▍电改助力抽蓄走出盈利低谷，激发各方参与动力。
我国抽水蓄能电站电价定价政策发展相对曲折，长期以来其收益与成本脱钩，主要由电网企业负责投资运营，其他各方参与意愿总体较低。2021年国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，一方面通过容量电价保障投资企业6.5%的保底资本金内部收益率，另一方面通过20%电量电价分成，打开投资企业盈利向上弹性，即抽蓄电站可在电价波谷抽水、电价高峰发电，从而获取差价盈利，我们测算一座装机容量为1.2GW的抽蓄电站，在度电价差为0.9元（部分省份目前波峰、波谷电价差已超过1元）、年发电小时数为1200小时情形下，仅电量电价可分享的收益就达到2.59亿元。
▍产业链包括投资运营、总承包、设备三大环节。
产业链角度，抽水蓄能大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节：
1）投资运营环节主要参与者为国家电网、南方电网，2021年两者在在运抽蓄电站装机量占比分别为63.3%、22.9%，其中文山电力(17.54 -4.31%,诊股)曾公告拟通过资产重组获南网双调的抽水蓄能、调峰水电等资产，将成为南方电网唯一抽蓄业务上市平台；
2）总承包环节，中国电建承担了国内绝大部分抽蓄电站的规划或建设工作，在国内抽水蓄能规划设计方面市场份额约90%，承担建设项目份额约80%，并在2022年拟使用定增募集资金投资运营第一个抽蓄电站项目，全年投资计划中计划核准抽水蓄能项目4个，总装机容量约为5GW。中国能建(-- --,诊股)葛洲坝集团先后承建江苏宜兴等多个抽水蓄能电站等项目，打响了抽水蓄能电站建设品牌，并在2022年与中国电建联手成立联合体承接抽水蓄能项目；
3）设备环节，哈尔滨电气和东方电气(16.50 -2.14%,诊股)是国产抽蓄机组主机设备生产的骨干企业，正持续引领抽蓄机组国产化替代。
▍风险因素：
抽水蓄能项目建设进度不及预期；其他储能对抽水蓄能形成替代；政策变化导致抽水蓄能资产盈利波动；各环节竞争加剧导致企业盈利空间缩窄；局部疫情反复超预期抑制电力需求。
▍投资策略：
“碳中和”背景下，以风、光发电为代表的新能源装机规模快速扩容，大幅提升电力系统对储能技术应用的需求，而抽水蓄能凭借技术成熟、连续储能时间长、装机容量大、度电成本低等多项优势，将继续作为主流储能技术。我国当前抽水蓄能装机规模远低于未来潜在需求，根据国家能源局规划及电建集团董事长在人民日报发文，我们预计近10年间抽蓄建设将大幅提速。此外，2021年抽水蓄能电价改革的落地也将在保障投资方基本收益的同时，释放向上盈利弹性。抽水蓄能产业链大致包括投资运营、总承包、设备三大核心环节。
