電力新能源行業投資策略：關注儲能、抽蓄、氫能、煤電改造1

復盤：新能源已成共識，公用大幅跑贏滬深300用電需求大幅反彈，新能源快速發展用電需求反彈明顯，增長率回歸疫情前序年份水平。自

2020

年四季度以來，

我國疫情控制情況良好，經濟復蘇國內外需求提升背景下國內產能擴長，上游

原材料、高耗能企業用能需求旺盛，加之電氣化程度提升。在

2020

年上半年

同比基數較低的情況下，全社會一季度單月用電量同比上升

26%、19%和

21%，疫情后用電量需求增速反彈效應明顯。進入第二季度，用電同比增速下

降至

13%-14%，第三季度及

10、11

月份用電量同比增速下降至個位數。若排

除受疫情影響的

2020

年份數據，相較

2019

年同期單月用電量數據來看，

2021

年復合增長率維持在

7%-9%的高位區間，已回歸疫情前序年份用電量正

常增長率水平，并略有提高。2021

年

1-11

月共計完成發電量

73826.7

億千瓦時，較去年同期增長

9.2%。

受南方受來水偏枯影響，前

11

個月水電發電量占比

15.1%，同比下降

1.9pct；

風電、光伏由于去年裝機潮新增大量裝機，發電占比分別達到

6.9%、2.3%，

同比上升

1.3pct、0.3pct。火電占比

70.7%，提升

0.26pct。裝機方面，截至

2021

年

11

月末，我國共計發電裝機

23.2

億千瓦，全年同比

增速保持在

10%左右，風電、光伏裝機分別達到

3.05GW、2.87GW。從占比

上來看，風電、光伏較去年占比增加明顯，分別較去年增加

2pct，1.5pct。由

于新能源招投標集中于第二季度，較短的建設周期決定了項目大多投產于年末，預計

12

月份風電、光伏裝機量及占比將進一步提高。南方來水偏枯，東北風況欠佳，煤炭供需歷史性緊張態勢，地方性缺電情況頻

現。全社會用電需求高增背景下，2021

年發電設備平均利用小時數同比明顯

提升，發電設備整體利用小時數明顯提高。然而，今年上半年水電來水偏枯，

影響云貴川外送兩廣的電量，云南、廣東及廣西部分地區出現有序用電情況；

在東北地區，三季度末煤炭供需歷史性緊張態勢，加之受風電出力的影響，遼

寧、吉林地區電力供應出現明顯缺口，一度影響居民用電。整體來看，火電、

核電利用小時數同比增速均在

5%-10%左右，提升更為明顯。新能源整體消納保持良好水平，利用小時相對平穩。參考至

11

月數據，預計

2021

年整體風電利用小時數可較去年提升

100

小時以上，達到約

2190

小時，

光伏受陰雨等天氣影響，利用小時數下降約

100

小時左右，達到

1175

小時。“雙碳”背景下，供不應求刺激發電裝機、電網加大投資，電力板塊迎來發展

機遇。從“十四五”開局之年來看，我國經濟發展增速已基本擺脫疫情影響，

回歸平穩發展水平。由于電力需求與

GDP增速存在強相關關系，同時電氣化

程度提升，預計未來用電量需求將保持穩定增長。今年局部缺電的情形將促進

發電投資運營商進一步加大發電裝機投資，同時新能源的大規模并網加大了特

高壓輸送需求以及局部調峰調頻壓力，加大了分布式電源及配網建設需求，將

為發電運營商及電網、儲能運營商帶來新的發展機遇。2021

年公用板塊整體大幅跑贏，三季度實現大幅上漲截至

2021

年

12

月

17

日，申萬公用事業板塊

2021

年累計漲跌幅達到

31.43%，

較滬深

300

相對收益率高達

37.37%，大幅跑贏市場平均水平。分階段來看，

2021

年年初公用事業板塊指數一路下行，最低時累計跌幅達到

8.88%，開年

走勢較為不利；進入

3

月份以后局勢反轉，公用事業指數累計漲跌幅由負轉正，

而滬深

300

指數由正轉負；3

月份至

7

月末期間，公用事業指數累計收益率持

續震蕩，至

7

月末重新歸零；進入

8

月份后，公用事業指數大幅上漲，迅速來

開與滬深

300

的收益率差距，10

月份小幅回調，隨后繼續拉升。全年來看，

公用事業板塊實現超高相對收益率，達

37.4%。煤價高企推動電力市場化改革。受進口煤限制及國產煤產量的下滑，我國今年

煤價自

5

月以來持續高位運行，10

月份動力煤期貨價格一度飆升至

1900

元/

噸，大幅增加了煤電企業的發電成本。從

7

月份開始，蒙西、寧夏、四川等省

份相繼發布市場電價可以上浮

10%的政策，資本市場普遍認為打開電價上浮

限制成為大勢所趨，火電板塊持續走高；到

10

月，中央印發了《關于進一步

深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，允許市場化交易電價上浮

20%

（高耗能產業用電電價不受上浮限制），為“漲電價”預期一錘定音。同時中央過煤炭增產保供、嚴查惡意炒作囤積等一系列嚴厲手段，煤價較快回

落。12

月初，中央經濟工作會議強調煤炭在我國能源中的基礎性地位，推動

煤炭和新能源優化組合，激發了火電板塊的投資熱情，同時更加有利于火電企

業加速推進新能源轉型，火電板塊持續上漲。國家能源局

6

月發布《關于

2021

年新能源上網電價政策有關事項的通知》，

我國陸上風電、光伏項目正式進入平價時代。后續綠色電力及電力市場化交易

政策及試點不斷推進。新能源裝機確定性達成共識，綠電量價齊升預期逐步驗

證，新能源運營商下半年開始實現大幅上漲，超過公用事業整體漲幅。港股三

個火電轉型新能源公司在同期實現股價的大幅上升。同時新能源運營領域資本市場運作持續升溫。2021

年

6

月，三峽能源以純正

新能源公司身份正式登陸

A股平臺，成為

A股最大新能源公司。2021

年

12

月龍源電力實現

A+H上市落定。此外各類轉型發展新能源公司增加，借助資

本市場融資發展新能源。2

投資展望一：新能源運營把握“三重確定性”機會量的確定性——最基礎和必然的確定性政策持續出臺基本構建起“N+1”政策框架，為未來中長期快速健康發展奠定

高度的確定性。2021

年

10

月

24

日，中共中央國務院聯合發布了《關于完整準確全面貫徹新

發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》是黨中央對碳達峰碳中和工作進行的

系統謀劃和總體部署，覆蓋碳達峰、碳中和兩個階段，是管總管長遠的頂層設

計，發揮統領作為“1+N”中的“1”。2021

年

10

月

26

日，國務院正式發布了《2030

年前碳達峰行動方案》聚焦碳

達峰，提出了提高非化石能源消費比重、提升能源利用效率、降低二氧化碳排

放水平等方面主要目標。提出將碳達峰貫穿于經濟社會發展全過程和各方面，

重點實施“碳達峰十大行動”。將作為“N”中為首的政策文件，外加各部門、各

地方政策等。共同構成“1+N”

政策體系。隨著頂層規劃明朗，后續政策出臺

有望加速。隨著整體政策框架落地，各地方及部門分解任務指標。前期各企業提出的宏大

裝機目標，將得到各級政府及監管部門的配合，建設指標、開發、并網將實現

高效對接。在高效率和低隱性成本環境下，實現裝機規模的確定性增長。風機價格大幅下行，光伏組件價格預期下降，確保良好項目收益率，風光裝機

增速具備高確定性。

新能源發電成本持續下降。2010-2020

年末，我國陸上風電及光伏發電成本不

斷下降，其中陸上風電平均裝機成本由

1500

美元/kW降至

1264

美元/kW，下

降

15.7%，度電成本從

0.071

美元/kWh降至

0.033

美元/kWh，下降

54%，風

機材料價格下降及發電效率提升明顯；光伏平均裝機成本從

3994

美元/kWh降

至

651

美元/kWh，下降

83.7%，度電成本從

0.305

美元/kWh降至

0.044

美元

/kWh，下降

85.6%。近年來，大容量風機占比不斷提升，大直徑和大容量風

機將不斷提升發電效率從而降低度電成本；光伏則致力于不斷提升電池轉換效

率。隨著風機大型化，陸上單機發電功率達普遍可達

4-5GW以上，海上風電單機

發電功率達普遍可達

9GW以上。陸上風電風機成本降至約

2000

元，海上風

電風機成本降至約

4000

元，同時大型化攤薄相關建設成本、土地成本、吊裝

成本。使得平價陸上項目具備良好收益率水平，平價海上項目已基本可以實現。光伏經歷過硅料價格大幅上漲后，目前已有所回調。過去

1-2

光伏產業需求量

大幅增加，帶動產業鏈上下游的產能擴張，在硅片、電池片、組件企業的大幅

擴產的同時，硅料產能增長相對較慢，導致硅料價格今年大幅上漲。根據

PVinfo統計，2021

年單晶致密塊料主流價格從年初

1

月份每公斤

85

元快速上

漲，6

月份漲至每公斤

206

元人民幣，半年間漲幅達到

142%。之后能耗雙控

政策讓

Q3、Q3

硅料價格進一步上升，11

月漲至每公斤

269

元人民幣，相比

1

月的漲幅高達

216%，該價格水平已經漲至

2011

年以來的最高價位。相應一

定程度抑制了

2021

年新增光伏裝機規模。近期隨著硅料擴產的預期，硅料價格近期出現下調，帶動電池片及組件價格回

落。預計組件價格平穩在

2

元/W內，運營商便可以基本滿足收益率要求，持

續回落至

1.9

元/W以內，對應

EPC成本降至約

4.0-4.3

元/W以內，開發和建

設動力動力將逐漸增強。

在國內強大產業鏈支撐下，成本的穩定，終端裝機收益率得到保障，風光裝機

主動性提升，增速更具備高確定性。今年以來，國家發改委、國家能源局確定了第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為

重點的大型風電光伏基地項目，總規模約

100GW，主要分布在內蒙古、青海、

甘肅、寧夏等地，利用優質風光資源，正按照“成熟一個、開工一個”的原則

積極開工。據統計截至

11

月

24

日，第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的

大型風電光伏基地項目開工數量達到

21

個，在建規模超

55GW。此外能源局發布組織擬納入國家第二批以沙漠、戈壁地區為重點的大型風電光

伏基地項目的通知，要求已核準（備案）且能夠在

2022

年開工建設，原則上

能在

2023

年內建成并網，后續也將持續推進落地。此外，據風芒能源統計，

今年以來各省風電共計完成競配

56.11GW，光伏

103.8GW。價的確定性——預期的確定性實現綠電：同質電力外的綠色價值在實現從消費終端來看，由于電力不論發電來源均為同質商品，所有電力在市場化條

件下本應獲得相同定價。化石能源發電成本側需要多支付對應污染成本（對應

綠電的綠色價值），綠電則需要多支付維持出力穩定的輔助服務成本（對應火

電等的穩定價值）。隨著污染成本將持續提升，對應綠電綠色價值提升，而輔

助服務成本隨著儲能、抽蓄等發展將不斷彌補和降低。綠電交易及碳市場的推

進將更有利于綠電價值實現。綠色價值在市場認知和政策引導下逐步從邏輯合理走向客觀現實，從過去具有

一定象征意義和代表性的綠電交易，僅有國內少量新能源運營商參與，到組織

試點，再到如今正在從試點走向常態。電力市場化還原電力商品屬性，綠電理

應獲得更高價值。自

9

月

7

日，綠色電力交易試點啟動。首批綠色電力交易共

17

個省份

259

家

市場主體參與，交易電量

79.35

億千瓦時。其中，國家電網公司經營區域成交

電量

68.98

億千瓦時，南方電網公司經營區域成交電量

10.37

億千瓦時（均價

提高

2.7

分/千瓦時）。綠色電力成交價格較當地電力中長期交易價格增加

0.03~0.05

元/千瓦時。本次交易預計將減少標煤燃燒

243.60

萬噸，減排二氧

化碳

607.18

萬噸。綠電交易有望與火電電價“同臺

PK，隨行就市”2021

年

10

月

11

日發布《國家發展改革委關于進一步深化

燃煤發電上網電價

市場化改革的通知》。主要提出，燃煤發電電量原則上全部進入市場（70%至

100%）將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過

10%、下浮原

則上不超過

15%，擴大為上下浮動原則上均不超過

20%，高耗能企業市場交

易電價不受上浮

20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。前多省展開市

場交易，電價基本實現基準價

20%上浮。在此背景下，綠電常態化交易增加，已實現與火電享受相近上浮電價的趨勢。

11

月浙江交易中心促成大唐新能源與浙江銀泰百貨

3000

萬千瓦時的綠電交易，

在當地煤電基準價的基礎上溢價約

6.1

分/千瓦時，溢價比例達到

15%。這是

浙江自

9

月份成功完成全國首批綠電交易試點以來，開啟綠電交易“日常模

式”。

江蘇已經實現發改委所倡導的在電力中長期交易市場框架下，設立綠色電力交

易品種。12

月

23

日，2022

年江蘇電力市場年度交易結果顯示，2022

年年度

交易共成交

1239

筆，總成交電量

2647.29

億千瓦時，成交均價

466.69

元/兆

瓦時較燃煤發電上網基準價

391

元/兆瓦時相比，上浮

19.36%。其中綠電交易

成交電量

9.24

億千瓦時，成交均價

462.88

元/兆瓦時，上浮

18.38%。2022

年電力交易與去年相比，成交量上漲了

14.5%，其中年度雙邊交易電量比去年

增加

223.86

億千瓦時，年度掛牌交易比去年增加

111.32

億千瓦時。開始綠電交易“日常模式”，推動綠電交易常態化、廣義化。“日常模式”下

更多供需雙方隨時根據需求可以實現雙邊或多邊的綠電交易，使得綠電交易成

為月度、年度電力市場化交易的一部分，讓更多的風光電加入到更廣義的綠電

交易，實現與火電電價“同臺

PK，隨行就市”。目前規模仍較小，參與交易主要是無補貼或極少補貼的風電、光伏電量。供給

方面，2021

年后平價項目大量并網將為市場化交易提供更多綠電。

需求方面，2022

中央經濟工作會議進一步明確了新增可再生能源不納入能源

消費總量控制，向碳排放總量和強度"雙控"轉變。在高能耗企業的能耗指標趨

緊，更多納入碳配額考核的情況下，綠電的需求將得到極大提升。業績的確定性——確定增長中觀察分化的可能量和價的確定性將直接促成業績的高確定性2021

年為“雙碳”目標制定后的第一年，也是“十四五”建設開局之年，各

大發電央企在年初制定了發展規劃，其中新能源均為其中的重要目標。2020

年由于為陸風及光伏補貼的最后一年，風電、光伏裝機分別同比增長

34.6%、

23.8%，增速較高；2021

年風電受

2020

年搶裝，及光伏受上游價格抑制，新

能源裝機增速有所回落。中央及各地規劃均根據“雙碳”目標進行調整，今年

下放新能源建設指標較遲，隨著后續指標的下達，以及上游硅料和組件價格回

落，預計明年的新能源尤其是光伏裝機的招標、開工建設將開始提速。預計整

體來看，2021

年末風電累計裝機將增長到

3.2

億千瓦，同比增長約

15%，光

伏累計裝機增長至約

3

億千瓦，同比增長

19%左右。2021

年裝機確定性增長，使得新能源運營整體業績增長具有高度的確定性，隨著裝機規模增長，業績拾級而上。尤其是

2021

年低價風機和搶裝海風將極

大提升新能源運營商

2022

年業績。2022

年長協煤價+長協電價將陸續落地。長協電價市場化價格聯動機制有望形

成，實現分時段簽約、價格錨定調整，市場化交易電量增長得到重要支撐。此

外綠電交易推進、容量電價機制建立逐步推進。長協煤價+長協電價雙重靈活

調節，電力供應安全與電力合理利潤得到政策機制保障。電廠向上游及下游，

開展談判均有據可依，電價更能體現供需、成本、和環境價值，新能源建設成

本預期不斷下行，綠電的盈利空間打開。2022

年火電板塊業績拐點出現，新

能源電力板塊業績確定性增長。2022

或是觀察分化布局行業核心資產的窗口期雖然行業處在整體的確定性增長中，隨著行業發展階段、公司運營管理和能力、

政策導向等各方面的演變，未來基本可以確定會顯現出一定的分化，但預計明顯分化或在

2022

年較難出現。

目前來看，由于運營模式具有較高同質化，項目開發方面靈活度較高，存在地

方差異，企業需要“軟硬實力”兼具。2021

年處在企業規劃與政策銜接和大

規模獲取指標“跑馬圈地”的前期，2022

年項目開始建成并網和指標開始轉

化落地開始，將是觀察窗企業競爭力和未來分化趨勢的窗口期。

根據現有新能源項目競配標準，企業產業能力（開發經驗、資本實力、產業鏈

投資等）、前期工作開展情況及申報電價為最核心的三個項目指標配置參考因

素。結合行業觀察，以下幾方面也可以重點關注。（1）股東實力和支持力度：電力運營商集團或股東支持，主要在于“自上而

下”與各地方多產業一攬子合作，新能源產業上下游合作，或地方性企業的本

地化優勢，將很大程度帶動新能源項目開發。（2）員工激勵：當前大型電力企業企業實力、股東背景，往往差異較小，在

項目具體競爭中，“自下而上”的推進尤為重要，具體項目開發人員的效率、

專業、信息溝通等方面是項目競爭中的關鍵。可重點關注有員工股權激勵，及

良好項目激勵機制的公司。（3）融資成本：由于新能源運營初期大量資本開支需求，項目自有資金投入

占比往往在

20%-30%，較高的杠桿比例及初期投資使得項目整體收益率對于

債務融資成本變動極為敏感。獲取市場最低的融資成本，可以在保障收益率情

況下，在項目開發成本容忍度、電價、配置儲能等方面實現資源競配的相對優

勢。（4）現金流支撐程度：新能源運營快速增長期資本開支強度大，風電光伏平

均來看

1GW新能源發電項目，按

30%資本金投入約

15

億元，而現金流回收

周期較長。考慮到股權融資進而攤薄股東收益，存量裝機規模較大運營商，以

及火電企業，如華潤電力、華能國際，中國電力等，或核電、水電企業在轉型

中則更具這方面優勢，憑借存量機組強有力現金流可以獲取更多資源，滾動開

發提升股東價值。現金流考量下，存量裝機及裝機增長彈性或需要權衡。3

投資展望二：抽水蓄能及火電調峰調頻是新能源電力“立”與“破”重要銜接新型電力系統下抽水蓄能發揮重要作用新能源大規模并網，儲能發展勢在必行。根據我國“3060

雙碳“目標指引，

需要構建以新能源為主體的新型電力系統，風電、光伏未來將迅速發展：我們

預計到

2025、2030

年，風電、光伏裝機量占比將達到

37.1%、46.5%，發電

量占比將達到

16.3%、24.5%。然而，光伏發電和風電的間歇特性，需要配套

儲能電站才能承擔電力保障，因此，電力系統對儲能電站容量的需求也將隨之

越來越大。抽水蓄能是應用最廣泛的調峰電源。抽水蓄能電站是利用電力負荷低谷時的電

能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電的水電站，綜合效率

在

70%-85%之間。相較于傳統水電站，抽水蓄能電站對于水落差要求更高，

一般為

100

米以上。傳統水電站主要為徑流式和壩后式，徑流式直接攔河發電

無太高落差，壩后式利用一定落差來發電，但落差比較小，因此水電站改抽水

蓄能電站比例不大。目前，抽水蓄能是運用最廣泛的儲能技術，2020

年末我

國抽水蓄能占總儲能的

89.3%。在調峰端，抽水蓄能較其他儲能方式優勢明顯。目前電網側協調用電供需兩端

平衡主要為調頻、調峰兩大手段，前者對于放電的響應時間及速度要求較高，

須達到秒級、分鐘級的水平，后者則對放電持續時間要求較高。抽水蓄能由于

響應時間一般在

7

分鐘以上，但能做到持續

4-6

小時的放電，因此被主要用于

調峰端，而電化學儲能則應用于調頻端。除此之外，抽水蓄能當前技術極為成

熟，且建成后使用壽命極長，在調峰應用端具備無可比擬的優勢。初期投資成本占比較高，抽水蓄能度電成本優勢明顯。從抽水蓄能電站全生命

周期成本構成來看，較普通水電站，初期項目安裝成本較低，其中系統成本占

總成本約

50%；運維成本較高，每年約為

7-8

萬元/MW。相比其他儲能技術，

目前抽水蓄能技術已十分成熟，度電成本僅為

0.21-0.25

元/千瓦時，較電化學

儲能在成本方面具備明顯優勢。在考慮電化學儲能持續降本的情況下，預計未

來十年抽水蓄能度電成本依然能夠保證相對優勢。市場規模和主要參與主體2020

年末，我國抽水蓄能累計裝機規模達到

31.79GW，同比增長

5.02%，占

全國儲能裝機總規模的

89%。因抽水蓄能相對其他儲能成本、成熟度等優勢，

短期看來，依然占據儲能應用的主導地位。在建裝機方面

2021

年

4

月，我國

抽水蓄能電站在建裝機

52.43GW，是全球抽水蓄能電站規模最大的國家。目

前裝機主要集中在

根據國家能源局

9

月發布的《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035

年）》，到

2025

年，抽水蓄能投產總規模較“十三五”翻一番，達到

6200

萬千瓦以上；到

2030

年，抽水蓄能投產總規模達到

1.2

億千瓦左右。目前，受前期投資巨大，以及后期運營電網調度統一等因素，抽水蓄能裝機主

要集中在國網及南網子公司投資運營。此外內蒙古電力（集團）有限責任公司

以及江蘇、浙江等地的部分企業也運營少量抽水蓄能電站。而根據規劃中提出，“要研究簡化儲能新技術示范項目審批程序，穩妥推進以

招標、市場競價等方式確定抽水蓄能電站項目投資主體，鼓勵社會資本投資建

設抽水蓄能。”隨著抽水蓄能相關政策的進一步清晰，更多市場主體參與抽水

蓄能市場，因此在建的抽水蓄能電站的投資主體呈現多元化趨勢，“十四五”

期間新開工項目有望有更多投資主體參與。國網新源控股有限公司截至

2021

年

3

月末，隨著安徽績溪

180

萬千瓦抽水蓄能電站全部投產運營，

公司在運控股裝機容量增至

2087

萬千瓦，占全國總裝機比重約

65%。2020

年，得益于電力系統調節需求增加和裝機規模提升，公司抽水電量、發電量和

上網電量等運營指標均有所上升。公司在建擬建項目主要為抽水蓄能電站項目。根據公司披露，截至

2021

年

3

月末，在建項目

31

個，擬建項目

2

個，總投資為

2,741.17

億元，尚需投資

1,961.75

億。以每千瓦

6000-7000

元投資規模，裝機規模有望達

4000

萬千瓦

約未來隨著在建項目的陸續投運，公司裝機規模將進一步提升。國網總體對抽水蓄能提出明確規劃。2021

年

3

月，國家電網發布服務碳達峰

碳中和構建新型電力系統加快抽水蓄能開發建設重要舉措，力爭在“十四五”

期間在新能源集中開發地區和負荷中心新增開工

2000

萬千瓦以上裝機，新增

1000

億元以上投資規模的抽水蓄能電站。南方電網調峰調頻公司有望與文山電力將重組實現上市截至

2021

年

6

月末，調峰調頻公司在南方五省區運營的抽水蓄能電站在運裝

機容量合計

788

萬千瓦，占全國總裝機比重約

25%。在建裝機容量合計

240

萬千瓦。資產重組置換調峰調頻公司股權，文山電力成為南網儲能業務上市平臺。

2021

年

10

月

15

日，文山電力發布資產重組預案，擬將主要從事購售電、電

力設計及配售電業務的相關資產負債與間接控股股東南方電網持有的調峰調頻

公司

100%股權的等值部分進行置換，并向南方電網以發行股份的方式購買擬

置入資產與擬置出資產交易價格的差額部分。本次交易完成后，文山電力主要

業務將轉為抽水蓄能業務、調峰水電業務以及電網側獨立儲能業務，置換獲得

標的公司

5

座抽蓄電站，2

座調峰水電站及

1

座獨立儲能電站，成為南方電網

旗下儲能上市平臺。南網總體對抽水蓄能提出明確規劃。南方電網印發《公司關于推動綠色低碳發

展轉型的意見》提出，將在未來三個五年計劃中，加快抽水蓄能建設，“十四

五”新增裝機

600

萬千瓦，“十五五”“十六五”各新增裝機

1500

萬千瓦，未

來十五年增長

4.6

倍，未來

10

年總投資約

2000

億元，到

2030

年支撐

2.5

億

千瓦以上新能源接入和消納。厘清成本疏導辦法，抽蓄發展進入新階段根據發改委對于抽蓄電站電價形成辦法及成本疏導辦法，我國抽水蓄能電價機

制可大致分為三段：

成本加成鎖定項目投資收益率，電網、發電側及用戶側共擔費用（2004-2014）。根據

2004

年發改委印發的《關于抽水蓄能電站建設管理有關問題的

通知》，抽蓄電站主要由電網進行運營，成本及在此基礎上產生的合理收益納

入電網銷售費用。在

2007

年《關于桐柏、泰安抽水蓄能電站電價問題的通知》

中，發改委規定通知以后的電站由電網全資建設、運營，通知以前的非電網持

有的抽蓄電站由電網租賃經營，成本均納入電網費用。兩部制電價完善固定成本及變動成本補償辦法，成本疏導順暢（2014-2016）。

2014

年發改委印發《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》，

通知明確了容量電價彌補電站固定成本及準許收益、納入電網運行費用，電量

電價彌補變動成本，電價水平按照當地燃煤標桿電價執行的方法，抽蓄電站投

資端及運營端成本疏導順暢。成本疏導困難，“十三五”抽水蓄能發展不及預期（2016-2021）。截至

2020

年末，我國抽水蓄能裝機量達到

3179

萬千瓦，但未達到《水電發展“十三五

“規劃》預期的

4000

萬千瓦裝機量。2016

年”廠網分離“后抽水蓄能電站成

本從電網成本中剝離并規定不允許納入輸配電價定價成本，但未對費用疏導方

式進行明確規定，成本疏導不暢導致了投資熱情低迷，”十三五“期間我國抽

水蓄能發展較緩慢。。連續重磅儲能政策文件出臺，抽蓄價格形成機制完善。隨新能源裝機增速加快，

相應儲能設施需配套建設以輔助大量新能源并網，2021

年以來中央連續發布

針對儲能建設的相關政策文件。2021

年

4

月，《關于加快推進新型儲能發展的

指導意見（征求意見稿）》提出對于電網側儲能設施提出“建立電網測獨立儲

能容量電價機制，研究探索電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”。2021

年

5

月，《國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》

提出以兩部制電價政策為主體：以競爭性方式形成電量電價+完善容量電價核

定機制。以競爭性方式形成電量電價（體現抽蓄電站提供調峰服務的價值，回

收抽水、發電的運行成本），將容量電價納入輸配電價回收（體現抽蓄電站提

供調頻、調壓、系統備用和黑啟動等輔助服務的價值，回收抽發運行成本外的

其他成本并獲得合理收益）。此外，在

2021

年

7

月國家發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》

的政策指導背景下，各地紛紛加大峰谷電價差，在此背景下，廣東省發改委批

復同意執行《廣東省電網企業代理購電實施方案（試行）》。方案指出，代理購

電價格包含平均上網電價、輔助服務費用、保障居民、農業用電價格穩定產生的新增損益分攤三部分。其中現階段輔助服務費用主要包括儲能、抽水蓄能電

站的費用和需求側響應等費用，相關費用由直