今天（9月28日），南方电网储能股份有限公司（以下简称“南网储能”，代码600995）举行重大资产重组暨更名上市仪式，正式登陆上交所。南网储能由原文山电力实施重大资产重组成立，主要从事抽水蓄能和新型储能业务，是全市场首个主营抽水蓄能业务的上市公司。南网储能上市，实现国内首次以“资本运作打造专业化上市公司平台”的方式助力抽水蓄能等储能产业发展，将一体融合积蓄能源电力和资本市场两股力量，为构建新型电力系统注入新动能。

南方电网公司董事长、党组书记孟振平表示，南方电网公司深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，认真落实国企改革三年行动方案和提高上市公司质量的具体要求，全力支持南网储能打造储能领域旗舰型龙头企业，积极利用资本市场推动国有资本做强做优做大，并以南网储能重组更名上市为契机，加快发展抽水蓄能和新型储能，在推动构建新型电力系统、助力实现“双碳”目标的征程上当好先锋、做好表率。

南方电网公司董事、总经理、党组副书记王宏志在致辞中表示，希望南网储能打造高质量上市公司，充分借助资本市场力量，大力开拓抽水蓄能和新型储能业务，着力推动竞争性辅助服务市场建设，在能源产业链、价值链中更好发挥引领作用，以优秀业绩回报广大投资者、股东和社会，为构建新型电力系统提供重要支撑，为实现“双碳”目标贡献南网力量。

投资主体多元化

中国已具备成熟的抽水蓄能产业链条。

未来万亿级别的投资规模，必将会延伸到设备制造厂商，勘测设计、建设施工，以及投资运营企业，抽水蓄能势必将会对地方经济起到巨大的拉动作用。

国家能源局新能源司副司长任育之指出：从价格方面，国家发改委2021年初发布的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（633号文）已经健全了抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。从政策层面，抽水蓄能也将作为实现碳达峰、碳中和目标的重要方式，获得更多的金融和财政支持。从投资主体的市场定位而言，国家也已经逐步放开，不仅仅是电网企业，更多企业也开始参与到抽水蓄能项目的建设中。

任育之副司长特别提到的《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》已明确，政府核定的抽水蓄能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；无现货市场的地方，电网企业提供抽水电量产生的损耗在核定省级电网输配电价时统筹考虑；抽水蓄能电站容量需要在多个省级电网分摊的，由国家发改委组织协商确定分摊比例；明确抽水蓄能电站同时服务于特定电源和电力系统的，应明确容量分摊比例，在特定电源和电力系统之间分摊，特定电源分摊的容量电费由相关受益主体承担。

《意见》还明确提出了电网与非电网主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同、按照公平公开公正原则对电站实施调度、严格执行发改委核定的容量电价及根据《意见》形成的电量电价、按月及时结算电费等具体措施。

除了633号文，国家发改委在2022年3月17日又印发了《关于开展抽水蓄能定价成本监审工作的通知》，组织开展在运项目定价成本监审。国家决心加强抽水蓄能建设，相应的配套政策就一定会出台。

综合业内专家的观点来看，其一，以往的抽水蓄能可以说是一个不赚钱的买卖，但两部制电价的实施，有望使投资建设抽水蓄能的企业实现盈利。其二，未来的抽水蓄能依然没有超额利润，没有暴利，但从长期来看，抽水蓄能一定可以带来稳定的投资回报。

《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》的发展目标不仅在于装机量的增长，更要形成技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。

众所周知，过往国内抽水蓄能的投资主体主要是国家电网和南方电网，占据90%以上的市场，属于网建网用模式。随着去年两部制电价的实施，抽水蓄能开发迎来盈利拐点；在鼓励社会资本参与电力市场交易的政策支持下，抽水蓄能正吸引更多企业加入，产业链上的参与者也越来越多。

抽水蓄能政策“礼包”频出，包括电网在内的各路企业已在加速布局。

在推进储能建设方面，国家电网2022年计划加大优质抽水蓄能站址资源储备力度，力争核准湖北紫云山、辽宁大雅河等抽蓄项目。除了前述江西奉新、浙江泰顺两座抽蓄电站，另有两座抽蓄电站也纳入了今年开工建设的范围。此外，国家电网还将推动安徽金寨、黑龙江荒沟等5座抽蓄电站建设。

国网抽水蓄能和新能源部主任刘永奇近期撰文指出，“十二五”以来，国网公司抽水蓄能发展进入快车道，共开工装机4313万千瓦，已投运电站在保障系统安全运行和电力可靠供应、促进新能源发展等方面作用显著。“十三五”期间，国网经营区域内新能源利用率从“十二五”末的84.6%提高到97.1%，抽水蓄能发挥了至关重要的作用。

面对抽水蓄能的“风口”，刘永奇在文中特别强调：要广泛合作、互利共赢，要积极吸引社会资本参与公司拟建抽水蓄能项目股权投资，合作模式一厂一议、灵活选择，社会资本可参可控。对于有意愿、有能力的社会资本，可由社会资本控股并建设管理电站，与社会各方力量建立共建共享机制。

面对新能源开发前景以及构建新型电力系统的要求，除了电网企业，中国建筑、中国铁建、中国中冶等10多家央企也加码抽水蓄能业务。此外，据统计，目前全国已有超过55家投资主体正在积极推进抽水蓄能电站相关工作，超过2亿千瓦的抽水蓄能电站正在开展前期工作，而且这些项目基本都具备在“十四五”进行开工的条件。

随着发展抽水蓄能的迫切性，相关专家预计，2022年服务新能源接入电网的电网侧抽水蓄能电站和带动新能源基地化开发的抽水蓄能电站的项目审批、核准开工规模将大幅增加。

从新能源发展规划来看，2030年我国风电、光伏等间歇性可再生能源装机容量在12亿千瓦以上。据相关预测，2060年，电力总装机容量达80亿千瓦，风电光伏装机规模将达50亿千瓦，装机占比超过60%，新能源发电量超8万亿千瓦时，电量占比超过50%，成为电量供给的主体。

基于此规模，即使仅考虑15%至20%的调节电源配比，对储能调节能力的要求也在7.5亿千瓦~10亿千瓦。

与此同时，风光作为间歇性能源，急需储能配合使用，风光行业未来有望成为储能的最大增量市场！

万亿市场规模即将到来

目前，我国抽水蓄能电站的设计施工、配套设备制造等均达到世界先进水平。截至2021年，我国已投产的抽水蓄能电站总规模达36390MW，在建抽水蓄能电站总规模55130MW，均居世界首位。

“实际上，自去年以来，国家在政策上加大了对抽水蓄能行业的支持力度。”上述某券商电新行业分析师告诉时代财经，原来，抽水蓄能投资建设主要以国家电网、南方电网为投资主体，占据了近90%的市场份额，其电价采用自建自用模式，“随着去年‘两部制电价’的实施，抽水蓄能电价迎来盈利拐点，从而吸引了其他企业开始涉足其中。”

2021年4月3日，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》强调“以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，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”，其中主要变化在于“容量电价传导方式疏通、保证电站6.5%的内部收益率、电量电价依然不贡献主要利润，鼓励市场化定价”。

同年9月17日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，这是我国第一次将抽水蓄能作为一个独立、完整产业发布的全国性发展规划。该规划提出2025年、2030年全国抽蓄投产规模将分别达到62GW、120GW，即十四五、十五五期间各翻一番。

对于抽水蓄能电站可能存在的立项风险，上述文山电力相关负责人在回复时代财经采访时表示，抽水蓄能电站立项之前需要开展规划选点、预可行性研究、可行性研究等相关工作，每个阶段工作依次进行。项目纳入国家选点规划后方可开展前期工作，项目前期工作涵盖预可研、可研两个阶段工作。“在项目预可研阶段，需要在选点规划的基础上，进一步论证项目建设必要性，明确项目选址，排查外部制约因素，规避后续不能立项的风险。”

华创证券研报测算，2022-2024年抽蓄电站三年合计投资规模近1700亿，结合储能需求、两网规划以及项目投资成本，“我们认为未来实际推进的项目投资规模可能会超过国家规划。”

据水电水利规划设计总院测算，以目前抽水蓄能电站单位千瓦（KW）投资6000元左右计算，按照目前的规划体量来看，抽水蓄能产业市场规模将超过两万亿元。

“各项目之间差距较大，有的每瓦成本最低4.2元，有的最高每瓦8元，平均差不多每瓦6元左右。”上述某券商电新行业分析师认为，随着新能源的大量接入，电力系统显现出“双高”和“双峰”的特征，对电网安全稳定运行带来一定冲击，“而抽水蓄能凭借显著的优势，能够有效应对电力系统各种复杂变化，保障电力安全。因此，加大推广建设抽水蓄能项目，能够提高对新能源消纳能力。”

2022年4月，国家发改委、国家能源局部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目。

截至2022年5月25日，据时代财经不完全统计，A股市场上市公司披露的抽水蓄能项目投资金额合计约为1500亿元。

受行业景气度攀升的影响，相关“抽水蓄能概念股”近期在A股市场上表现不错，广州发展5月24日、25日连续两日涨停。

截至5月26日午盘收市，广州发展以上涨4.96%报收7.41元，文山电力以下跌2.21%报收14.359元，吉电股份以下跌1%报收6.91元，豫能控股以下跌0.37%报收5.33元，湖北能源以上涨0.23%报收4.45元，中国能建以上涨0.43%报收2.35元，中国电建以上涨0.477%报收7.81元。

文章来源： 时代财经，全国能源信息平台，能源圈