能,12.5 图4我国抽水蓄能装机容量（GW）及占总装机比例（） 资料来源国家能源局、中电联，国信证券经济研究所整理 18.38 20.33 21.53 22.11 23.05 26.69 28.69 29.99 30.29 31.49 36.39 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 - 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 装机容量 占比（） 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能产业链 资料来源各公司公告，国信证券经济研究所整理 图5我国抽水蓄能产业链示意图 发电电动机 水泵水轮机 压缩空气系统 监控系统 主变压器 调速系统 上游设备 电站设计 调度允许 工程建设 电站管理 安装调试 电站运维 调峰 水泵 调频 调相 储能 事故备用 工业用电 商业用电 居民用电 中游电站建设与运营 下游电网系统 相关企业 东方电气 哈尔滨电气 国电南瑞 金盘科技 相关企业 国家电网 南方电网 内蒙古电力公司 相关企业 中国电建 葛洲坝（中能建） 三峡集团 相关企业 国网新源 文山电力（南网） 江苏国信 湖北能源 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能受益新能源装机将快速发展 抽水蓄能电站由上水库、下水库、输水系统、厂房和开关站组成。 ⚫ 上/下水库蓄存水量的工程设施，电网负荷低谷时段可将下水库抽上来的水储存在上水库内，负荷高峰时段由上水库下放至下水库发电。 ⚫ 输水系统连接上下水库，由上库进/出水口及事故检修闸门井、隧洞或竖井、压力管道和调压室、岔管、分岔后的水平支管、尾水隧洞及检修闸门井和下 水库进/出水口组成。在水泵工况（蓄电）把下水库的水输送到上水库，在水轮机工况（发电）将上水库放出的水通过厂房输送到下水库。 ⚫ 厂房地下厂房包括主、副厂房、主变洞、母线洞等洞室。厂房是放置蓄能机组和电气设备等重要机电设备的场所，也是电厂生产的中心。 由于受两次能量转换的影响，抽水蓄能电站运行效率一般为75。 图6抽水蓄能电站示意图 资料来源国网新源，国信证券经济研究所整理 75 图7储能系统削峰填谷示意图 资料来源国网信通，国信证券经济研究所整理 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能受益新能源装机将快速发展 抽水蓄能电站可分为纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站两类。 ⚫ 混合式抽水蓄能电站上水库有一定的天然水流量，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建。在混合式抽水蓄能电站内，既安装有普通水轮发电机组， 利用江河径流调节发电；又安装有抽水蓄能机组，可从下水库抽水蓄能发电，进行蓄能发电，承担调峰、调频、调相任务。 ⚫ 纯抽水蓄能电站上水库没有水源或天然水流量很小，水在上、下水库循环使用，抽水和发电的水量基本相等，流量和历时按电力系统调峰填谷的需要来确定。 纯抽水蓄能电站仅用于调峰、调频，不能作为独立电源存在，必须与电力系统中承担基本负荷的电厂协调运行。 图8混合式抽蓄电站（左）与纯抽蓄电站（右）示意图 资料来源国网新源，国信证券经济研究所整理 表3两类抽水蓄能电站差异对比 资料来源国网新源，国信证券经济研究所整理 纯抽蓄 混合式 利用天然径流情况 无或少量 典型 - 一定数量（不足一台机组发电流量） 可能 - 相当数量（一台机组发电流浪以上） - 典型 装设机组情况 全是蓄能机组 典型 可能 部分蓄能机组、部分常规机组 - 典型 机组主要任务 全部抽水蓄能发电 典型 - 部分机组抽水蓄能发电，部分机组常规发电 - 典型 部分机组抽水蓄能发电，部分机组常规发电、兼用 作抽水蓄能 - 可能 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能受益新能源装机将快速发展 ⚫ 我国抽水蓄能资源总量达到1604GW，当前已纳入规划站点资源总量814GW，其中重点实施项目421GW，规划储备项目305GW。 ⚫ 根据国家能源局发布的抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年），到2025年抽水蓄能投产62GW以上，到2030年投产120GW左右；根据抽水蓄能行 业协会展望，2035年投产规模有望超过400GW。 图9我国抽水蓄能站点资源（GW） 资料来源水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理 图10我国中长期抽水蓄能发展规划装机容量（GW） 资料来源国家能源局、水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理 191 197 166 203 450 271 125 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 东北 华北 华东 华中 南方 西北 西南 重点实施 31 62 120 400 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 2020 2025 2030 2035 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 我国抽水蓄能资源分布 图11我国已建、在建抽水蓄能分布情况（2021年） 资料来源抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究所整理 图12我国已纳规抽水蓄能资源情况（2021年） 资料来源抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究所整理 ⚫ 截至2021年底，我国投运抽水蓄能装机容量36.39GW，在建抽水蓄能容量达到61.53GW，在建项目主要集中在华东及华北电网统调区域，已建和在建规模均 居世界首位。 ⚫ 我国抽水蓄能已纳入规划的814GW中，主要集中在西北及西南电网统调区域。随着西北风光大基地建设的逐步开展，抽水蓄能电站将成为配套可再生能源的 重要储能手段。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能项目核准建设显著提速 图132021年抽蓄储能项目核准情况（MW、个） 资料来源抽水蓄能行业分会，国信证券经济研究所整理 表42021年以来开工抽水蓄能项目 资料来源国际能源网，国信证券经济研究所整理 ⚫ 2021年，我国抽水蓄能核准项目容量以13.7GW创下历史新高。2022年初至今新增开工抽水蓄能项目达到13GW，建设显著提速。 ⚫ 遵循“能核尽核、能开尽开”的原则，预计2022年抽水蓄能核准建设规模超过50GW，新增投产规模9GW，年底总装机容量达到45GW左右，“十四五”期 间可核准并达到开工条件项目容量270GW。 序号省份 项目名称 装机容量（GW） 机组数量及容量 项目投资（亿元） 开工时间 投产时间 1 江西 奉新抽水蓄能电站 1.2 4*300MW 70 2021 - 2 辽宁 庄河抽水蓄能电站 1.0 4*250MW 76 2021 2027 3 浙江 泰顺抽水蓄能电站 1.2 4*299MW 107 2021 - 4 磐安抽水蓄能电站 1.2 4*300MW 84 2021 2028 5 天台抽水蓄能电站 1.7 4*425MW 151 2022 2027 6 黑龙江 尚志抽水蓄能电站 1.2 4*300MW 78 2022 2029 7 湖南 安化抽水蓄能电站 2.4 8*300MW 87 2022 - 8 宁夏 牛首山抽水蓄能电站 1.0 4*250MW 94 2022 - 9 河南 鲁山抽水蓄能电站 1.3 4*325MW 68 2022 2028 10 湖北 罗田平坦原抽水蓄能电站 1.4 4*350MW 86 2022 - 11 内蒙古 乌海抽水蓄能电站 1.2 4*300MW 76 2022 - 12 重庆 丰都栗子湾抽水蓄能电站 1.4 4*350MW 102 2022 - 13 山西 阳泉孟县抽水蓄能电站 1.4 4*350MW 73 2022 - 总计 17.6 1,152 0 3 6 9 12 15 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 核准装机 核准电站数 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 2021年核准抽水蓄能电站平均单位静态造价5,367元/kW，机电设备及安装工程占比居首。抽水蓄能电站工程建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件 和装机规模密切相关。一般情况下，抽水蓄能电站单位造价随水头高度和装机规模增加而显著降低。 ⚫ 抽水蓄能工程中机电设备及安装工程投资占比26.1，位列榜首。 ⚫ 未来随着项目开发难度增加，工程造价水平将呈现持续攀升态势。 抽水蓄能项目核准建设显著提速 表52021年核准抽水蓄能电站造价（元/kW） 资料来源水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理 表6抽水蓄能电站各部分投资占比（） 资料来源水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理 序号 省份/地区 项目名称 装机容量GW单位静态 单位动态 1 黑龙江 尚志 1.2 5,809 6,965 2 浙江 泰顺 1.2 4,888 5,945 3 浙江 天台 1.7 5,263 6,319 4 江西 奉新 1.2 5,298 6,366 5 河南 鲁山 1.3 5,590 6,675 6 湖北 平坦原 1.4 5,495 6,720 7 重庆 栗子湾 1.4 5,828 7,260 8 广西 南宁 1.2 5,476 6,613 9 宁夏 牛首山 1.0 6,364 7,847 10 辽宁 庄河 1.0 5,689 6,798 11 广东 梅州二期 1.2 3,483 3,930 平均 5,367 6,480 序号 项目名称 投资占比（） 1 机电设备及安装工程 26.1 2 建筑工程 25.4 3 施工辅助工程 5.5 4 金属结构设备及安装工程 3.8 5 环境保护和水土保持工程 1.4 6 建设征地移民安置补偿费用 3.5 7 预备费 8.3 8 独立费用 11.9 9 建设期利息 14.1 合计 100.0 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 根据水规总院预测，“十四五”期间新核准并达到开工条件的项目容量有望达到270GW ，按照5,500元/kW的造价进行测算，预计“十四五”期间抽水蓄能投 资额超过1.4万亿元，“十五五”期间以约合1.8万亿元达到顶峰。抽水蓄能设备进入发展快车道，按照设备投资占比15保守测算，预计2021-2035年间每年 平均新增价值量超过450亿元。 图14我国抽水蓄能投资规模（亿元） 资料来源水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理及预测 图15我国抽水蓄能设备价值量（亿元） 资料来源水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理及预测 抽水蓄能项目核准建设显著提速 1,938 14,779 18,000 16,250 - 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 291 2,217 2,475 2,063 - 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 项目EPC及机电设备02 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 前期流程有望压缩，项目建设逐步提速 通常抽水蓄能项目建设周期为6-8年，包括1-2年前期工作，3-4年主体工程建设，及1-2年设备调试安装。在抽水蓄能项目建设提速的背景下，前期核准及相关批 文获取时间有望缩短，通过审批流程的标准化、模块化、数字化和体系化改造，抽水蓄能项目平均建设周期可以压缩2-3年。 资料来源中国电建，国信证券经济研究所整理 图16抽水蓄能项目建设节奏示意图 20 10 20 19 0 1 2 3 4 5 6 7 8 前期工作 主体工程建设 发电设备吊装调试 传统建设周期 提速后建设周期 2 0 1 0 2 0 1 9 0 1 2 3 4 5 6 前期工作 主体工程建设 发电设备吊装调试 前期工作 预可行性研究识别水文、地质、环保、移民等可能制约工程建设的主要 因素，避免前期投入过大但无法建设造成的损失。 可行性研究对项目的必要性、可行性、建设条件等进行充分论证，作为 项目决策及招标设计的依据。 项目核准及开发权确立发改委获取核准批复，与地方政府签订投资协议。 移民及安置规划 前期工作涉及水文、环保、国安/电网等部门的批复文件，流程较长。 主体工程建设 永久工程挡蓄水、输水、发电工程，办公、生活区，永久公路等。 临时工程导流工程、临时道路、施工辅助企业及仓库等。 环境保护工程 发电设备吊装调试 机组及其附属设备安装与调试施工、试运行、移交并网运行。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 EPC业务开展流程 勘测设计业务设计项目合约通常规定按勘测设计进度作出分期付款。工程项目完成后，客户通常会预扣相当于合约金额的约5-10作为保证金。在无发生质保 索偿的情况下，保证金将于为期12或24个月的质保期满后退回。 工程建设业务履行合约时会按照议定工程款及预定工期表来施工。工程项目通常要求客户预先支付不低于工程总造价的5-10的预付款，按工程进度作出分期 付款。部份合约中有涉及原材料成本增加的费用调整或风险分担条款。工程项目完成后，客户通常会预扣相当于合约金额的约5作为保证金。在无发生质保索偿 的情况下，保证金将于为期12或24个月的质保期满后退回。 资料来源中国能建，国信证券经济研究所整理 图17勘测设计业务流程 图18工程建设业务流程 资料来源中国能建，国信证券经济研究所整理 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能设备集约化推动项目造价下降 表7三种抽蓄机组类型对比 资料来源中国电建，国信证券经济研究所整理 结构布置 特点 产生时期 示意图 分置式（四机式） 两套机组，一套为电动机-水泵机组， 另一套为水轮机-发电机组（与常规 水电站相同） 水泵及水轮机效率高，但厂房大，造价高。 早期 - 串联式（三机式） 水轮、水泵机组分体同轴，发电机与电动机同体 调节灵活，效率高，转换工况无需停机，但整体尺寸大，造价较高 中期 可逆式（二机式） 抽水发电机组同体可逆 结构紧凑、简单，造价低，土建工程量小，但水泵、水轮机转向相反，受水头限制 后期 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能设备构成 以单级可逆式抽水蓄能项目为例，设备主要可分为 ⚫ 发电电动机主要由励磁装置、上下机架及机座、定子、转子等部分。 既可用作发电机也可用作电动机的同步电机，由于抽发两种工况水流方 向相反，需要加装换相设备。 ⚫ 水泵水轮机主要由由导叶、蜗壳、联轴器、接力器、尾水管等组成， 包括水轮机和调速器、球阀等附属设备和冷却水系统、高压气系统等辅 助设备。 ⚫ 进水主阀装置在水轮机蜗壳前的阀门，一般为球阀。 ⚫ 调速器系统根据负荷的变化不断地调节水轮发电机组的有功功率输出， 以维持机组转速（频率）在规定范围内。 ⚫ 励磁系统可通过调节导叶开度和快速改变励磁输出频率，调节抽蓄机 组速度，使机组持续高效运行。 ⚫ 静止变频启动装置（SFC）利用可控硅变频装置产生从零到额定频率 的变频起动电源，并将发电电动机同步起动。 ⚫ 其他辅助设备出口断路器、监控系统、继电保护系统； ⚫ 高压设备主变压器、GIS、电力电缆； 未来我国抽水蓄能机组的研发将着力于超高水头大容量蓄能机组、大容量 变速机组设计制造自主化，同时励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产 化水平需要进一步提高。 图19单级可逆式抽水蓄能机组示意图 资料来源国网新源，国信证券经济研究所整理 进水主阀 水泵水轮机 发电电动机 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 发电电动机由励磁装置、上下机架及机座、定子、转子等部分组成。 ⚫ 抽水蓄能机组容量大，在电动机启动方式下无法直接并网，需有辅助启动措施，静止变频启动装置（SFC）是当前我国大型抽水蓄能机组主要启动方式，背靠 背为备用起动方式。 ⚫ 电站抽发两种工况下，发电电动机运转方向相反，运行时需要频繁切换与启动，变化迅速且电流冲击大，易造成系统大幅度升温及振动。 图20发电电动机示意图 资料来源国网新源，国信证券经济研究所整理 表8抽水蓄能发电电动机与常规水电水轮发电机对比 资料来源技术与计量水利，国信证券经济研究所整理 发电电动机 励磁装置 上机架 转子 定子机座 下机架 发电电动机（抽水蓄能） 水轮发电机（常规水电） 转动方向 双向转动 单向转动 启停频率 高 低 启动方式 SFC或背靠背 利用水泵水轮机起动 工况转换 复杂 简单 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 水泵水轮机由导叶、蜗壳、联轴器、接力器、尾水管等组成。 ⚫ 目前我国抽水蓄能项目主要使用的是单级混流可逆式机组，应用范围广泛，但该型号机组在水头提高至600米以上时水力效率有所降低。 ⚫ 多级混流可逆式机组适用于超高水头项目，目前主要供应厂商为海外厂商，包括日本东芝、法国Alstom、意大利Hydroart等。 ⚫ 未来水泵水轮机将继续朝着高水头、高转速、大容量的方向发展，以增加电站功率，降低项目造价水平。 图21单级可逆水泵水轮机示意图 资料来源国网新源，国信证券经济研究所整理 表9可逆式机组型号及适用水头范围 资料来源全国水雨情信息网，国信证券经济研究所整理 水泵水轮机 联轴器 导叶拐臂 蜗壳 导叶 尾水管 型号 适用水头范围（米） 比转速（米kW） 特点 多级混流可逆式机组 700-1250 - 相当于多个单级混流可逆式机组串联使用 混流可逆式机组 30-700 40-80 应用范围最广 斜流可逆式机组 40-120 50-170 结构复杂，造价高 轴流可逆式机组 3-40 140-300 水头范围窄，应用少 贯流可逆式机组 2-20 - 主要用于潮汐电站 转轮 主轴 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 励磁系统与静止变频启动装置（SFC）是抽水蓄能发电电动机的关键零部 件。 ⚫ 静止变频器（SFC）用于机组抽水抽水调相工况启动，主要由输入 单元、变频单元、输出单元、控制单元、保护单元及辅助单元几部分组 成。在机组启动时，SFC可产生频率逐渐增加的交流电，加入到机组定 子中，驱动机组转子转动，待转子达到同步转速断开变频器后，机组并 网才能进行抽水。 ⚫ 励磁系统抽水蓄能机组的主要控制系统，SFC启动时，励磁系统配 合SFC系统将机组较为平稳地拖动到正常的水泵工况运行；停机的电气 制动过程中，通过对励磁电流的控制，可以使制动电流增大，得到较 好的制动效果。 ⚫ 我国首台完全具有自主知识产权的励磁系统与SFC设备，由国电南瑞分 别于2008年12月及2011年5月研制成功，并分别于潘家口、响水涧抽 蓄电站首次应用。 图22抽水蓄能SFC系统启动流程示意图 资料来源国家能源局，国信证券经济研究所整理 励磁系统与静止变频启动装置（SFC） 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 为提高水轮机的运行效率和稳定性，通常需要让水泵水轮机变速运行。 ⚫ 抽水蓄能电站变速分为分档调速（变极变速、双转子双定子变速）和连续调速（定子侧变频调速、变频交流励磁调速），当前发展较快的是变频交流励磁调速。 ⚫ 变频交流励磁调速系统由水泵水轮机、发电电动机、变频器、控制系统组成，水泵水轮机的调速器和发电电动机中的励磁系统分别可通过调节导叶开度和快速 改变励磁输出频率，调节抽蓄机组速度，使机组持续高效运行。 ⚫ 日本目前是应用变速机组最多的国家；我国首套国产变速抽水蓄能机组由国网四川电力牵头，联合国电南瑞、中国水科院、哈尔滨电机厂、中电建水电开发集 团、中电建成都院等单位于2018年开始共同研发，2022年5月于春厂坝变速抽水蓄能示范电站实现并网发电。 图23可变速机组调节系统组成示意图 资料来源蔡卫江,许栋,徐宋成,何林波可变速抽水蓄能机组调速器的控制策略，国信 证券经济研究所整理 图24两种机组发电工况下的运行范围示意图 资料来源蔡卫江,许栋,徐宋成,何林波可变速抽水蓄能机组调速器的控制策略，国信 证券经济研究所整理 调速系统 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 我国抽水蓄能设备快速发展，基本完成国产化替代。我国抽水蓄能机组产量占水电机组产量比重快速提高，由2016年不到1提升至2021年的32.7。国内现有 大中型水电机组生产企业十余家，但具备大型抽水蓄能机组产能的厂家不多，东方电气和哈尔滨电气为抽水蓄能机组主要生产企业。 ➢ 2003年之前，我国抽水蓄能机组主要从海外采购，供应商包括法国Alstom、美国GE、德国Siemens等。 ➢ 2003年宝泉、惠州及白莲河项目的主机设备进行打捆统一招标，在正常的设备采购及技术服务范围之外，增加技术转让的招标内容，要求中标的国外厂商向 我国东方电气和哈尔滨电气转让抽水蓄能机组的设计、制造技术，最终法国Alstom中标，其在后续的蒲石河、黑麋峰、呼和浩特项目也中标了技术合作分包， 提供主机设备的总体设计、技术设计和性能支持，帮助哈电、东电全面掌握、吸收和应用已经引进的技术。 ➢ “十三五”开始，国产抽水蓄能设备逐步成为招标主流，出货量占比大幅提升。目前我国机组制造自主化水平明显提高，国内厂家在600米水头段及以下大容 量、高转速抽水蓄能机组自主研制上已达到了国际先进水平。 大型抽水蓄能设备需求旺盛，厂商集中度高 图25抽水蓄能电站新增设备投产情况（台） 资料来源水规总院、抽水蓄能行业协会，国信证券经济研究所整理 1 1 1 1 2 1 7 2 2 1 1 1 1 2 1 3 1 1 2 2 1 1 1 1 2 1 0 2 4 6 8 10 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 国产 合资 进口 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 抽水蓄能运营03 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 国内外抽水蓄能电价政策梳理 表10国内外抽水能电站主流电价机制比较 资料来源CESA，国信证券经济研究所整理 电价机制 典型代表国家 简介 优点 缺点 内部核算制 日本、法国，以及美国一些州 电站的运行成本以及合理回报等一并计入电网公司销售电价中，以回收成本。 效益与电网捆绑，电网按需调度，收入稳定，有利于吸引地方资金 未反映实时价值，调度缺乏价格信号； 租赁成本未得到有效分摊；电站主观能 动性低。 租赁制 日本、美国 电站由所有权独立的发电公司建造，电网公 司为抽水蓄能电站支付租赁费，并获得电站 使用权，在使用期间对电站进行考核奖惩， 按期支付租赁费。 易于结算、权责分明，电网可按需调度，电 站经营管理收入较为稳定。 不能真正反映抽水蓄能电站的实时价值、 租赁期限，租赁费的核定、考核也存在 难点。 两部制电价 中国 两部制电价由容量电价和电量电价构成，由国家政府价格主管部门核定。 既有利于吸引投资，也有利于电网灵活调度。电网承担了市场预测风险，且计量计费系统比较复杂。 参与电力市场竞价 英国、美国区域输 电组织（RTO）/ 独立系统运营商 （ISO）覆盖区域、 德国、瑞士 电站可参与电能量市场，参与AGC、常规备 用的市场竞争，提供响应服务，获得市场效 益。 以价格信号反映价值，有效分持成本，免于 核算。 上网电价高，有电价波动风险；辅助服 务价值难准确衡量；缺乏激励机制。 固定收入变动竞价 英国 固定收入来源于抽水蓄能电站在系统中提供 的电网辅助服务的补偿，以及机组参与调峰 填谷时保障基荷机组平稳运行、提高基荷机 组经济效益得到的补偿。变动竞价收入由抽 水蓄能电站参与电力平衡市场交易获得。 固定收益保障基本收益，变动收入体现价值， 电站积极性高。 需要较为成熟市场条件和完善市场激励 机制。 请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容 我国抽水蓄能电价政策梳理 成本加成锁定项目投资收益率，电网、发电侧及用户侧共担费用（2004-2014）。根据 2004 年发改委印发的关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知，抽 蓄电站主要由电网进行运营，成本及在此基础上产生的合理收益纳入电网销售费用。在 2007 年关于桐柏、泰安抽水蓄能电站电价问题的通知中，发改委规定 核定的抽水蓄能电站租赁费用原则上由电网企业消化50，发电企业和用户各承担25。 两部制电价完善固定成本及变动成本补偿办法，成本疏导顺畅（2014-2016）。2014年发改委印发关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知，通 知明确了电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，其中容量电价弥补电站固定成本及准许收益、纳入电网运行费用，电量电价弥补变动成本，电价水平按 照当地燃煤标杆电价执行的方法，抽蓄电站投资端及运营端成本疏导顺畅。 容量电费从输配电定价成本剔除，成本疏导困难（2016-2021）。2016 年“厂网分离”后抽水蓄能电站成本从电网成本中剥离并规定不允许纳入输配电价定价成 本，但未对费用疏导方式进行明确规定，成本疏导不畅导致了投资热情低迷，“十三五”期间我国抽水蓄能发展较缓慢。 表11我国抽水蓄能价格政策梳理 资料来源国家能源局、CESA，国信证券经济研究所整理 文件名称 主要内容 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） 规定抽水蓄能电站主要由电网经营企业进行建设和管理。 关于桐柏、