2021最新新能源储能情况

在最近的新能源行情中，储能备受关注。不过，简单地将储能等价于储能电池的观点，其实是有偏差的。电化学储能只是诸多储能形式中的一种。实际上，抽水蓄能是现阶段比电化学储能更成熟的手段。

抽水蓄能最近收到了文件送来的大礼。不久前印发的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》（征求意见稿）提出，到2035年我国抽水蓄能电站的装机量，要从目前的3249万千瓦，增加到3亿千瓦。

也就是说，这大约是一个年均复合增长率18%、15年10倍的长期赛道。不仅空间开阔，而且增速至少不输茅哥。

在光伏、锂电已被炒高的情况下，水电的低估值，无疑让文件的利好更加诱人。于是也就不难理解为何水利、水电板块，会异军突起。

如果要落实到投资上，还要看商业模式是否可行，因为这决定了行情的持续性。

对此，首先需要了解的是抽水蓄能的原理。抽水蓄能电站由2个高度不同的水库组成，连接上下两个水库的是输水系统和发电机组。

在电网负荷低谷时段，电站利用廉价的谷电，将下水库里的水抽到上水库中储存起来，也就是将电能转化为重力势能。而等到电网负荷的高峰时段，电站再放出上水库的蓄水发电，这样就能以高价卖电。

虽然在理论上，抽水蓄能既能削峰填谷，减轻电网调节压力，同时还能赚到了峰谷电价之间的差价，一举两得。但问题是，整个过程中涉及各种能量之间的多次转化，每多一个环节，就多一点能量损耗。而这也使得抽水蓄能的转化效率一般在70%左右，最多不超过85%。

换言之，如果抽水蓄能想要持续赚钱，那么峰谷电价之差不能太小。所幸，前不久出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》提出，要优化峰谷电价机制。简单来说，就是拉大峰谷电价价差。而这无疑给抽水蓄能项目，打开了利润空间。

综合这些信息，可以发现抽水蓄能有通畅的基本面逻辑。接下来就是选股方向的问题了。从盘面的表现上看，一个直给的思路是水电站。原因很简单，毕竟抽水蓄能电站本质上就是水电站。

然而，从紧扣题材的角度讲，水电站并不算扣题。根本原因是水力发电、抽水蓄能的侧重点不一样。具体表现在以下2方面：

1. 水力发电侧重于发电，而抽水蓄能侧重于调节电网负荷；

2. 水电站的发电量，主要取决于来水量、落差，这两个自然要素往往是由区位决定的，这意味着水电站是供给占主导的；相比之下，抽水蓄能并不强调区位优势，毕竟它主要是为了配合电网调节峰谷，这意味着抽水蓄能是需求占主导的。

侧重点的不同，导致了两者在地理上分布的差异。我国的主力水电站，主要分布在长江中上游，以及西南山区；而目前审批的抽水蓄能项目，则集中在电网负荷更大的东部省份。

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水电股最根本的逻辑，其实是赚折旧的钱。比如一台发电机在财务报表上的折旧期限是10年，但其组设计寿命是20年。也就是说，十年后折旧完成了，但机组仍在创造利润，这相当于把一部分利润拿到后面释放。水电股最大的特点是现金流稳定、持续，这是防御性股票，并不符合文件带动下的进攻性。

更加紧扣题材的，其实是上游躺赢的逻辑。相应的选股思路，大致有2个：

1. 水电设备供应商，理由是抽水蓄能装机量的提升，将直接拉动机组设备的需求；

2. 水电站工程承包商，理由也是需求推动。

这两个方向有着相同的内在逻辑，但很多人曾对其前景表示怀疑。

比如拿水电设备来说，这种担心也是有道理的。我国水电开发已经处于较高水平，到2019年底，累计装机量达3.56亿千瓦，占技术可开发量的65%（理论上可行的，不一定能落实）。这已经实现了“十三五”规划的3.4亿千万的水电装机量目标，于是，新增装机量从2013年见顶后，便开始一路下滑。

其实，不必过于悲观。原因是之前的几年，水电设备并没有享受到抽水蓄能带来的红利。那么，抽水蓄能为什么以后可行，而前几年就不行呢？还是因为商业模式没理顺，具体来讲，不完善的电价定价机制，使得抽水蓄能电站没有利润空间可言。

早在2010年，《中国能源报》的一篇文章就讨论了这方面的问题，并且也直接指出，当时的抽水蓄能项目，基本上是建一个赔一个。下游没有利润可言，自然也就没有兴趣扩大规模。而缺了需求的支撑，自然也就没有水电设备上游躺赢可言。

现在的情况不一样了，前面提到的分时电价的机制，让抽水蓄能项目在经济上可行。而只有在经济上可行，才能让《规划》中的增长得以实现——2035年装机量增加到3亿千瓦，相当于再造一个2019年的累计装机量，而本世纪的前15年，正是我国水电设备投资大踏步前进的时期。照这样看，抽水蓄能主导的下一个15年，水电设备未来可期。

目前市场高度关注的长期赛道，几乎都是围绕可再生能源、新能源做文章。比如抽水蓄能就属于储能。但正像文章开头提到的，很多人会在潜意识中比较抽水蓄能vs电化学储能谁会胜出。