抽水蓄能行业深度报告：哪些企业受益？
在“双碳”的大背景下，新能源发电所占的比例提高了，而储能能够提升电力系统的稳定性。
新能源发电量增多了，电网调节起来就更难了。从2009年开始一直到现在，在咱们国家各类电源的发电量里，像风电、太阳能发电这样的新能源发电所占的比例一直在往上走。2021年的时候，可再生能源发电的占比大概是32.6%，这里面风电发电量占比差不多是7.8%，太阳能发电量占比大概是3.9%。可再生能源占比提高了，这对电网整体的稳定性是个挑战。①要是可再生能源的渗透比例在10%到30%之间，那电网面临的挑战是来自送出网络、并网这些局部环节的，具体表现就是局部地区出现弃风和弃光的情况。
全国新能源消纳监测预警中心统计显示，2018年之后，我国弃风弃光的情况就有所缓解了。要是可再生能源在电力系统中的占比达到30% - 50%，发电设备分布式和集中式同时存在，会让电源侧和负荷侧的不匹配情况大大加剧。我国的光伏和风电装机数量增加得越来越快，电力系统已经快进入这个阶段了，这时候调峰调频的需求变大了，电网调节起来也更难了。当可再生能源在电力系统中的占比超过50%时，电力系统的经济性和稳定性都会受影响，得提前做好准备，确保电力系统稳定、安全地运行。
尖峰负荷增长得很快，储能的需求也跟着往上升。三产和居民生活用电的占比一直在增加，负荷尖峰化的特点很突出，尖峰负荷的规模也不断变大。尖峰负荷每次持续时间不长，出现的次数少，波动还很明显，电量也不多，可它给电力系统带来了挑战。2010年到2021年期间，全国电网最高用电负荷从596.4GW涨到了1191.6GW，全国最高发电负荷低于最高用电负荷这种情况越来越显著。2021年的时候，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》里要求，“到2030年省级电网基本上要有5%以上的尖峰负荷响应能力”。2022年上海市人民发布的《上海市碳达峰实施方案》提到“到2025年需求侧尖峰负荷响应能力不能低于5%”。要是靠增加发电装机量来对付尖峰负荷的话，会造成资源浪费，而用储能技术来应对尖峰负荷，就能提高电力系统的稳定性，还能节省电网投资成本。
储能在电力系统里有功能价值、容量价值和能量价值，能让电力系统更灵活、更稳定。可再生能源发电是有波动的，这就使得电力系统对储能技术的应用需求增加了，储能能减轻或者解决电能供需在时间和强度上不匹配的情况。电源侧的储能能够优化、减少弃风弃光的现象，缓解能源浪费；电网侧的储能可以提供调峰调频的服务，起到削峰填谷的作用，维持供需平衡，减少电网系统的波动；用户侧的储能能够调节用电时间，在电力网络之外短时间供电，保障电力质量。
储能技术能用在很多场景里，在不同的时间尺度上调峰调频。从技术路径来看，储能有机械储能、电化学储能、电磁储能这些类型，能满足多种场景的需求，在秒级、分钟级、小时级以及更长时间尺度上发挥作用。秒级的储能功率大、响应快，可用于支撑电网、辅助一次调频，提高电能质量；分钟到小时级的储能得有一定规模，循环次数要多，用来削峰填谷，让电力系统的出力更平滑；数小时及以上的储能规模很大（100MW以上）、循环次数多（充放5000次以上）、运行寿命长、吞吐能量的规模大，可用于电网的削峰填谷和负荷调节。在各种储能技术里，抽水蓄能技术比较成熟，储能容量大、循环寿命长，能在多个时间尺度上调峰调频。
抽水蓄能技术已经很成熟了，经济性也不错，在当下是大规模储能的主要技术。
抽水蓄能呢，基本原理就是水的重力势能和电能相互转换。抽水蓄能电站主要是由上下水库、水轮机、水泵构成的，这上下水库的海拔高度不一样。到了用电高峰的时候，海拔高的上水库就往海拔低的下水库放水，这么一放呢，水推动水轮机就能发电了，这就把水的重力势能变成电能了；而在用电低谷的时候呢，水泵就开始工作了，它把下水库的水抽到上水库，这就是把电能转化成水的重力势能了。抽水蓄能电站的效率大概是75%，这意味着抽水消耗的电量和发电量的比例差不多是4:3，简单说就是“抽四发三”。
抽水蓄能在当下是电力储能方案里累计装机规模最大的。中国能源研究会储能专委会的全球储能项目库有不完全统计，到2021年底的时候，在中国已经投入运营的电力储能项目累计装机规模里，抽水蓄能的累计装机规模占了86.3%，是占主导地位的；新型储能累计装机规模占12.5%，像电池（锂离子、铅蓄、液流等）、压缩空气、超级电容、飞轮这些都属于新型储能。按照电化学储能和其他储能占比的增速来算的话，预计到2030年抽水蓄能占比会是64%。
常规水电站能改建成混合抽水蓄能电站。抽水蓄能电站按能否用天然径流发电，可分成纯抽水蓄能电站和混合式抽水蓄能电站。纯抽水蓄能电站靠上下水库的水循环运行，得适时补水；混合抽水蓄能电站有天然径流流入，能利用径流常规发电。常规水电站用上库结合、加泵扩机、一体化改造这些方法，就能改建成混合抽水蓄能电站，在常规发电之外，增加抽水蓄能调峰调频的功能。用常规水电改造的混合抽蓄电站建设周期短，像白山抽水蓄能电站，用下游已有的红石水库做下库、白山水库做上库来改建，工期46个月，和新建抽蓄电站工期（7年上下）比，大幅缩短了。
抽水蓄能技术很成熟，运行起来也稳定，就是建设周期比较长。从储能时效来讲，抽水蓄能技术是长时储能技术，能长时间连续储能，装机容量大，在电力系统削峰填谷和离网储能方面可以稳定发挥作用；不过跟同样属于长时储能（秒级）的电化学储能比起来，抽水蓄能的响应时间要长些（分、秒级）。从使用寿命方面看，抽水蓄能靠上下游水库起作用，要是工程施工质量有保证的话，抽蓄电站的坝体能用好几十年，电机设备之类的预计使用年限也能达到50年左右。但是水库这种土建类的基础设施建设周期长，对选址要求也高，施工周期可比其他储能方式长得多。
抽水蓄能在现阶段度电成本比较低，不过在未来也许会被新型储能技术超过。度电成本（也就是平准化成本LCOE）指的是把储能电站全生命周期里的总成本和总处理电量进行折现处理之后得到的储能成本，通过度电成本能够判断储能技术是否经济。
伦敦国王学院的Oliver Schmidt、Sylvain Melchior、Adam Hawkes等人在《Joule》2019年第1期发布了一篇文章，叫《Projecting the Future Levelized Cost of Electricity Storage Technologies》。文章里提到，在由不同年循环次数和单次循环时长构成的应用场景下，抽水蓄能目前的度电成本优势很明显，特别是在年循环500到1000次、单次循环4到16小时的场景里，优势是绝对的。不过呢，随着锂电池、氢储能这些新型储能技术越来越成熟，抽水蓄能的度电成本优势可能就会不断变小。在单次循环16小时以内的场景里，度电成本优势会转到锂电池那边去；抽水蓄能和压缩空气储能在单次循环16小时以上的长时储能方面有成本优势；氢储能在单次循环时间300小时以上的季节性储能方面，成本优势会慢慢变大。
【抽蓄供远低于求，近10年建设进度将大幅提速】
风光发电装机速度加快了，抽水蓄能配建的需求也就跟着起来了。
风光的装机量在增加，现有的抽水蓄能装机量满足不了风光发电的需求。国内风光发电装机量和抽水蓄能装机量每年都在上升。2015 - 2021年期间，纯抽水蓄能累计装机量的复合增速是7.9%，风电累计装机量的复合增速为16.6%，太阳能发电累计装机量的复合增速是39.2%，纯抽水蓄能的发展速度比风光发电的发展速度慢多了。纯抽水蓄能装机量和风光发电装机量的比例，从2015年的13.3%降到了2021年的5.7%，现有的纯抽水蓄能装机量没办法满足风光发电快速发展的需求。
拿其他国家的抽水蓄能和风光发电装机情况进一步比较一下，就能判断出以后我国风光发电快速发展的时候需要多少纯抽水蓄能装机量了。全球以及美国、法国、英国、西班牙，它们的抽水蓄能和风光发电装机量的比例都是逐年下降的。2020年的时候，全球纯抽水蓄能和风光发电装机量的比例是8.6%，美国是10.2%，西班牙是9.0%，英国是6.9%，法国是5.9%，这些都比我国（5.7%）高。
按照《2030年前碳达峰行动方案》的要求，“到2030年的时候，风电和太阳能发电的总装机容量得达到12亿千瓦以上”。我们预估，如果以后咱们国家纯抽水蓄能装机量和风光发电装机量的增长速度一样，也就是纯抽蓄和风光装机的比例保持现在的5.7%，那么2025年纯抽蓄装机量会是48.2GW，2030年是68.8GW；要是2030年纯抽蓄和风光装机的比例能达到7%（这是英国2020年的水平），2025年纯抽蓄装机量就是53GW，2030年是84GW；要是2030年纯抽蓄和风光装机比例达到9%（这是西班牙2020年的水平），2025年纯抽蓄装机量为60.5GW，2030年为108GW；要是2030年纯抽蓄和风光装机比例达到10.2%（这是美国2020年的水平），2025年纯抽蓄装机量为65GW，2030年为122.4GW。
风光配储能拓展储能建设的空间。为了减轻风光发电和用电负荷不匹配的状况，减少弃风弃光率，提升风光发电的利用效率，这几年不少省份在风电、光伏发电项目开发建设的申报方案里，都提出“要配套建设一定比例的储能设施或者具备相应的调峰能力”。从各个省市公布的风光开发建设方案来看，集中式风光发电配置储能的比例大多在10% - 20%之间，这种配储的要求促使储能规模不断扩大。假如以后风光发电配储比例有10%、15%、20%这三种情况，按照《2030年前碳达峰行动方案》里规划的，2030年风光发电总装机量为12亿千瓦来算，到时候风光配储的需求会达到120GW、180GW、240GW，要是按照抽水蓄能占比64%来计算的话，预计到时候抽水蓄能的规模会分别达到77GW、115GW、154GW。
供给方面：抽水蓄能规划在“十四五”、“十五五”期间持续翻番，在稳增长的大背景下会再次提速。
抽水蓄能能建设的规模很大，但是运营规模没达到预期。中国水力发电工程学会统计显示，2020年国家能源局开展了新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作。在普查时，综合地理位置、地形地质、水源、水库淹没、环境影响、工程技术和初步经济性等情况，筛选出1529个资源站点，总装机规模有16.04亿千瓦，大多分布在南方、华北、华中、华东这些区域。到2021年底，我国纳入规划的抽水蓄能站点资源总量大概是8.14亿千瓦（其中重点实施项目是4.21亿千瓦，规划储备项目是3.05亿千瓦），这里面已经实施的项目规模为9792万千瓦。
《抽水蓄能中长期发展规划（2021 - 2035年）》里提到，到2025年，咱们国家抽水蓄能投产装机规模会达到62GW，2030年能达到120GW。中长期规划里重点要实施的项目有340个，总的装机容量是421GW，储备项目有247个，总装机305GW。回头看看2009年之后咱们国家抽水蓄能的装机量，每次五年规划定的目标都没达到。为了在2030年实现碳达峰这个目标，“十四五”和“十五五”这期间，抽水蓄能电站应该会发展得更快。
2022年开始，经济增长靠基建来推动，抽水蓄能电站开工速度也加快了。今年呢，房地产投资压力大，消费也不景气，这种情况下，经济增长就更要靠基建投资了。国内像铁路、公路、基础设施（“铁公基”）这些传统基建已经比较完备了，再建设的空间没多少了。在能源转型以及碳中和的大背景下，抽水蓄能这种单体投资规模大的基础设施，会成为这一轮稳定增长的主要发力点。我们在北极星储能网查国内抽水蓄能项目的情况，不完全统计显示，2022年1到7月，全国新立项、新签约、做预可研和可研审查、新开工的抽水蓄能项目有168个以上，装机量超过202GW，项目推进速度显著加快了。
近10年的建设进度，可能会超过去年能源局的规划。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）的《发展抽水蓄能 推动绿色发展》一文中提到，“十四五”期间，我国要在200个市、县开工建设200个以上的抽水蓄能项目，开工目标是270GW。要知道，抽水蓄能项目建设周期一般在7年左右，这样的建设速度可比去年能源局规划（2030年装机达到120GW）快多了。
综合已在运营、正在建设以及计划建设项目的情况来看，抽水蓄能每瓦的投资在6.2元上下，而且还有上升的势头。（1）总体来讲，装机的规模越大，投资规模也就越大。装机规模为1200兆瓦的抽水蓄能电站，投资额大多在70到80亿元；装机规模在1400兆瓦到180兆瓦的抽水蓄能电站，投资额大多在80到100亿元。（2）每瓦的投资受地域影响很明显，现在已在运营、正在建设、计划建设的抽水蓄能电站装机量每瓦投资大概是6.2元/瓦。像广东（6 - 10元/瓦）、江西（5 - 9元/瓦）、甘肃（7 - 9元/瓦）、宁夏（8元/瓦）等地方的抽水蓄能电站，平均每瓦投资额比较高，这可能是受到当地物价水平、工程建设难度影响比较大。（3）抽水蓄能电站每瓦投资在逐步升高，已在运营项目每瓦投资大多是4 - 6元/瓦，正在建设的项目每瓦投资大多是6 - 7元/瓦，计划建设的项目每瓦投资大多是6 - 7.5元/瓦。
大概平均建设时长是6.4年的样子。，现在抽水蓄能电站建设平均用时差不多6.4年，装机量越大的电站呢，建设花的时间就越长。装机量在1000MW - 1200MW之间的抽水蓄能电站，建设要5到7年；装机量在1200MW - 1800MW之间的，建设就得6到8年。和项目总投资、单瓦投资差不多，抽水蓄能电站的建设时长跟装机量大小还有选址施工的难度是有关系的。预计“十四五”到“十五五”这10年里，抽水蓄能年均投资规模可能会超过1600亿元。按照前面说的“十四五”期间新开工270GW抽水蓄能项目、单瓦投资规模是6.2元（这个是根据已经运营的、正在建设的、计划要建的抽水蓄能项目算出来的，下面说的也是这个意思），还有平均建设周期是6.4年这么算的话，估计在“十四五”到“十五五”这10年期间（最晚一批项目2025年开工，在2030年碳达峰目标的要求下，这些项目有望在2030年或者之前完工），咱们国家抽水蓄能电站建设的总投资会达到1.67万亿元左右，年均投资规模能达到1670亿元。
【电改助力抽蓄走出盈利低谷，激发各方参与动力】
抽蓄电站的电价政策很曲折，成本没办法顺利传导。
“厂网分开”的改革让抽蓄电站的成本和效益分离开来，这使得电网公司与发电企业都没什么投资热情。2002年的《电力体制改革方案》提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”这些目标，原来的国家电力公司被拆分成11家新公司，发电企业发展得很快，发电量猛增。可是抽水蓄能运行的费用在电网这边产生，效益却在发电那边产生，所以电网公司和发电企业对抽蓄电站都缺乏投资的热情。
租赁模式没能解决收益和成本不挂钩的问题，这让抽蓄电站建设的积极性受到打击。2004年的《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》规定：“抽蓄电站基本上由电网经营企业负责建设和管理……成本放到电网运行费用里统一核定……发电企业投资建的抽水蓄能电站得服从电力发展规划，以独立电厂的身份参与电力市场竞争”；审批了但没定价的抽蓄电站作为遗留问题由电网经营企业进行租赁经营，租赁费由核定。在这之后，“网建网用”模式里，出租人和承租人都是电网经营企业，而且租赁费用和电站运行强度没关系，这样租赁制就很难发挥作用。2008年，国家发改委发通知把部分抽水蓄能电站的“租赁费”改成“容量电费”，核定标准不变，抽蓄电站电价主要是单一容量电价，收益和电站使用还是不挂钩，抽蓄电站建设的积极性就又受挫了。
布了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》后，抽蓄电站开始实行容量电价和电量电价两部制电价。在电力市场化之前，抽蓄电站的容量电费以及抽发损耗，都被纳入当地省级电网（或者区域电网）的运行费用里统一核算，而且会被当作销售电价调整的一个因素来统筹考虑，这意味着抽蓄电站成本能让终端用户来承担。不过，当时抽蓄电站对电网的作用不大，电站的产权分配也不清楚，所以这个政策没有施行。2016年的《省级电网输配电价定价办法（试行）》规定，抽蓄电站不能被算到可计提收益的固定资产范围里。2019年的《输配电定价成本监审办法》规定，抽蓄电站的成本费用不能计入输配电定价成本。这样一来，抽蓄电站的建设就变得冷清了。
就盈利状况而言，在“网建网用”模式里，只有电网企业运营的抽水蓄能电站才有比较好的盈利能力。拿国家电网控股的国网新源控股有限公司来说，这个公司负责抽水蓄能电站的开发建设以及经营管理工作。2022年3月的时候，国网新源运营的22家抽水蓄能电站中有13家实行单一容量电价。2021年，国网新源运营的抽水蓄能电站每年抽发2.9万次，每年上网电量达到263亿千瓦时，综合利用效率是79.87%；公司的毛利率是31.46%，净利率是16.04%，折旧费在成本里占30%，购电成本占50%。根据正在运行的发电机组的运行情况和公司的财务指标来看，正在运营的抽水蓄能电站每度电上网收入大概是0.6元，每度电成本大概是0.4元，每度电净利润大概是0.1元。按照历年来发电利用小时数来算的话，一座规模为1000MW的电站每年净利润大概是1.2亿元，1200MW规模的电站每年净利润大概是1.4亿元。
非电网企业运营的抽蓄电站，盈利能力不强，甚至老是亏损。具体的情况如下：1）2013年的时候，湖南黑麋峰抽水蓄能电站是当时全国唯一一家由非国家电网企业单独掌控的发电公司所拥有并运营的抽蓄电站。这个电站由五凌电力（中国电力持有其63%的股份）卖给了国网新源，评估价值是35.42亿元，这里面包含黑麋峰抽水蓄能电厂的全部资产、相关负债以及人员。五凌电力在出售公告里说“卖掉这个电站会降低整体的运营成本，减少风险”。2）内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站承担着蒙西电网调峰填谷之类的任务，2015年所有机组都投入运行了，总装机容量是1200MW。刚开始运行的时候，三峡集团持股61%，其他股东有华能、大唐、龙源等风电公司。但是2016 - 2018年，呼蓄电站运营年年亏损，这就导致2018年三峡集团把呼蓄电站的股权转给了内蒙古电力（集团）有限责任公司（也就是蒙西电网），由蒙西电网来运营了。
两部制电价的新政策让抽蓄价格形成机制更完善了，收益不但有保底，还有向上的弹性。
抽水蓄能价格政策得到优化，两部制电价的可操作性增强了。为了让电力系统在灵活性、经济性和安全性上有所提升，推动抽水蓄能电站快速发展，2021年的时候，国家发改委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）。从2023年开始，要通过竞争的方式来确定电量电价，把容量电价放到输配电价里回收，并且要加强和电力市场建设发展的衔接，逐步让抽水蓄能电站进入市场。主要的改变在于，电量电价走向市场化，容量电价要保证电站有6.5%的内部收益率，还要明确容量电价的传导和分摊方式。
首先，容量电价的核定标准被规范了，这能保证电站有6.5%的内部收益率。两部制电价里，容量电价能体现出抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用以及黑启动这些辅助服务的价值，抽水蓄能电站靠容量电价来收回除抽发运行成本之外的其他成本，还能得到合理的收益。在新的定价机制下：①国家发改委确定容量电价的核价参数，电站的经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定（在意见印发日之前已经核定容量电价的抽水蓄能电站，就维持原来的资本金内部收益率）；②要适当降低核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，这样电站就能自主利用剩下的机组容量去参与电力市场了。
容量电价的传导和分摊方式明确了，成本传导的路径也清晰了。新电价政策有这些要求：①以后要建立把容量电费算进输配电价回收的机制，核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业来付，算进省级电网输配电价里回收；②改进容量电费在多个省级电网的分摊方式，由国家发改委组织相关省区商量确定分摊比例，或者参照《区域电网输电价格定价办法》，按照受益付费的原则，向区域内各省级电网公司收取容量电费；③改进容量电费在特定电源和电力系统之间的分摊方式，如果抽水蓄能电站同时给特定电源和电力系统服务，就要明确机组容量在它们之间的分摊比例，特定电源分摊的容量电费得由相关受益方承担，在核定抽水蓄能电站容量电价的时候要扣减。
其次，电量电价靠竞争形成，抽蓄电站能分到抽发收益。两部制电价里，电量电价能反映抽蓄电站调峰服务的价值，抽蓄电站靠电量电价收回抽水、发电的运营成本。新规对电量电价的定价方式有解释：（1）在有电力现货市场运行的地方，抽蓄电站按市场价格结算抽水电价和上网电价。（2）在没运行电力现货市场的地方，抽水电价有两种执行办法，一种是电网企业提供抽水电量，电价按燃煤发电基准价的75%来执行；另一种是电网企业招标采购，抽水电价按中标价执行。上网电量由电网企业收购，电价按燃煤发电基准价执行。抽蓄电站能分享抽水电价、上网电价产生收益的20%。
电力现货市场里峰谷价差变大了，这就给抽蓄电量电价创造出了盈利的空间。
电力现货市场能反映电力的供需情况，价格会实时波动。电力现货市场主要进行日前、日内、实时的电能量交易，这样就能形成带有时间特性的电能量商品价格。2017年和2021年，有两批共14个省市开展了电力现货市场建设试点工作，南方从广东开始，还有蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃、上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北这些地方。拿第一批试点省份山东来说，电力现货市场的分时价格波动很厉害。2022年7月18日这一天，实时市场用电侧价格最高达到545.29元/兆瓦时，这个价格出现在20时；最低价格是71.41元/兆瓦时，出现在9时，价差达到473.88元/兆瓦时。电力现货市场的分日价格波动也很大，2022年6月山东省实时市场用电侧价格单日价差最高是690.72元/兆瓦时，6月平均单日价差为342.03元/兆瓦时，最高价主要在6时和20 - 22时出现，最低价主要在9 - 13时出现。有些时段会出现负电价，我们觉得是这个时段新能源发电量多，用电需求比较小，供大于求才出现负电价的，这也充分表明储能调峰很重要，还能给抽蓄电站创造盈利的机会。
抽蓄电站按照需求来调度，靠现货市场峰谷的价差在电量电价上盈利。现在抽水蓄能电站是由电网来调度的，现货市场能反映电力的供需状况，从理论上讲，电力系统给抽蓄电站的调度指令和市场价格的波动是一致或者接近的，低谷的时候电力有富余就得抽水储能，高峰的时候电力供应紧张就得放水发电。山东省的独立储能电站能自己决定发电和抽水的时段，以后这种模式可能也会用在抽水蓄能电站上。
在电力现货市场里，抽蓄电站是按照市场价来结算抽水电价和上网电价的。电价低的时候就抽水蓄能，电价高的时候就放水发电，靠电力市场价差来盈利。假设有个装机量1200MW、发电效率75%的抽水蓄能电站，要算一下在不同的抽水电价和发电上网电价的情况下，这个抽蓄电站电量电价的发电度电价差收益。要是现货市场的峰谷价差超过25%，抽蓄电站就能做正向价差套利。抽蓄电站能分到抽水电价和上网电价收益的20%，再算一下在不同年发电小时数的情况下，这个抽蓄电站靠电量电价能分到的收益。电力市场的峰谷差价越大，抽蓄电站能利用的上网电价和抽水电价的差值就越大，度电价差收益就越高，抽蓄电站能分到的收益也就越大。
在那些还没开展电力现货市场的地方，如果抽水电价是按照燃煤发电基准价的75%来算、上网电价按照燃煤发电基准价来执行的话，发电效率要是75%，那抽蓄电站抽水蓄能再放水发电这个过程就赚不了钱，只能靠提高发电效率或者用中标电价把抽水电价降下来才能盈利。在电力现货市场里，灵活地挑选抽水和放电的时段能让抽蓄电站多赚钱。
抽蓄电站的补偿由辅助服务提供。
抽水蓄能电站能参与电力辅助服务，还能得到补偿。2021年，为了构建新型电力系统，推动源网荷储协调发展，国家能源局修订并印发了《电力辅助服务管理办法》。啥是电力辅助服务呢？就是为了保证电力系统安全稳定运行，让清洁能源能被更好地消纳，除了正常的电能生产、输送和使用之外，由发电侧并网主体（抽水蓄能也在其中）、新型储能、可调节负荷提供的服务，像有功平衡服务、无功平衡服务以及事故应急和恢复服务这些。抽水蓄能既然是发电侧并网主体，那就可以承担调爬坡、调峰、储能、稳定切负荷、黑启动之类的任务。
电力辅助服务分有偿和无偿这两种。并网主体有义务提供基本电力辅助服务，这属于无偿服务。有偿的电力辅助服务呢，可以通过固定补偿的方式来提供，也可以用市场化的方式。固定补偿是按照“补偿成本、合理收益”的原则，把辅助服务成本、性能表现还有合理收益等因素综合起来考虑，从而确定补偿的力度；市场化补偿则是遵循这样的原则，就是考虑辅助服务成本、合理确定价格的区间，然后通过市场化竞争来确定价格，这样就能确定补偿力度了。在现货市场运行的时候，调峰功能靠电能量市场机制来实现，就不再设置那种和现货市场同时存在的调峰辅助服务种类了。根据《南方区域电力辅助服务管理实施细则》的规定，“南方区域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这些辅助服务的补偿。”
抽水蓄能机组参与别的辅助服务时，如果补偿标准已经明确了，那就按规定来执行；要是补偿标准还没明确的，就参考水电机组的标准执行。所以，抽水蓄能在电力辅助服务里，可以在爬坡、黑启动这些方面提供服务并拿到补偿，在非现货市场中，通过调峰也能得到补偿。
【产业链：投资运营、总承包、设备三大环节】
抽水蓄能产业链大体上包含投资运营、总承包、设备这三个核心部分。
抽水蓄能项目开始转向EPC模式了，参与的主体有不少呢。以前传统的抽水蓄能建设项目，用的是设计—招标—建设这种线性模式。可是这种模式施工周期长，工程协作起来也困难。投资方为了让项目管理简单点，少花点和项目执行方沟通的成本，那些新建的、正在建的以及打算建的抽水蓄能项目，大多都采用整体总包的EPC模式了，这就涉及到投资方、总承包方还有设备方。
从产业链价值方面来看，建筑工程和机电设备占的比重最大，差不多各占四分之一。抽水蓄能电站项目单独的投资规模很大，按照水利水电规划设计研究总院、中国水力发电工程学会发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》所说，2021年机电设备及安装工程的费用占26.1%，排第一，建筑工程投资占25.4%，这两项加起来超过一半，其他投资主要是征地费用、建设期利息之类的。
投资运营这块呢，是由两大电网来主导的，发电企业也参与进来了。
现在抽蓄电站大多是电网企业投资的，发电企业和其他企业对参与抽蓄电站的热情变高了。2022年7月为止，国网（包括国网新源和国网地方子公司）、南网（南网双调，资产重组后会整体注入文山电力[600885.SH]）、蒙西电网拥有的在运营的抽蓄电站装机量，在我国在运营的抽蓄电站装机量里分别占63.3%、22.9%、2.7%，电网企业的市场占有率接近九成；发电企业三峡集团、华电集团装机量占比是4.7%、2.7%；还有其他企业江苏国信（002608.SZ）、宁波能源（600982.SH）装机量占比3.6%、0.2%。《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。因为抽蓄电站单个项目投资大、建设时间长，预计以后还是会保持电网为主导，发电企业和其他企业参与的市场格局。
国家电网在我国抽蓄电站运营方面是龙头老大。国家电网主要干的事就是投资建设和运营电网，它下面设有抽水蓄能和新能源事业部，靠着直属单位国网新源控股有限公司这个主要力量，去开发建设并且经营管理国家电网公司经营区域内的抽水蓄能电站和常规水电站。按照《国家电网有限公司服务新能源发展报告2021》以及《国家电网有限公司2021社会责任报告》来看，到2021年年底的时候，国家电网正在运营的抽蓄电站装机量达到25.1GW，一年抽水蓄能发电量是242.7亿千瓦时，抽水电量是303.02亿千瓦时。2021年，江西奉新、浙江泰顺、辽宁庄河、黑龙江尚志这些项目的核准批复都拿到手了，我们估计到2025年的时候，国家电网经营区的装机量会超过50GW，在抽水蓄能开发建设还有运营市场上，那绝对是占据着无可争议的领导地位。
（报告出品方：中信证券）
