电力储能是确保间歇性新能源电力稳定运行的关键解决方案。其中，抽水蓄能装机规模在储能领域一直占据主导地位。2021年抽水蓄能新增装机占储能装机规模的86.2%，累计装机容量占储能总体的89.3%，是储能行业里的老大。
根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年投产总规模达62GW+，2030年达120GW，对应2020-2025年5年CAGR15.4%。
按照水电总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》报告，预计2022年投产9GW，至2022年底总装机容量达到45GW。
那么，在新型储能迅猛发展的趋势中，抽水蓄能是否还有投资优势？如何把握投资机会？
核心看点：
抽水蓄能在储能领域占主导地位，国家仍将大力发展；
抽水蓄能在储能规模、使用寿命、安全性等方面具有显著优势，但其发展也受地理水源条件等因素限制；
因为容量电价有助盈利稳定，水电抗跌属性强、投产规模可观，故抽水蓄能具有一定投资优势，产业链上游价值量大的机电设备企业以及中游龙头值得关注。
抽水蓄能的现状如何？
目前市场主要应用的电力储能技术可以分为三大类：机械储能（包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能）、电磁储能和电化学储能（锂离子电池等）。
抽水蓄能是目前投入规模最大的储能技术，2021年抽水蓄能新增装机占储能装机规模的86.2%，占据主导地位。主要因为它在储能规模、使用寿命、安全性等方面具有显著优势。
抽水蓄能逐渐应用在多场景中，打破传统的水电、风电、光伏、抽蓄一体化布局。大型抽蓄电站基地在西南地区、西北沙漠、戈壁、荒漠等送端电网中作用日益突出。中小型抽蓄电站，在城市周边和新能源较为富裕的地级市得到更广泛的应用。
抽水蓄能的发展有哪些限制因素？丰水期和枯水期的季节性变化会对抽水蓄能的盈利产生多大影响？
抽蓄发展的限制因素有几个：
一是自然条件，要有足够的水源保证、适中的水头；工程地质条件也很重要，这决定水工建筑物的难度、工程量和造价；
二是位置条件，要选择在电网负荷中心带或其附近，以保证电站有便利的接、送电条件。站址区要有较好的交通条件，这是电站建设的外部基础；
三是资源和需求的匹配，我国送端地区资源丰富，建设条件好，适于建设抽水蓄能电站，但用电需求少。受端地区如上海、北京用电需求大，但建设条件差（全国目前只有上海和北京没有建设抽蓄电站）；
不过，虽然资源和需求从全局的角度上来看的确是不匹配的，但并不影响其在某个局部可以实现平衡，只要能平衡就可以使用。比如我国华东地区有很高比例的外送电，用电需求远远大于资源带来的发电能力，但这并没有降低浙江天荒坪抽蓄电站的使用率，反而给其带来了可观的收益以及社会效益。
如果因为资源和需求不匹配而强行用电，那么会不会导致电网的压力增大？有可能，但这指的是在用电高峰时刻强行用，如果在用电低谷时刻强行用，不但不会增加电网的压力，还可以起到缓解的作用。不过一般这种时候就算不上“强行”用了，据我所知，储能基本都是这么运行的。因为用电高峰时刻电价较高，低谷时刻电价较低，可以通过高充低放赚取收益。
电网压力增大，就要给电网转型升级吗？电网转型升级属于电力规划领域，执行周期至少也得按年来算，不会刚一发现电网压力大就开始推进转型升级，要经过很多步骤，如承载力评估，风险评估，投资收益评估，完成度评估等等，经过初步分析后再向上级部门层层审批，通过后才会拨钱着手建设，参考去年东北电网的拉闸限电事件，虽然不提倡，但这是缓解电网压力最有效的方式。
四是投资成本回收的问题，抽水蓄能工程总造价较高，单独的抽水蓄能投资不容易保证未来收益和预期效益。需要完善电价机制，形成成本分摊和疏导机制，缓解建设运营压力。
丰水期、枯水期对抽水蓄能盈利的具体影响说不好，但个人感觉对抽蓄的影响肯定没有常规水电机组大，因为只要能满足下游水库有足量的水，能被抽上去，那使用抽蓄就不成问题，只要能用，那它的盈利方式和平时也没有任何区别。
抽水电站回本周期和利用率有怎样的关系？
回本周期主要涉及三个因素：投入成本、使用寿命、收益。假设投入成本是相同的，并且单次运行是能够获益的，那么利用率越高，收益越高。但同时，在不考虑停运大修的条件下，利用率越高，寿命越短，因此在利用率这个问题上寿命和收益是处于对立的状态。利用率和回本周期的关系无法得到一个通用的结论，针对具体的某个抽蓄电站，可能使用率越高越容易回本，也可能使用率越低越容易回本，具体属于哪种情况取决于成本、寿命和收益之间的量化关系。
“十四五”规划到实际落地会不会存在像乡村光伏屋顶一样的问题，难以推进？
我觉得答案是有可能的，但是和乡村电网难以推进光伏建设的缘由不太一样，单个抽蓄的建设要涉及的土地面积较大，涉及到的审批程序，影响因素自然也就更多，可以说只要有一环出现问题那就建不了，但既然国家已经出台规划了，那其阻力会相对减轻一些，不过这些也会随着政策的调整发生改变。而乡村建设的光伏其单个体量远比抽蓄小，那涉及的影响因素自然会少很多，但县域光伏存在的主要问题是农民可能不愿意在村里建设光伏，毕竟对他们来说没有直接的好处，还占地方。
抽水蓄能领域还具有投资优势吗？产业链上会有哪些投资机会呢？
在两部制电价下，容量电价起到盈利稳定器作用，故抽蓄电站盈利或较为稳定。而且，水电抗跌属性强，水电板块在2008年我国经济下行阶段、2011年上半年-2014年上半年和2021年12月-2022年4月的上证综指下跌阶段收益显著。
产业链：
抽水蓄能产业链，整体格局集中，上游机电设备价值量最大。
1）上游
上游是抽水蓄能电站的设备供应方，主要包括水泵、水轮机、发电机、 进水阀等，其中设备投资通常占抽蓄电站投资成本 25%~30%，另外土建成本占比约 50%；
依据产量口径统计，2021年水轮发电机组产量最高的是哈尔滨电气，市占率约为47%，东方电气、浙富控股市占率为40%和4%。三家厂商市场份额合计超过90%，市场高度集中。
上游的发电电动机技术非常重要。
在轴承技术研究方面，哈电电机和东方电机在对蓄能机组双向推力轴承的瓦面材料、支撑结构、性能计算等方面取得了丰硕成果。
在绝缘性能技术研究领域，哈电电机拥有国内容量最大、精度最高的定子线棒冷热循环装置，能够保证定子线棒拥有良好的热稳定性；具备电热老化实验、耐环境温度、防潮、防盐雾等试验能力。
哈电电机还建设了高速推力轴承试验台，其试验能力行业第一，进行了溧阳、深蓄、敦化、长龙山、阳江等抽水蓄能机组双向推力轴承全尺寸模拟试验，积累了行业内最丰富的双向推力轴承试验数据。
2）中游
中游是电站的设计、建设、运营，抽水蓄能电站建设主要采用EPC工程总承包模式。中国电建在规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%，为绝对龙头。
中国能建、安徽建工参与区域抽水蓄能工程建设，受益于行业整体规模扩张。
3）下游
下游是抽水蓄能电站在电网系统的应用，包括调峰、调频、填谷等。
运营方以国家电网控股的国网新源和南方电网控股的南网双调为主，装机分别为23.41GW和8.58GW，其占比分别是64%和24%。此外还有三峡集团。
