机械储能：抽水蓄能利润空间有望提升，压缩空气储能商业化进展或将提速-天风证券.pdf-solarbe文库

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1 证券研究报告作者行业评级上次评级行业报告 | 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明机械设备强于大市强于大市维持 2022年 09月 20日（评级）分析师李鲁靖 SAC执业证书编号 S1110519050003 分析师朱晔 SAC执业证书编号 S1110522080001 机械储能抽水蓄能利润空间有望提升，压缩空气储能商业化进展或将提速行业深度研究  储能行业电力转型带动储能需求高速增长，政策刺激下储能装机有望迎来快速放量。 ➢ 1）新能源发电有望带动储能产业同步实现快速增长。新能源发电存在随机性间歇性波动性等缺陷，需要储能系统介入调节，起到电力调峰、平滑发电出力、系统调频、备用容量等作用。短期内政策刺激力度较大，配储的比例通常为 10-15之间。 ➢ 2）发电侧储能装机量测算机械储能用于大规模能量吞吐场景，常用于发电侧储能。跟据我们测算，国内发电侧的储能需求， 2021年为 134.37GW、 2025年达 198.46GW、 2030年达 301.00 GW。抽水蓄能累计装机量 2025年有望达到 62GW， 2030年有望达 120GW， 2021-2030年 CAGR ；新型储能累计装机量 2025年有望达到 47.15GW， 2030年有望达 150.90GW， 2021-2030年 CAGR为 43.83。  抽水蓄能两部制电价改革推进市场化，利润空间有望迎来提升，有望拉动投资 638亿元 /年。 ➢ 1）抽水蓄能技术较为成熟，是大规模调节能源的首选储能方式。抽水蓄能核心设备为水轮发电机组，近年来国产化率快速提升， 2021年投产的水轮发电机组国产化率已达 87.5；国内水轮发电机组市场呈双寡头格局，哈尔滨电气与东方电气几乎各占有 50的市场份额。 ➢ 2）两部制电价模式下，抽水蓄能项目收益率较为可观。两部制电价由容量电价、电量电价两部分组成。以华东天荒坪项目为例，该项目总投资额 71.18亿元，装机容量 180万 kW，年回收现金流 6.46亿元，投资回收期 11.01年，项目 IRR约为 8.77。 ➢ 3）抽水蓄能投资额测算抽水蓄能电站平均投资成本约为 55亿元 /GW。预计 2022-2025年间，平均每年总投资额为 335.91亿元 /年，其中机电设备的市场空间为 87.57亿元 /年； 2026-2030年间，平均每年总投资额为 638.00亿元 /年，其中机电设备的市场空间为 166.33亿元 /年。  压缩空气储能效率提升成本下降，商业化推广蓄势待发。 ➢ 1）效率与成本已和抽水蓄能相当，初具大规模商业化条件。蓄热式压缩空气储能不依赖化石燃料、效率较高，已初具大规模商业化条件。目前先进压缩空气储能系统效率能够逼近 75，造价约 5000-6000元 /kW，效率、成本已经和抽水蓄能相当（抽水蓄能效率 79、成本 5500元 /kW）。目前国内压缩空气储能正在规划建设的项目共有 19个，规划总装机量达到 5.38GW。 ➢ 2）压缩空气储能上游核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热换热系统等，主要参与企业包括陕鼓动力、金通灵、沈鼓集团、杭氧股份、川空等。我们预测 2025年压缩空气储能装机量达到 6.75GW， 2030年达到 43.14GW。  建议关注 ➢ 1）东方电气国内发电设备制造领先企业， 2021年水轮发电机组产量达到 8101MW，市占率 43.89，受益抽水蓄能放量的核心标的。 ➢ 2）陕鼓动力国产大型透平设备龙头，在国内空分压缩机市场市占率达到 82， 2022年与中能建数字科技集团签约，在压缩空气储能开展合作。 ➢ 3）金通灵与全球压缩空气领军者中科院热物理所合作紧密，压缩机、膨胀机等产品已经在压缩空气储能项目中完成中试。  风险提示宏观经济形势波动；抽水蓄能项目审批通过项目不及预期；压缩空气储能商业化进展不及预期；价格竞争过于激烈；文中测算具备一定主观性摘要 2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明储能行业电力转型带动储能需求高速增长，政策刺激下储能装机有望迎来快速放量 1 3请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 4数据来源促进新能源开发的“水储能”技术经济分析周建平， IEA，发改委能源局，派能科技招股说明书， Wind，天风证券研究所图典型日负荷与风电、光伏、抽水蓄能电站出力过程示意图 1.1 储能需求电力转型带动储能需求高速增长  在政策持续刺激下，新能源发电增长势头强劲。根据 “ 十四五”可再生能源发展规划，十四五期间可再生能源发电量增量在全社会用电量增量中的占比超过 50，风电和太阳能发电量实现翻番。 ①存量市场中， 2022Q1风电和光伏在社会总用电量中的占比分别为 8.99、 4.55，合计仅有 13.54，仍有较大的提升空间； ②增量市场中， 2021 年国内新增风电、光伏发电量在全国新增发电量中占比分别为 23.58、 7.92，合计为 31.50，距离 50的政策目标仍有较大的差距。因此，未来几年新能源发电大概率将维持强劲的增长势头。  随机性间歇性波动性，新能源发电需搭配储能投入使用。风电、光伏等可再生能源无法像传统化石能源发电随时间稳定输出，而是具有随机性、间歇性与波动性，这意味着需要储能系统介入调节，起到电力调峰、平滑发电出力、系统调频、备用容量等作用，以缓解电力需求供给不匹配所导致的种种问题。因此，新能源发电有望带动储能产业同步实现快速增长。 2,420 3,046 3,660 4,053 4,665 6,556 1,837 645 1,143 1,720 2,183 2,629 3,264 930 4.09 4.83 5.35 5.56 6.21 7.89 8.99 1.09 1.81 2.51 3.00 3.50 3.93 4.55 -15 -10 -5 0 5 10 -1,000 1,000 3,000 5,000 7,000 9,000 11,000 13,000 15,000 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Q1 风电发电量（亿千瓦时）光伏发电量（亿千瓦时）风电发电量占比光伏发电量占比 567 626 614 393 612 1,891 262 498 577 464 446 635 15.37 16.10 11.43 8.93 27.10 23.58 7.10 12.80 10.73 10.53 19.74 7.92 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 20 30 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 2016 2017 2018 2019 2020 2021 新增风电发电量（亿千瓦时）新增光伏发电量（亿千瓦时）新增风电发电量占比新增光伏发电量占比图全国风电和光伏新增发电量的占比图全国风电和光伏已装机的发电量占比 5数据来源派能科技招股说明书，北极星储能网，中国储能网，天风证券研究所  储能技术是保障电网安全运行的关键。储能技术应用于电力系统，是保障清洁能源大规模发展和电网安全经济运行的关键。电力的发、输、配、用在同一瞬间完成的特征决定了电力生产和消费必须保持实时平衡。储能技术可以弥补电力系统中缺失的“储放”功能，改变电能生产、输送和使用同步完成的模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加 “柔性”，特别是在平抑大规模清洁能源发电接入电网带来的波动性，提高电网运行的安全性、经济性和灵活性等方面。  储能可分为电源侧、电网侧和用户侧三大场景。从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能三大场景。其中，电源侧的储能应用包括电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等；电网侧储能主要用于缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等；用户侧储能主要用于电力自发自用、峰谷价差套利、容量电费管理和提升供电可靠性等。电源侧电网侧用户侧电力调峰辅助动态运行平滑可再生能源发电出力减少弃风弃光系统调频备用容量缓解电网阻塞延缓输配电设备扩容升级电力自发自用峰谷价差套利容量费用管理提升供电可靠性图电力供应系统中电源侧、电网侧、用户侧对储能的需求 1.1 储能需求电力转型带动储能需求高速增长 6 表电力供应系统中电源侧、电网侧、用户侧对储能的需求应用场景主要用途具体说明电源侧电力调峰通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷，即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电，在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。辅助动态运行以储能传统机组联合运行的方式，提供辅助动态运行、提高传统机组运行效率、延缓新建机组的功效。平滑可再生能源发电出力通过在风、光电站配置储能，基于电站出力预测和储能充放电调度，对随机性、间歇性和波动性的可再生能源发电出力进行平滑控制，满足并网要求。减少弃风弃光将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网，提高可再生能源利用率。电网侧系统调频频率的变化会对发电及用电设备的安全高效运行及寿命产生影响，因此频率调节至关重要。备用容量备用容量是指在满足预计负荷需求以外，针对突发情况时为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。缓解电网阻塞将储能系统安装在线路上游，当发生线路阻塞时可以将无法输送的电能储存到储能设备中，等到线路负荷小于线路容量时，储能系统再向线路放电。延缓输配电设备扩容升级在负荷接近设备容量的输配电系统内，可以利用储能系统通过较小的装机容量有效提高电网的输配电能力，从而延缓新建输配电设施，降低成本。用户侧电力自发自用对于安装光伏的家庭和工商业用户，考虑到光伏在白天发电，而用户一般在夜间负荷较高，通过配置储能可以更好地利用光伏电力，提高自发自用水平，降低用电成本。峰谷价差套利在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。容量费用管理工业用户可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低整体负荷，达到降低容量电费的目的。提升供电可靠性发生停电故障时，储能能够将储备的能量供应给终端用户，避免了故障修复过程中的电能中断，以保证供电可靠性数据来源派能科技招股说明书，北极星储能网，中国储能网，天风证券研究所 1.1 储能需求电力转型带动储能需求高速增长 7数据来源北极星储能网，天风证券研究所表 2022年各地出台的储能政策  短期内政策刺激力度较大，有望加速推动储能产业由政策导向切换为市场导向。 ➢ 据北极星储能网统计，截至 2022年 5月 30日已有 23省区发布新能源配储政策。其中多地市对分布式光伏提出配套建设储能的要求，且以山东枣庄配储规模要求最高，为装机容量 15～ 30建设储能，且时长 2～ 4小时。此前，仅有内蒙古 2021年保障性并网集中式风电、光伏发电项目优选结果中提出按 15～ 30配储，储能时长 2小时。通过对已出台政策文件的观察分析，一般情况下，储能的配置比例在 10-15之间。时间省份政策文件储能配置比例储能配置时间 h 2022.5.20 浙江诸暨诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案 10 2022.5.13 辽宁辽宁省 2022年光伏发电示范项目建设方案公开征求意见建议的公告 15 3 2022.5.11 浙江永康永康市整市屋顶分布式光伏开发试点实施方案 10 2022.5.1 江苏苏州关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见试行 2MW以上光伏 8 2022.4.11 海南澄迈关于进一步规范集中式光伏发电项目建设管理的通知 25 2 2022.4.1 甘肃嘉峪关嘉峪关市“十四五”第一批光伏发电项目竞争性配置公告 20 2 2022.3.29 安徽关于征求 2022年第一批次光伏发电和风电项目并网规模竞争性配置方案意见的函 5 2 2022.3.29 福建关于组织开展 2022年集中式光伏电站试点申报工作的通知试点项目 10，其他 15 24 2022.3.22 内蒙古关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见建议的公告光伏 15 4 2022.3.17 辽宁省发改委关于征求辽宁省 2022年光伏发电示范项目建设方案征求意见稿 10以上 2022.3.16 河北屋顶分布式光伏建设指导规范试行 2022.1.28 广西梧州关于规范我市风电光伏新能源产业发展 10 2022.1.13 宁夏自治区发展改革委关于征求 2022年光伏发电项目竞争性配置方案意见的函 10 2 2022.1.11 上海上海市发展改革委关于公布金山海上风电场一期项目竞争配置工作方案的通知 20 4 2022.1.5 海南海南省发展和改革委员会关于开展 2022年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知 10 1.2 政策力度鼓励政策频出，配储比例约 10-15 8数据来源促进新能源开发的“水储能”技术经济分析周建平，储能技术发展现状及应用前景分析吴皓文， HZ公司新建储能项目可行性研究曹立爽，中国储能网，天风证券研究所表不同应用场景下适用的储能形式  机械储能与电化学储能的技术特点、适用场景各有不同。 ➢ 机械储能以抽水蓄能和压缩空气储能为代表，特点为大规模能量吞吐，功率大、建设周期长，适用于削峰填谷与负荷调节。 ➢ 电化学储能以锂离子电池为代表，功率小于机械储能、建设周期短、效率较高，适用于平滑发电与二次调频等场景。功率效率适合储能周期放电时间尺度寿命（年）建设周期机械储能抽水蓄能 1005000 MW 6585 数小时 4060 68年压缩空气储能 5300 MW 已达 70 数小时 -数月小时 2040 2年飞轮储能已达 5MW 80 数秒 -数分毫秒 -分 015 - 电化学储能锂离子储能一般 10100MW 8589 数分 -数天分 -小时 515 1年以内铅酸电池 7090 数分 -数天秒 -小时 515 钠硫电池 7090 数秒 -数小时秒 -小时 1015 全钒液流电池 6085 数小时 -数月秒 -小时 510 时间尺度应用场景运行特点技术特性需求适用储能类型分钟及以下级辅助一次调频；提供系统阻尼；提高电能质量动作周期随机；毫秒级响应速度；大功率充放电高功率；高响应速度；高存储；循环寿命紧凑超级电容器；超导磁储能；飞轮储能分钟至小时级平滑可再生能源发电；跟踪计划出力；二次调频；提高输配电设施利用率充放电转换频；秒级响应速度；可观的能量高安全性；较快的响应速度；一定的规模（ MW/MWh）；高循环寿命（万次）；便于集成的设备形态锂离子电池；钠硫电池；钒液流电池小时级以上削峰填谷；负荷调节大规模能量吞吐安全性高；成本低；大规模（ 100MW/100MWh）；深充深放（循环寿命 5000 次）；资源环境友好抽水蓄能；压缩空气；熔融盐；储氢表机械储能和电化学储能的对比 1.3 技术路径新型储能技术逐渐成熟，渗透率迅速提升图储能形式的分类 9数据来源 CNESA，天风证券研究所图全球储能累计装机规模及增速  全球储能行业 ➢ 2021年全球储能累计装机量 209.40GW，抽水蓄能装机 180.50GW，新型储能装机 28.90GW。 ➢ 2021年全球新增储能装机中，抽水蓄能占比仅为 40.20，可以看出，全球市场新型储能，尤其是锂离子电池储能的商业化进度已经相当可观。图 2021年全球已装机储能的不同技术路径占比（存量市场）抽水蓄能 40.20 锂离子电池 57.44 压缩空气储能 1.40 蓄冷蓄热 0.80 液流电池 0.09 铅蓄电池 0.02 其他 0.05 新型储能 59.80 图 2021年全球新增装机储能的不同技术路径占比（增量市场） 1.3 技术路径新型储能技术逐渐成熟，渗透率迅速提升抽水蓄能 86.20 熔融盐储热 1.60 锂离子电池 11.09 飞轮储能 0.22 压缩空气 0.28 其他 0.02 液流电池 0.07 铅蓄电池 0.27 钠硫电池 0.24 新型储能 13.80 10数据来源 CNESA，天风证券研究所图中国储能累计装机规模及增速  国内储能行业 ➢ 2021年国内储能累计装机量 43.30GW，抽水蓄能装机 37.57GW，新型储能装机 5.73GW。 ➢ 2021年国内新增储能装机中，抽水蓄能仍占有较高的比重，为 72.40。 28.6 29.99 30.3 31.79 37.570.39 1.08 1.72 3.28 5.7328.99 31.07 32.02 35.07 43.30 7.20 3.04 9.54 23.46 -30.00 -20.00 -10.00 0.00 10.00 20.00 30.00 0 20 40 60 80 100 2017 2018 2019 2020 2021 中国抽水蓄能累计装机量（ GW）中国新型储能累计装机量（ GW）中国储能总装机量 YoY 图 2021年中国已装机储能的不同技术路径占比（存量市场）图 2021年中国新增装机储能的不同技术路径占比（增量市场） 1.3 技术路径新型储能技术逐渐成熟，渗透率迅速提升抽水蓄能 86.29 熔融盐储热 1.20 锂离子电池 11.21 压缩空气 0.40 飞轮储能 0.01 其他 0.01 超级电容 0.02 液流电池 0.11 铅蓄电池 0.74 新型储能 13.71 抽水蓄能 71.10 锂离子电池 24.73 压缩空气储能 1.40 蓄冷蓄热 0.80 液流电池 0.12 铅蓄电池 0.02 其他 1.82 新型储能 28.90 11数据来源 2021年中国储能技术研究进展陈海生， CNESA，天风证券研究所图 2021年国内和全球储能技术水平对比  国内储能技术进步较快，部分技术已处于全球领先水平。 ➢ 2021年中国储能技术发表 SCI文章数 11949篇，位居全球第一，遥遥领先于第二名美国的 3336篇。 ➢ 目前主流的储能技术中，抽水蓄能技术已较为成熟，锂离子电池也开始步入商业化阶段。国内压缩空气储能达到全球领先水平，正处于推广应用阶段，未来几年内有望实现商业化。技术研发工程示范推广应用商业化抽水蓄能压缩空气储热储冷飞轮储能铅蓄电池锂离子电池液流电池钠离子电池超级电容器储能新技术国内技术水平国际技术水平图 2021年全球主要国家储能技术发表 SCI文章数图 2010-2021年全球主要国家储能技术发表 SCI文章数中国 11949 美国 3336 印度 2420 韩国 1405 德国 1229 英国 1202 澳大利亚 1054 其他 3915 1.3 技术路径新型储能技术逐渐成熟，渗透率迅速提升 92.70 101.60 118.95 134.37 141.02 198.46 301.00 0 50 100 150 200 250 300 350 2018 2019 2020 2021 2022H1 2025E 2030E 储能总需求（ GW） 12数据来源中国 2030年能源电力发展规划研究及 2060年展望全球能源互联网发展合作组织，新能源场站配置储能收益测算与经济性分析刘军会等，北极星储能网， Wind，天风证券研究所图风电、光伏及其他发电方式的装机量预测（单位 GW） 国内发电侧储能需求测算预计 2022年上半年国内储能总需求为 141.02GW； 2025年、 2030年储能总需求分别有望达到 198.46、 301.00GW。测算主要基于以下假设 ➢ 1）根据全球能源互联网发展合作组织发表的中国 2030年能源电力发展规划研究及 2060年展望，预计中国 2025年、 2030年各类电力装机容量如右图所示。 ➢ 2）据新能源场站配置储能收益测算与经济性分析一文分析，风电、光伏最佳储能配比为 11、 15。 ➢ 3）火储调频项目通常按照机组额定出力的 3配置储能，考虑到除风电光伏以外的其他发电方式仍以火电为主，我们假设其他发电方式的储能配比为 3。十四五期间 CAGR10.78 十五五期间 CAGR8.69 图国内发电侧储能总需求预测表国内发电侧储能总需求预测（单位 GW） 2018 2019 2020 2021 2022H1 2025E 2030E 风电装机量 184.27 209.15 281.53 328.48 342.24 536.00 800.00 光伏装机量 174.63 204.68 253.43 306.56 336.77 559.00 1025.00 其他发电方式装机量 1541.22 1596.23 1665.62 1741.88 1762.00 1855.00 1975.00 总发电装机量 1900.12 2010.06 2200.58 2376.92 2441.01 2950.00 3800.00 风电配备储能 20.27 23.01 30.97 36.13 37.65 58.96 88.00 光伏配备储能 26.19 30.70 38.01 45.98 50.52 83.85 153.75 其他发电方式配备储能 46.24 47.89 49.97 52.26 52.86 55.65 59.25 储能总需求 92.70 101.60 118.95 134.37 141.02 198.46 301.00 1541 1596 1666 1742 1762 1855 1975 184 209 282 328 342 536 800 175 205 253 307 337 1025 1900 2010 2201 2377 2950 3800 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 2018 2019 2020 2021 2022H1 2025E 2030E 其他发电方式装机量风电装机量光伏装机量 1.4 装机容量预测国内储能 2025年达 109.15GW， 2030年达 270.90GW 29.99 30.30 31.79 37.57 62.00 120.00 1.08 1.72 3.28 5.73 47.15 150.90 31.07 32.02 35.07 43.30 109.15 270.90 0 50 100 150 200 250 300 2018 2019 2020 2021 2025E 2030E 抽水蓄能累计装机量（ GW）新型储能累计装机量（ GW） 13 图国内抽水蓄能和新型储能储能累计装机规模预测 国内储能装机容量预测我们预计 2025年国内储能装机容量达到 109.15 GW，抽水蓄能与新型储能装机容量分别达到 62.00、 47.15GW； 2030年国内储能装机容量达到 270.90GW，抽水蓄能与新型储能装机分别为 120.00、 150.90GW。基于以下假设  1）考虑到未来新能源发电占比有望实现快速提升，储能的需求也同步增长，且国内锂离子电池、压缩空气储能等新型储能方式已初具商业化条件，有望迎来放量，我们假设储能配置比例（装机量 /总需求） 2025年达到 55， 2030年达到 90。  2）能源局发布文件抽水蓄能中长期发展规划（ 2021-2035 年）指出， 2025 年抽水蓄能投产总规模 62GW以上； 2030年投产总规模 120GW左右，我们假设目标如期达成。图国内新增装机容量的结构预测注标红数据为预测值，其余均为统计数据或计算得出表国内抽水蓄能和新型储能储能新增装机规模预测新增容量新型储能 41GW 抽水蓄能 24GW 新增容量新型储能 104GW 抽水蓄能 58GW 32.81 48.79 70.26 37.10 35.86 67.19 51.21 29.74 62.90 64.14 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2019 2020 2021 2022-2025E 2026-2030E 抽水蓄能新增装机占比新型储能新增装机占比 2018 2019 2020 2021 2025E 2030E 发电侧储能总需求（ GW） 92.70 101.60 118.95 134.37 198.46 301.00 储能总装机量（ GW） 31.07 32.02 35.07 43.30 109.15 270.90 储能配置比例 33.52 31.52 29.49 32.22 55.00 90.00 抽水蓄能累计装机量（ GW） 29.99 30.30 31.79 37.57 62.00 120.00 新型储能累计装机量（ GW） 1.08 1.72 3.28 5.73 47.15 150.90 2018 2019 2020 2021 2022-2025E 2026-2030E 新增储能总装机量（ GW） -- 0.94 3.05 8.23 65.85 161.75 抽水蓄能新增装机量（ GW） -- 0.31 1.49 5.78 24.43 58.00 抽水蓄能新增装机占比 -- 32.81 48.79 70.26 37.10 35.86 新型储能新增装机量（ GW） -- 0.63 1.56 2.45 41.42 103.75 新型储能新增装机占比 -- 67.19 51.21 29.74 62.90 64.14 数据来源中国 2030年能源电力发展规划研究及 2060年展望全球能源互联网发展合作组织，新能源场站配置储能收益测算与经济性分析刘军会等，北极星储能网， CNESA，国家能源局，天风证券研究所 1.4 装机容量预测国内储能 2025年达 109.15GW， 2030年达 270.90GW 14  关于储能装机容量测算的几点说明  Q1新型储能 2021年装机量仅有 5.73GW，预测 2025年装机量达到 47.15GW， 2030年达到 150.90GW，是否过于乐观地估计了新型储能的增长速度 ➢ A1根据国家电网董事长辛保安在人民日报上发表的署名文章，国家电网将力争 2030年实现抽蓄电站与电化学储能的装机量均达到 100GW；此外，南方电网也提出 “十四五”和“十五五”期间，将在公司经营区域内分别投产 20GW新型储能。可以看出，新型储能的增长速度十分可观，预测结果具备一定合理性。  Q2 2019至 2021年新增储能装机容量中，抽水蓄能的占比分别为 32.81、 48.79、 70.26，呈不断上升态势。为什么预测 2022年后抽水蓄能的新增装机量占比不超过 40新型储能新增装机容量占比 60以上是否合理 ➢ A2由于抽水蓄能的建设周期较长（通常 6-8年），可以推算出近三年的抽水蓄能新装机容量基本来自 2012-2015年开工的项目，彼时新能源发电占比较低，储能需求小，因此前期抽水蓄能项目建设较少，使得 2019-2021年新增的抽水蓄能装机容量数据基数小，占比数据代表性较弱。考虑到国内锂离子电池、压缩空气储能等新型储能方式已初具商业化条件，有望迎来放量，且新型储能建设周期较短（通常在 2年以内），因此未来新型储能新增装机量占比有望达到 60以上具备一定合理性。数据来源中国 2030年能源电力发展规划研究及 2060年展望全球能源互联网发展合作组织，新能源场站配置储能收益测算与经济性分析刘军会等，北极星储能网， CNESA，能源局官网，中国电力网，天风证券研究所 1.4 装机容量预测国内储能 2025年达 109.15GW， 2030年达 270.90GW 抽水蓄能两部制电价改革推进市场化，利润空间有望迎来提升 2 15请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明 16数据来源文山电力公告，国际能源网，天风证券研究所 2.1 抽水蓄能大规模调节能源的首选储能方式  抽水蓄能电站主要利用高低水位势能差实现电网负荷的调节。抽水蓄能电站主要由处于高、低海拔位置的上、下水库，以及发电装置和厂房、控制中心组成，是利用电力负荷低谷时的电能自下水库抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电的水电站。抽水蓄能电站可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，是技术成熟、使用经济、运行环保的大规模优质储能装置。  抽水蓄能技术较为成熟，是大规模调节能源的首选储能方式。抽水蓄能具有技术成熟、反应快速灵活、单机容量大、经济性较好等优点，是缓解系统调峰压力的最有效手段之一，可以快速稳定系统频率，可以调相运行，可以稳定系统电压，是电力系统事故备用电源，能作为电网黑启动电源，是大规模调节能源的首选。图抽水蓄能工程的原理图图抽水蓄能工程的示意图  国内抽水蓄能发展较为成熟，已形成较为完善的产业链。我国抽水蓄能电站的发展始于 20世纪 60年代后期，目前已积累了丰富的的抽水蓄能电站建设经验，掌握了较先进的机组制造技术，抽水蓄能机组设备的国产化进程正在加快，设备安装水平也在继续提高。通过一批大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。 ➢ 1）上游机电设备主要包括水轮机、发电机、水泵、变压器以及监控系统、调速系统等，其中核心设备为水轮发电机组，国内主要生产企业为哈尔滨电气、东方电气，两家市占率合计达 95以上。 ➢ 2）中游建设工程分为电站规划设计建设与电站运营两部分，中国电建在国内抽水蓄能规划设计市场的份额约占 90，承担建设项目市场的份额约占 80，是国内抽水蓄能规划设计建设的龙头； ➢ 3）下游电网系统抽水蓄能电站接入电网系统，服务于工业用电、商业用电、居民用电等部门，起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等关键作用。 17数据来源抽水蓄能产业发展报告 2021 水电总局，国内抽水蓄能电站 EPC总承包管理模式研究及应用鲍利佳等，天风证券研究所图抽水蓄能的上中下游产业链上游设备供应中游电站建设及运营下游电网系统水轮机接入电网系统电站设计水泵压缩空气系统监控系统发电机主变压器调速系统抽水蓄能电站建设抽水蓄能电站运营工程建设安装调试调度运行电站管理调峰填谷调频调相储能事故备用工业用电商业用电居民用电 2.2 产业链抽水蓄能技术成熟，已形成较完善的产业链 18数据来源鹏芃科艺，天风证券研究所  上游核心装置是水轮发电机组，包括水轮机和发电机两个关键装置。  水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转换为叶轮的机械能，主要分为贯流式、混流式、轴流式三种结构类型。 ➢ 1）轴流式水流从径向进入，然后转为向下方向推动转轮叶片做功，推动转轮叶片的水流方向与转轮轴方向平行，通常适用水头落差为 390米。 ➢ 2）混流式水流从径向进入，然后转为向下方向出口，水流在径向与轴向通过叶片时都做功，通常适用水头落差为 40700米。 ➢ 3）贯流式；水流是沿水轮机轴线方向进入，沿水轮机轴线方向流出，通常适用水头落差为 230米。  发电机发电机是将水轮的机械能转换为电能的装置，大型水轮机的转速较低，通常采用多对磁极、立轴结构，主要零部件包括定子、转子、机座、电刷装置、制动器等。 2.2 产业链上游主要设备为水轮发电机组，国内市场集中度较高图轴流式、贯流式、混流式水轮机的结构与适用水头落差图抽水蓄能的发电机组贯流式水轮机适用水头落差 230米混流式水轮机适用水头落差 40700米轴流式水轮机适用水头落差 390米 19数据来源哈尔滨电气公告、官网，抽水蓄能产业发展报告 2021 水电总局，浙富控股公告，东方电气公告，北极星电力网，天风证券研究所图 2021年国内水轮发电机组的市占率情况（按产量）  抽水蓄能水轮发电机组国产化进展迅速。 2011年之前，国内抽水蓄能投产的水轮发电机组基本依赖进口；而 2012年之后，国产水轮发电进口替代取得了较大进展，外资逐渐退出了中国市场， 2012-2021年，国内新投产的水轮发电机组 18台，其中有 13台为国产设备，国产化率达到 72。  国内水轮发电机组市场集中度较高， CR2超过 95。目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，以 2021年水轮发电机组产量的角度来看，三家的产量分别为 9.55GW、 8.10GW、 0.81GW，哈尔滨电气与东方电气两家占据了 95以上的市场份额，市场集中度较高。（仅统计哈尔滨电气、东方电气、浙富控股的产量） 51.7443.89 4.38 哈尔滨电气东方电气浙富控股图哈尔滨电气生产的水轮发电机组 2 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 61 1 2 2 2 4 5 5 8 9 10 10 10 10 12 14 15 16 17 18 18 18 18 18 20 21 21 21 21 21 1 1 1 1 1 1 1 2 3 3 3 4 6 6 7 7 14 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 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 中外合资进口设备国产设备图国内抽水蓄能累计已投产的水轮发电机组设备（单位台） 2.2 产业链上游主要设备为水轮发电机组，国内市场集中度较高注仅统计哈尔滨电气、东方电气、浙富控股的产量 20数据来源国际能源网，中国电建公告，中国水力发电工程协会，天风证券研究所  中游中国电建为抽水蓄能规划设计建设的龙头 ➢ 1）国内抽水蓄能建设主要采用 EPC模式。 ➢ 2）中国电建是国内规模最大、影响力最强水利水电建设企业，自成立以来承担了我国大部分抽水蓄能电站的规划、勘测设计、施工建造、设备安装、工