（报告出品方/分析师：华创证券 王彬鹏 鲁星泽 郭亚新）一、抽水蓄能基本介绍 抽水蓄能是目前全世界应用最为广泛的一种储能方案。
广义上，储能可以分为电储能、 热储能和氢储能三类，其中电储能是目前最主要的储能形式。
电储能中，根据储存的原 理不同可以分为电化学储能和机械储能。
1）电化学储能要包括锂离子电池、铅蓄电池和 钠硫电池等。
2）机械储能主要包括抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等。
根据 CNESA 的不完全统计，截至 2020 年底，全球已投运储能项目累计装机规模 191.1GW，其中，抽 水蓄能的累计装机规模达到 172.5GW，占比超 90%，其次是电化学储能，占比约 7.5%。
（一）基本原理：重力势能和电能的相互转换 抽水蓄能电站的基本原理是重力势能和电能的相互转换，主要由两座海拔高度不同的水 库、水泵、水轮机以及配套的输水系统等组成。
当电力需求较低，有电能盈余时，利用 电能将位于较低海拔处水库的水抽至较高海拔处水库，将暂时多余的电能转化成势能进 行储存。
当电力需求较高，有电能短缺时，将高海拔水库的水释放，使其回到低海拔水 库并且推动水轮机发电，以实现势能到电能的转化。
抽蓄电站可以分为纯抽水蓄能电站与混合式抽水蓄能电站两种，区别主要在于有无天然 径流汇入以及能否利用天然径流发电。
纯抽蓄电站没有或仅有少量天然径流汇入，其运 行主要是通过上下水库的水循环利用，由于抵消蒸发和渗漏的损失，需要对水源进行少 量补充；而混合式抽蓄电站的上水库则有天然径流汇入，既可以利用江河径流进行常规 发电，又可以满足调峰、调频、调相等需求。
混合式抽水蓄能电站相当于在常规的水电 站的基础上，增建可逆机组和抽水泵，使得发出的电能可以储存并且和势能相互转换。
常规水电站可以通过改建与抽水蓄能电站实现结合开发，改建手段通常有上库结合、加 泵扩机和一体化改造三种。
（二）储能方案对比：抽蓄技术成熟、经济性优 根据应用场景，储能方案可以划分为电网侧，电源侧和用户侧三类，不同的场景下，储 能发挥着不同的功能：1）发电侧：主要解决电量偏差、出力波动等问题，常见的方案有火电灵活性改造、风光 储一体化等； 2）电网侧：主要价值体现在缓解电力缺口、参与电网调峰调频、增强电网可靠性等，抽 水蓄能为电网侧储能的主要方案； 3）用户侧：在用户侧，储能是实现分时电价管理的主要手段，还可用于容量管理和电能 质量调节，可能的方案包括电化学储能、储能参与需求侧响应调节（虚拟电厂）等。
1、抽水蓄能相对其他储能方案的优劣势分析 机械储能是目前最成熟的储能技术，其中尤以抽水蓄能为成熟应用的范例，在全球已并 网的储能装置中占比超过 90%。
电化学储能潜力极大，在技术高速进步的近年中已经从 开发示范阶段逐步迈入产业化发展阶段。
超导与超级电容储能等直接储能形式则处于更 加早期，尚在研究与试点中。
澳大利亚可再生能源署在 2016 年绘制了全球储能技术成熟 度曲线（如下图），该图的横轴为储能技术所处的应用阶段，纵轴为成本需求和技术风 险，在图中所处位置越靠右说明应用越多，位置越靠下说明成本和风险越低，抽水蓄能的技术成熟度明显高于其他储能技术。
除了技术成熟可靠，抽蓄电站还具备容量大、经济性好、运行灵活等显著优势。
抽水蓄 能电站单机容量大，一般规模在几万千瓦到几十万千瓦之间，目前装机容量及储能能力 均为世界第一的河北丰宁抽水蓄能电站总装机达到360万千瓦，满发利用小时数达到10.8 小时，最大可提供相当于三分之一个三峡水电站的调节出力。
另外，由于水的蒸发和渗 透损失相对较小，抽水蓄能系统的储能周期范围较大，从几小时到十数年均可，是典型 的能量型储能，放电时间达到小时至日级别。
作为机械储能，抽蓄电站运行效率稳定在 高位，不会受到长时间使用导致能量衰减等问题的困扰，使用寿命长，同时不产生污染， 可长期循环使用，节能环保程度极高。
基于其技术成熟，循环次数多，使用寿命长且损 耗低等特点，抽蓄电站的度电成本优势较大。
抽蓄电站的主要劣势在于其对于地理条件的要求较高、建设周期长。
抽蓄电站的上下水 库之间需要具有足够的高度差以提供较大的势能，目前平均高度差在 200~600 米之间； 另外还需要较大的面积以修建足够大容量的水库，中小型抽水蓄能电站的水库总库容在 1 亿立方米以下，而目前世界最大的丰宁抽水蓄能电站一期库容就超过了 1.1 亿立方米。
由于高度差较大的地区普遍以山林为主，因此抽蓄电站建设施工具有一定的难度，从规 划到建成周期较长（一般在 6 年以上），站点位置普遍较偏僻，与负荷中心存在一定距 离。
2、量化比较抽水蓄能的成本优势 抽水蓄能电站相对其他储能方案经济性优异。
作为电力系统的重要组成部分，在安全性 与效率之余，储能的经济效益是其选择与应用过程中极其重要的考虑因素。
参考文章《基 于全寿命周期成本的储能成本分析》，基于对各类储能电站的投资成本、发电效率、维 护成本等一系列假设下，抽水蓄能电站的度电成本最低，当年利用小时达到 2000h 时， 其度电成本仅为 0.46 元/kwh，我们结合实际应用，适当调整计算参数后，抽蓄的度电成 本可以降到 0.3 元/kwh 左右，显著低于压缩空气储能、电化学储能等其他方案。
评价储能是否经济性的重要标准之一就是峰谷价差，根据北极星储能网，2021 年全国绝 大部分省份或直辖市的一般工商业峰谷价差已超过 0.3 元/KWh，半数左右区域超过 0.5 元/kwh，且峰谷价差较高的区域主要集中在北京、广东、长三角等经济发达区域，抽水 蓄能应用的经济性可以较好体现，而目前的电化学储能度电成本还多在0.5元/kwh以上。
抽蓄电站度电成本计算过程如下： ① 假设每瓦投资额 5.5 元，1200MW 的抽蓄电站，初始投资为 66 亿元； ② 年成本费用=年运维成本+年投资成本，其中运维成本一般按照初始投资的一定比 例假设，此处假设为 2.5%，即每年运维费用大概 1.65 亿元； ③ 年投资成本=等年值系数 C*初始投资，其中 C=【r*(1+r)n】/【(1+r)n -1】，r 为基 准折现率，n 为储能运行的期限，即寿命，由于该篇论文并未直接给出不同电站 的 r，但根据已知的等年值系数（10.17%）我们倒推回去，得到 r=9.5%，即抽蓄 电站的度电成本测算中，默认其基准折现率为 9.5%，抽蓄电站的年投资成本为 6.71 亿元； ④ 年发电量=装机容量*年利用小时数*转换效率=1200MW*2000*75%=18 亿千瓦时 ⑤ 度电成本=（年投资成本+年运维成本）/年发电量=0.46 元/千瓦时 ⑥ 我们在以上假设基础上做了一系列的敏感性分析，若将使用年限提升至 40 年，基准折现率降至 7%，运维费率降至 1.5%，则度电成本将降至 0.33 元/千瓦时， 若每年的发电量增加，则还有降低空间。
需要说明的是，由于压缩空气、电化学储能等新型储能方案技术迭代较快，产业也逐渐 成熟，其成本的下降曲线是要明显陡峭于抽水蓄能的。
抽水蓄能电站的经济效益好主要
