（报告出品方：中信证券）

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。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，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10%~30%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年后已得到缓解。②当可再生能源渗透比例达到30%~50%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。

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。-年，全国电网最高用电负荷从.4GW增至.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。年，国务院印发《年前碳达峰行动方案》中要求，“到年省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力”。年上海市人民政府发布《上海市碳达峰实施方案》提出“到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。

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。

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（MW以上）、循环次数多（充放次以上）、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。

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4:3，简称为“抽四发三”。

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，预计年抽水蓄能占比为64%。

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。

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。

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OliverSchmidt、SylvainMelchior、AdamHawkes等发布的文章《ProjectingtheFutureLevelizedCostofElectricityStorageTechnologies》（《Joule》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，且在年循环至0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。

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，-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年13.3%下降至年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。

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，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《年前碳达峰行动方案》要求，“到年，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，年纯抽蓄装机量为48.2GW、年为68.8GW；当年纯抽蓄与风光装机之比达到7%（英国年水平）时，年纯抽蓄装机量为53GW、年为84GW；当年纯抽蓄与风光装机之比达到9%（西班牙年水平）时，年纯抽蓄装机量为60.5GW、年为GW；当年纯抽蓄与风光装机之比达到10.2%（美国年水平）时，年纯抽蓄装机量为65GW、年为.4GW。

风光配储扩大储能建设空间。为缓解风光发电与用电负荷的不匹配问题，降低弃风弃光率、提高风光发电利用效率，近年来多省份在风电、光伏发电项目开发建设申报方案中要求“配套建设一定比例的储能设施或提供响应的调峰能力”。根据各省市发布的风光开发建设方案，集中式风光发电配置储能比例大多在10%-20%之间，配储要求推动储能规模扩张。假设未来风光发电配储比例有10%、15%、20%三种情景，《年前碳达峰行动方案》规划年风光发电总装机量12亿千瓦，届时风光配储需求将达到GW、GW、GW，按抽蓄占比64%计，预计届时抽蓄规模将分别达到77GW、GW、GW。

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

抽水蓄能可建设规模大，在运规模不及预期。根据中国水力发电工程学会统计，年国家能源局组织开展新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查工作，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术及初步经济性等因素共普查筛选出资源站点个，总装机规模达16.04亿千瓦，多分布在南方、华北、华中、华东等区域。截至年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.14亿千瓦（重点实施项目4.21亿千瓦，规划储备项目3.05亿千瓦），其中万千瓦项目已经实施。

根据《抽水蓄能中长期发展规划（~年）》，年我国抽水蓄能投产装机规模将达62GW，年将达GW，中长期规划布局重点实施项目个、总装机容量GW，中长期规划储备项目个、总装机GW。回顾我国年以来的抽水蓄能装机量，均未达到历次五年规划的目标。为实现年碳达峰目标，“十四五”和“十五五”期间抽水蓄能电站预计将加快发展。

年以来经济增长依赖基建发力，抽蓄电站加快开工。今年，在地产投资承压、消费疲软背景下，经济增长愈发依赖基建投资，而国内“铁公基”等传统基建已相对完善，建设空间有限，在能源转型叠加碳中和背景下，单体投资规模较大的抽水蓄能等基础设施将成为本轮稳增长发力主要方向。我们通过北极星储能网检索国内抽水蓄能项目动态，据不完全统计，年1~7月，全国新立项、新签约、进行预可研和可研审查、新开工的抽水蓄能项目超过个，装机量超过GW，项目推进速度明显加快。

近10年期间建设进度或超去年能源局规划。根据中国电建集团董事长丁焰章在《人民日报》（年6月13日，第11版）发文《发展抽水蓄能推动绿色发展》，“十四五”期间我国将在个市、县开工建设个以上的抽水蓄能项目，开工目标GW，考虑到抽水蓄能项目建设周期通常在7年左右，建设速度远超去年能源局规划（年装机达到GW）。

综合在运、在建、拟建项目情况，抽蓄单瓦投资6.2元左右，且呈现上升趋势。（1）整体上装机规模越大，投资规模越大，0MW规模的抽蓄电站投资额多为70~80亿元，MW~MW规模的抽蓄电站投资额多为80~亿元。（2）单瓦投资受地域影响较大，目前在运、在建、拟建抽蓄电站装机量单瓦投资约6.2元/瓦，广东（6~10元/瓦）、江西（5~9元/瓦）、甘肃（7~9元/瓦）、宁夏（8元/瓦）等地抽蓄电站平均单瓦投资额较高，可能受到地方物价水平、工程建设难度影响较大。（3）抽蓄电站单瓦投资逐步上升，在运项目单瓦投资大多为4~6元/瓦，在建项目单瓦投资大多为6~7元/瓦，拟建项目单瓦投资大多为6~7.5元/瓦。

平均建设时长6.4年左右。根据我们初步统计，当前抽水蓄能电站建设时间平均约6.4年，电站装机量越大，建设时间越长。装机量为0MW-0MW的抽蓄电站建设时间为5~7年，装机量0MW-0MW的抽蓄电站建设时间为6~8年。与项目总投资和单瓦投资类似，抽蓄电站建设时间与装机量规模和选址施工难度有关。预测“十四五”至“十五五”10年期间抽蓄年均投资规模或超亿元。根据前述“十四五”期间新开工GW抽水蓄能项目、单瓦投资规模6.2元（，根据已运营、在建、拟建抽水蓄能项目测算，下同）、平均建设周期6.4年测算，预计在“十四五”至“十五五”10年期间（最晚一批项目开工年份在年，而年碳达峰目标约束下，其有望在年及以前完工），我国抽蓄电站建设总投资将达到1.67万亿元左右，年均投资规模达到亿元。

电改助力抽蓄走出盈利低谷，激发各方参与动力

抽蓄电站电价政策曲折，成本难以顺利传导

“厂网分开”改革使抽蓄电站成本与效益分开，电网公司和发电企业缺乏投资热情。2年《电力体制改革方案》提出“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的目标，原国家电力公司拆分为11家新公司，发电企业发展迅速，发电量飙升。但抽水蓄能运行产生的费用发生在电网侧，效益产生在发电侧，电网公司和发电企业对抽蓄电站缺乏投资热情。

租赁模式未解决收益与成本不挂钩问题，抽蓄电站建设积极性受挫。4年《关于抽水蓄能电站建设管理有关问题的通知》，规定“抽蓄电站原则上由电网经营企业建设和管理……成本纳入电网运行费用统一核定……发电企业投资建设的抽水蓄能电站，要服从于电力发展规划，作为独立电厂参与电力市场竞争”；审批但未定价的抽蓄电站作为遗留问题由电网经营企业租赁经营，租赁费由政府核定。此后，在“网建网用”模式中出租人和承租人都是电网经营企业，且租赁费用与电站运行强度不挂钩，租赁制难以发挥优势。8年，国家发改委发布通知将部分抽水蓄能电站的“租赁费”改为“容量电费”，核定标准不变，抽蓄电站电价以单一容量电价为主，收益与电站使用仍不挂钩，抽蓄电站建设积极性受挫。

布《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，抽蓄电站实施容量电价和电量电价两部制电价，“电力市场化前，抽水蓄能电站容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网(或区域电网)运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑”，抽蓄电站成本可由终端用户承担。但由于当时抽蓄电站对电网作用有限且电站产权分配不清晰，该政策并未落地。年《省级电网输配电价定价办法（试行）》规定，抽蓄电站“不得纳入可计提收益的固定资产范围”。年《输配电定价成本监审办法》规定，抽蓄电站成本费用“不得计入输配电定价成本”，至此，抽蓄电站建设遇冷。

从盈利情况看，“网建网用”模式下，仅电网企业运营的抽蓄电站盈利能力尚可。以国家电网控股的国网新源控股有限公司为例，其负责开发建设和经营管理抽水蓄能电站。年3月，国网新源运营的22家抽蓄电站中有13家执行单一容量电价。年，国网新能运营的抽蓄电站抽发次数2.9万次/年，上网电量亿千瓦时/年，综合利用效率79.87%；公司毛利率31.46%，净利率16.04%，折旧费和购电成本占成本30%和50%。根据在运发电机组运行情况和公司财务指标，在运抽蓄电站上网电量单度收入约0.6元/千瓦时、单度成本约0.4元/千瓦时，单度净利润约0.1元/千瓦时，按历年发电利用小时数计算，一座0MW规模电站的年净利润约1.2亿元、0MW规模电站的年净利润约1.4亿元。

非电网企业运营抽蓄电站盈利能力偏弱甚至持续亏损。具体而言：1）年，湖南黑麋峰抽水蓄能电站作为当时全国唯一一家由非国家电网企业独家控制的发电公司拥有并运营的抽蓄电站，由五凌电力（中国电力持股63%）出售至国网新源，评估价值35.42亿元，包含黑麋峰抽水蓄能电厂全部资产及相关负债、人员。五凌电力在出售公告中称“出售事项会减少整体运营成本及风险”；2）内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站承担蒙西电网调峰填谷等任务，于年全部机组投运，总装机容量0MW。运行初期，三峡集团持股61%，其他股东包括华能、大唐、龙源等风电公司。但-年呼蓄运营连年亏损，导致年三峡集团转让呼蓄电站股权至内蒙古电力（集团）有限责任公司（蒙西电网），由蒙西电网运营。

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

抽蓄价格政策优化，两部制电价可操作性提高。为提升电力系统灵活性、经济性和安全性，加快发展抽水蓄能电站，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》（发改价格〔〕号），从3年起“以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场”，主要变化是电量电价市场化、容量电价保障电站6.5%的内部收益率、明确容量电价传导和分摊方式。

首先，容量电价核定标准得到规范，保障电站6.5%的内部收益率。在两部制电价中，容量电价体现抽蓄电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值，抽蓄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。在新定价机制中，①国家发改委确定容量电价核价参数，其中电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定（意见印发之日前已核定容量电价的抽水蓄能电站维持原资本金内部收益率）；②适当降低核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，电站可自主运用剩余机组容容量参与电力市场。

容量电价的传导和分摊方式得到明确，成本传导路径清晰。新电价政策要求：①未来将建立容量电费纳入输配电价回收的机制，政府核定的抽蓄容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收；②完善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协商确定分摊比例，或参照《区域电网输电价格定价办法》，容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取；③完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式，抽蓄电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量在特定电源和电力系统之间的分摊比例；特定电源分摊的容量电费由相关受益方承担，核定抽蓄电站容量电价时扣减。

其次，电量电价以竞争性方式形成，抽蓄电站分享抽发收益。在两部制电价中，电量电价体现抽蓄电站提供调峰服务的价值，抽蓄电站通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。新规对电量电价定价方式进行说明：（1）在运行电力现货市场的地区，抽蓄电站根据市场价格结算抽水电价和上网电价。（2）在未运行电力现货市场的地区，抽水电价有两种执行方式，一是电网企业提供抽水电量、电价按燃煤发电基准价75%执行，二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。执行抽水电价、上网电价形成的收益中的20%由抽蓄电站分享。

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

电力现货市场反映电力供需，价格实时波动。电力现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易，形成体现时间特性的电能量商品价格。年和年，共有两批14省市（南方以广东起步、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）开展电力现货市场建设试点工作。以第一批试点省份山东省为例，电力现货市场分时价格波动大，年7月18日的单日内实时市场用电侧价格最高为.29元/兆瓦时，出现于20时，最低价格为71.41元/兆瓦时，出现于9时，价差为.88元/兆瓦时；电力现货市场分日价格波动大，年6月山东省实时市场用电侧价格单日价差最高为.72元/兆瓦时，6月平均单日价差为.03元/兆瓦时，最高价主要出现于6时和20~22时，最低价主要出现于9~13时。部分时段出现负电价，我们判断为该时段新能源发电量大，用电需求相对较小，供过于求出现负电价，充分反映出储能调峰的重要性，并为抽蓄电站创造盈利空间。

抽蓄电站按需调度，利用现货市场峰谷价差实现电量电价盈利。目前抽水蓄能电站由电网调度，由于现货市场可以反映电力供需情况，理论上电力系统对抽蓄电站的调度指令与市场价格波动一致或接近，低谷时电力富余需要抽水储能，高峰时电力供应紧张需要放水发电。山东省独立储能电站可自行决定发电—抽水时段，未来该模式或将应用于抽水蓄能电站。

在电力现货市场中，抽蓄电站根据市场价结算抽水电价与上网电价，在电价低谷时抽水蓄能，在电价高峰时放水发电，利用电力市场价差实现抽放盈利。假设一座抽水蓄能电站装机量为0MW，发电效率为75%，测算在不同抽水电价和发电上网电价的情境下，该抽蓄电站电量电价的发电度电价差收益。当现货市场峰谷价差超过25%时，抽蓄电站可实现正向价差套利。抽蓄电站分享从抽水电价和上网电价形成收益的20%，进一步测算在不同年发电小时数的情境下，该抽蓄电站依靠电量电价可分享的收益。电力市场峰谷差价越大，抽蓄电站可利用的上网电价和抽水电价差值越大，度电价差收益越高，抽蓄电站可分享收益越大。

在未运行电力现货市场的地区，若抽水电价按燃煤发电基准价75%执行、上网电价按燃煤发电基准价执行，在发电效率为75%的情况下，抽蓄电站的抽水蓄能—放水发电过程无法盈利，仅可依靠提高发电效率或采用中标电价降低抽水电价而盈利。在电力现货市场中灵活选择抽水—放电时段可提高抽蓄电站收益。

辅助服务为抽蓄电站提供补偿

抽蓄电站可参与电力辅助服务并获得补偿。为构建新型电力系统，促进源网荷储协调发展，年国家能源局修订并印发《电力辅助服务管理办法》。电力辅助服务是指为维持电力系统安全稳定运行，促进清洁能源消纳，除正常电能生产、输送、使用外，由发电侧并网主体（包括抽水蓄能）、新型储能、可调节负荷提供的服务，包括有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。抽水蓄能作为发电侧并网主体，可以承担调爬坡、调峰、储能、稳定切负荷、黑启动等任务。

电力辅助服务包括有偿服务和无偿服务两类。无偿服务是指并网主体义务提供基本电力辅助服务；有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供，固定补偿按“补偿成本、合理收益”的原则综合考虑辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素确定补偿力度，市场化补偿遵循考虑辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则确定补偿力度。现货市场运行期间，调峰功能通过电能量市场机制实现，不再设置与现货市场并行的调峰辅助服务品种；据《南方区域电力辅助服务管理实施细则》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”。因此抽水蓄能在电力辅助服务中可在爬坡、黑启动等方面服务并获得补偿，在非现货市场中还可通过调峰获得补偿。

产业链：投资运营、总承包、设备三大环节

抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节

抽水蓄能项目转向EPC模式，参与主体多元。传统抽水蓄能建设项目采用设计—招标—建设线性模式，由于施工周期长、工程协作难度大，投资方为简化项目管理，减少与项目执行方的沟通成本，新建、在建和拟建的抽蓄项目多采用整体总包的EPC模式，涉及投资方、总承包方和设备方。

从产业链价值两看，建筑工程、机电设备占比最大，大概各占1/4。抽水蓄能电站项目单体投资规模大，根据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》，年机电设备及安装工程费用占比26.1%，居首位，建筑工程投资占比25.4%，两者合计过半，其他投资内容主要为征地费用、建设期利息等。

投资运营：两大电网主导，发电企业入场

当前抽蓄电站投资主体多为电网企业，发电企业和其他企业参与抽蓄电站热情增加。截至年7月，国网（含国网新源及国网地方子公司）、南网（南网双调，资产重组后将整体注入文山电力[.SH]）、蒙西电网拥有的在运抽蓄电站装机量占我国在运抽蓄电站装机量的63.3%、22.9%、2.7%，电网企业市占率近九成；发电企业三峡集团、华电集团装机量占比为4.7%、2.7%；另有其他企业江苏国信（.SZ）、宁波能源（.SH）装机量占比3.6%、0.2%。《抽水蓄能中长期发展规划（—年）》提出鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。由于抽蓄电站单体投资大、建设周期长，预计未来仍将保持电网主导、发电企业和其他企业参与的市场格局。

国家电网是我国抽蓄电站运营龙头。国家电网以投资建设运营电网为核心业务，下设抽水蓄能和新能源事业部，以直属单位国网新源控股有限公司为主要力量开发建设和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。根据《国家电网有限公司服务新能源发展报告》和《国家电网有限公司社会责任报告》，截至年年底，国家电网在运抽蓄电站装机量25.1GW，年抽水蓄能发电量.7亿千瓦时、抽水电量.02亿千瓦时；年新获江西奉新、浙江泰顺、辽宁庄河、黑龙江尚志项目核准批复，我们预计到年公司经营区装机将超过50GW，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据无可争议的领导地位。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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