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为推进抽水蓄能快速发展，适应新型电力系统建设和大规模高比例新能源发展需要，助力实现碳达峰、碳中和目标，国家能源局近日发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》。

投资要点

抽水蓄能中长期规划正式出台，目标到2025 年抽水蓄能总规模较十三五翻一番。9 月9日，国家能源局正式发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，我们总结如下要点：1）依照前期的抽水蓄能资源站点筛查，将4.21 亿千瓦装机规模纳入重点实施项目库，3.05 亿千瓦装机纳入储备项目库，且提及储备项目落实相关条件后可滚动调整进入重点实施项目库。2）目标到2025 年，抽水蓄能投产总规模较“十三五”翻一番，达到6200 万千瓦以上，到2030 年，抽水蓄能投产总规模较“十四五”再翻一番，达到1.2 亿千瓦左右。3）稳妥推进以招标、市场竞价等方式确定抽水蓄能电站项目投资主体，鼓励社会资本投资建设抽水蓄能。

抽水蓄能多方面优于电化学储能，预计将是未来几年储能调峰的主流思路。随着新能源占比的逐步增加，其出力的波动性和与用电负荷曲线不匹配的特点使得新能源消纳问题逐步显现。储能能够吸收不平衡的功率流，使发电机输出的状态量更加稳定，实现用电负荷的削峰填谷，在新型电力系统中具有重要地位。储能主要分为抽水蓄能和电化学储能，其中抽水蓄能由于建设成本低，经济性更高占据我国当前储能总量的90%左右。中长期来看，由于电化学储能的度电成本难以下降，预计抽水蓄能仍将凭借成本优势成为未来几年我国储能调峰的主流思路。

两部制电价保障盈利水平，打开抽水蓄能发展空间。早在2014 年，国家发改委就曾发布《关于完善抽蓄电站价格形成机制有关问题的通知》，要求在电力市场形成前，对2014 年8 月1 日后投产的抽蓄电站实行两部制电价，但是2014 年、2016 年、2019 年发改委发文促进抽水蓄能建设均未对输配电价成本疏导作明确规定，且两轮输配电价定价均将抽蓄电站的资产、成本费用剔除在有效资产和定价输配电成本的范围之外，这使得容量电费无法回收，电网企业直接背负，十三五抽水蓄能发展缓慢。2021 年4 月，发改委发文进一步完善抽水蓄能价格形成机制，提出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。我们判断，输配电价回收政策理顺抽蓄行业成本传导机制，并为企业合理利润兜底，这种相对稳健的类固收模式对外部资本具备一定吸引力，有望打开抽蓄行业发展空间。

投资建议：抽水蓄能跟水电关联性极强，存量的水电站有改造成抽水蓄能的空间，看好水电运营商在新机制下获取合理的回报。1）长江电力：当前时点市场对长江电力的灵活性价值和成长性普遍低估，看好新型电力系统下水电价值重估；2）黔源电力：碳中和背景下，公司作为华电贵州省重点平台，加大光伏投资有望迎来新一轮增长，水光储互补空间巨大；3）华能水电：全国第二大水电公司，独占澜沧江全流域开发权，澜沧江流域梯级水电区域存在水光互补潜力，一体化基地优势凸显。

风险提示：抽水蓄能政策落地不及预期