本文来自格隆汇专栏：中金研究，作者：曲昊源 刘佳妮 等

我们此前发布了《新型电力系统总章：新挑战与新机遇》与《配网：投资加码关键环节，行业景气正当时》。本文为新型电力系统系列第三篇，重点讨论抽水蓄能的应用前景及相关机会。我们看好抽水蓄能在新型电力系统中的多重价值，在基建投资加速+新能源比例逐渐提高的双轮驱动下有望迎来黄金发展期，建议重点关注抽水蓄能设备和抽水蓄能运营两条赛道。

摘要

抽水蓄能电站建设提速，到2025/2030年装机目标62/120GW。新能源渗透率提升带来电网调峰需求，由于我国灵活性资源相对匮乏，抽水蓄能有望成为电网重要的灵活性来源。当前装机仅36.4GW，为实现“十四五”、“十五五”装机规划目标，我们认为近期有望迎来项目前期、核准、开工建设高峰。

抽水蓄能设备有望迎来千亿级市场。抽水蓄能机电设备单体价值量高，占电站总投资20%-30%，我们测算“十四五”抽水蓄能设备制造商的市场空间规模有望达到770亿元以上，考虑到“十五五”、“十六五”开工量，未来抽水蓄能设备厂商市场空间规模有望达到千亿元以上。其中发电电动机、水泵水轮机、SFC、励磁系统、监控系统等核心设备基本已实现自主国产化，格局相对集中，核心设备厂商有望充分受益。

稀缺性+稳定回报提升抽水蓄能电站投资运营吸引力。由于抽水蓄能灵活调节能力强、选址条件高，在未来电力系统中具备资源稀缺性属性。同时，容量电价给定6.5%的资本金收益率，在利率下行的大背景下，我们认为抽蓄电站回报稳定，且有望作为调峰资源助力企业获得新能源项目开发指标，投资具备一定的吸引力，三峡、中广核、中核、华电等发电企业正在积极布局。

风险

抽水蓄能电站开工建设进展不及预期；原材料价格上涨。

抽水蓄能：电网灵活性“王者”

抽水蓄能是电网运行的“稳定器”“调节器”“平衡器”

抽水蓄能电站是目前发展最成熟、可靠、安全、装机规模最大的储能形式之一，具有调峰、填谷、调频、调相、事故备用等多种功能，对于维护电网安全稳定运行、促进新能源消纳、构建新型电力系统具有重要支撑作用。其基本工作原理为：

►水泵工况下，利用电力负荷低谷时的电能将下水库的水抽至上水库，消耗电能转换为水的势能，相当于电网中的“用户”；

►发电（水轮机）工况下，在电力负荷高峰期将上水库的水放至下水库发电，消耗水的势能转换为电能，相当于常规的水电站。

图表：抽水蓄能电站基本工作原理

资料来源：BNEF，高传昌等《抽水蓄能电站技术》（2011），中金公司研究部

抽水蓄能电站运行灵活可靠，启停快，工况转换和负荷增减迅速，可以在电力系统中发挥调峰、调频、调相、旋转备用、黑启动等功能，有效提升电网运行的安全性和经济性。

►调峰填谷：抽水蓄能电站存在发电和抽水两种工况，可以在用电低谷时期利用其他电源（包括火电、新能源、核电、水电等）的富余电能，将水抽至上水库存储起来，在用电高峰期发电，从而起到调峰填谷的作用。与常规带库容的水电相比，抽水蓄能的调节范围更大，具有双倍的调节范围（-100%~+100%），能够有效应对高比例新能源渗透下的电网调峰问题，减少弃风弃光量，促进新能源消纳。例如，广州抽蓄电站发挥的调峰填谷作用保障了大亚湾核电站的稳定运行。

►调频：为保障电网稳定运行，电网频率需控制在50±0.2Hz，因此调频机组必须快速灵敏，以便跟随电网负荷瞬时变化调整出力。抽蓄电站增加出力的速度可达到10MW/s，同时作为同步发电机能够为电网提供转动惯量，增强系统抗扰动能力，稳定电网频率。

►调相：即无功功率[1]调节。抽水蓄能机组可通过机组发出或吸收无功进行调相，在发电和抽水工况下都可以进行调相，并且更接近电网负荷中心，具有比常规水电机组更强的调相功能，有利于电网电压稳定。

►紧急事故备用与黑启动：抽水蓄能机组启停快、工况转换灵活，从启动到满负荷发电仅需2分钟，可在5分钟内实现发电与抽水工况的紧急转换，是较为理想事故备用设备。此外，抽水蓄能电站还具备黑启动[2]能力，是点亮全黑电网的最后一根“火柴”。

图表：新型电力系统下抽水蓄能的应用场景

资料来源：王磊等《新型电力系统场景下抽水蓄能的应用探讨》（2021），中金公司研究部

新型电力系统下抽水蓄能将作为重要的灵活性来源

新能源发电的波动性要求电力系统具备更多的灵活性资源。在短周期（日以内）时间尺度内，为了保证发电与用电的实时平衡，需要由其他具备调节能力的灵活性资源承担新能源波动。以美国加州为例，中午大规模光伏集中发电会造成午间时段系统净负荷曲线迅速下降，形成“鸭型曲线”。傍晚太阳落山后，由于光伏发电锐减，叠加晚高峰用电，此时需要大量的气电、抽蓄、储能短时间内增加发电以保障电力供应。根据CAISO计算，在晚高峰时段大约需要在3小时内增加13GW快速爬坡能力，约占整个加州最大负荷的50%。

与海外相比，我国灵活性资源相对匮乏，未来主要依靠火电灵活性改造、抽水蓄能和新型储能。美国电力系统中超过45%的灵活调节能力由气电提供，在欧洲电网这一比例超过20%，相比之下我国气电装机占比不足5%。根据《“十四五”现代能源体系规划》[3]，到2025年灵活调节电源占比达到24%左右。结合我国资源禀赋，我们认为未来我国电力系统的灵活性将主要依靠火电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能。

图表：电力系统中的灵活性资源

资料来源：IEA，中金公司研究部

注：抽蓄调节能力按装机能力2倍计算；

图表：2021A-2026E中国灵活性调节资源构成

资料来源：中电联，国网能源研究院，CNESA，中金公司研究部

灵活性资源高需求带动下，抽水蓄能或将成为未来新型电力系统建设重要一环。抽水蓄能是目前技术最为成熟、应用最为广泛的储能技术之一。相较于电化学储能，抽水蓄能具有技术相对成熟、成本较低等优点，且目前电化学储能技术的安全和稳定性也很难满足电网大规模使用的需求。由于“十四五”后煤电装机不具备进一步增长的空间，火电灵活性改造资源存在边界。而成本补偿机制尚未完善，也导致火电企业参与灵活性改造的积极性有待进一步激发。站在目前时点看，在大量新能源需要并网消纳的背景下，我们认为抽水蓄能或将成为提供灵活性资源的中坚力量，即将迎来广阔发展空间。

图表：抽水蓄能 vs. 火电灵活性改造 vs. 电化学储能（2021年）

注：火电灵活性改造单位投资成本以单位调峰容量为准；电化学储能“十四五”规划目标实为新型储能“十四五”规划装机；电化学储能按照2小时计算

资料来源：中电联，中关村储能产业联盟，中金公司研究部

抽水蓄能装机有望在未来十年间实现高速增长

从全球层面看，抽水蓄能装机主要集中在中国、日本、美国以及欧洲。截至2020年末，中国/日本/美国抽水蓄能装机容量最高，占全球比重分别为20.8%/18.2%/15.1%。欧洲整体抽水蓄能装机水平同样较高，但其装机均匀分布于欧洲各国，单一国家占比有限。根据IHA统计，全球尚有超过100个抽水蓄能项目处于在建状态，未来抽水蓄能装机有望高增。

图表：全球抽水蓄能装机分布（主要国家及各大洲情况）

注：数据截至2020年末，2021年新投产装机未计入；资料来源：IHA，中金公司研究部

截至2021年底，我国已投产抽水蓄能36.4GW。根据我们初步统计，目前在建抽水蓄能项目约60GW，另有已签约或正在开展前期工作的项目超过60GW。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》[4]，到2025年抽水蓄能投产总规模62GW以上；到2030年投产总规模达到120GW左右。按照目前已开工项目预计投产时间测算，我们认为2025年装机目标有望如期完成，到2028年装机规模有望达到90GW以上；若前期项目按照正常节奏推进，有望如期实现抽水蓄能“十五五”规划的120GW装机目标。

图表：抽水蓄能装机规模（2010A-2030E）

资料来源：中电联，中金公司研究部

图表：抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

图表：当前抽水蓄能装机主要集中在我国东南部

注：统计截至2022年4月；资料来源：中电联，抽水蓄能行业分会，中金公司研究部

图表：各省市在建、在运抽水蓄能装机（2022年4月）

资料来源：中电联，抽水蓄能行业分会，中金公司研究部

政策支持力度空前，抽水蓄能发展黄金期或已至。2021年，国家发改委、国家能源局先后印发了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》[5]和《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》[6]，为抽水蓄能电站加速开发建设奠定了政策基础。2021年共有11个电站、13.7GW抽水蓄能电站获得核准，是2020年核准容量的4倍。根据水电水利规划设计总院，截至2021年底，我国已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约814GW，其中在运36.39 GW、在建61.53GW，中长期规划重点实施项目410GW，备选项目310GW。2022年4月，国家发改委、国家能源局联合印发通知[7]，部署加快“十四五”时期抽水蓄能项目开发建设，要求各省发改委、能源局按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。

图表：2021年抽水蓄能项目核准情况

资料来源：韩冬等《2021年中国抽水蓄能发展现状与展望》（2022），中金公司研究部

图表：抽水蓄能历年核准情况（2010-2021）

资料来源：韩冬等《2021年中国抽水蓄能发展现状与展望》（2022），中金公司研究部

混合式抽水蓄能电站或成为远期发展方向

相比于纯抽水蓄能电站，将常规水电站改建成混合式抽水蓄能电站可以弥补选址不足、开发周期长等问题。混合式抽水蓄能电站指利用已有的常规水电站址资源建设的抽水蓄能电站，具有投资小、建设周期短、节省站址资源影响等优点。按照水库结合方式、水泵水轮机型式可以分为“一体化结合”、“上/下库结合”、“扩机+加泵”三种开发模式。

图表：混合式抽水蓄能电站的三种开发类型

资料来源：陈宏宇《混合式抽水蓄能电站选点条件分析》（2017），中金公司研究部

图表：混合式抽蓄电站优点对比

资料来源：孙宏健《混合式抽水蓄能电站的应用发展分析》（2007），陈宏宇《混合式抽水蓄能电站选点条件分析》（2017），中金公司研究部

混合式抽蓄电站单位千瓦造价可降低30%~50%，建设周期缩短至3-4年。混合式抽水蓄能电站可以利用常规水电站已经建成的库区、水坝、电气线路等，还没有移民和征地投资，能够大幅减少投资建设成本和建设周期。以吉林白山抽水蓄能电站为例，单位千瓦投资约为2700元，与常规抽水蓄能电站（5000元/千瓦以上）相比至少节省了46%。建设周期方面，常规抽水蓄能大约为6-8年，混合式抽水蓄能电站可在3-4年内完成改造投产。

抽水蓄能设备：千亿元市场一触即发

抽水蓄能电站单位千瓦投资成本已趋于稳定

抽水蓄能电站一般由建筑物和机组设备组成，单位千瓦投资成本在5600元左右。建筑物包括上水库、下水库、输水系统、厂房和其他专用建筑物等，机组设备包括电动机、水泵水轮机、球阀等。从“十四五”投产项目平均造价来看，抽水蓄能电站平均投资成本5600元/千瓦左右。由于抽水蓄能技术已相对成熟，且后期选址开发难度加大、原材料暂无进一步降价空间，我们认为未来抽水蓄能开发成本或有上升趋势，预计“十五五”投产项目平均造价在6000元/千瓦以上。

图表：衢江抽水蓄能电站三维透视图

资料来源：国家电网，中金公司研究部

注：横轴为投产年份，气泡大小代表项目容量；

图表：抽水蓄能电站单位千瓦投资成本

资料来源：抽水蓄能行业协会，中金公司研究部

抽水蓄能机电设备价值量大，未来市场空间广阔

抽水蓄能核心主机设备包括发电电动机、水泵水轮机、进水球阀、静止变频器（SFC）、调速器系统、励磁系统、继电保护系统、计算机监控系统等，此外高压电气设备还包括主变压器、GIS、电力电缆等。近年来，抽水蓄能电站的供货模式采取了主机（发电电动机及水泵水轮机）制造厂家机电设备总承包的方式，负责电站机组所有机电设备的设计、制造、交货和调试工作。部分抽水蓄能电站采用主机一体化采购模式（包含水泵水轮机、发电电动机以及相应的球阀、变速器等辅助设备），一台主机统一由一家厂商供应[8]。

“十四五”抽水蓄能设备市场空间达到770亿元以上。我们根据国网、南网招标数据初步统计，机电设备成本一般占电站总投资的15%~30%。由于抽水蓄能电站建设周期较长（通常在8年左右），“十四五”期间抽水蓄能电站开工建设量需充分考虑到“十五五”、“十六五”投产目标。我们认为将首先利好抽水蓄能设备制造商。按照抽水蓄能电站单位千瓦造价5500元、机电设备成本占比20%、“十四五”开工70GW测算，抽水蓄能设备制造商的市场空间规模有望达到770亿元以上；考虑到“十五五”、“十六五”开工量，我们认为未来抽水蓄能设备厂商市场空间规模有望达到千亿元以上。

图表：抽水蓄能电站核心机电设备简介

资料来源：《抽水蓄能电站机电设备简介》（2018），中金公司研究部

抽水蓄能电站建设周期大多在7-8年。前期一般需要经历站址选点、项目意向签约、预可研及可研编制审查等环节，项目核准权在能源领域“放管服”背景下已由国家层面转交至地方发改委。抽水蓄能电站建设具体时间线见下图。

图表：抽水蓄能电站建设过程

资料来源：国网电子商务平台，南网供应链平台，中金公司研究部

图表：2010年以来投产抽水蓄能电站主机厂商份额

资料来源：高传昌等《抽水蓄能电站技术》（2011），中金公司研究部

“以市场换技术”，抽水蓄能设备已基本实现国产化

抽水蓄能定速机组已实现国产化，东方电气、哈尔滨电气为主要设备厂商。20世纪80~90年代，我国十三陵、广蓄、天荒坪等大型抽水蓄能电站机组设备完全依赖国外进口。21世纪初，国家发改委通过以市场换技术方针，以惠州、宝泉、白莲河三个项目为依托进行工程和技术的打捆招标，全面引入了法国阿尔斯通公司的抽水蓄能技术。目前，哈尔滨电气、东方电气已经全面掌握了抽水蓄能定速机组的核心技术，新增抽水蓄能定速机组以国产机组为主。

抽水蓄能变速机组有待进一步国产化。抽水蓄能变速机组可以解决常规定速机组在水泵工况下不能调节输入功率的问题，响应速度更快，更加灵活可控，能够适应大规模新能源接入的电力系统调节需求。目前国内抽水蓄能变速机组仍由进口厂商供货，国内厂商仍然处于关键技术研发试验阶段。河北丰宁抽水蓄能电站2台变速机组采购自奥地利Andritz，技术已相对成熟。

图表：抽水蓄能主机制造技术国产化路径

资料来源：张国良、靳国云、王坤.《浅谈抽水蓄能机组设备国产化历程与发展方向》（2015），中金公司研究部

国电南瑞/南瑞继保为静止变频器、继电保护、计算机监控系统等的核心设备厂商，有望充分收益。静止变频器（SFC）是当前大型抽水蓄能定速机组的主要起动方式，一般由功率半导体元器件、直流电抗器等组成，功率半导体元器件一般为晶闸管或者IGBT。由于在容量设计、散热设计等领域存在一定技术难关，SFC核心技术长期掌握在国外厂商手里。2010年南瑞集团研发的首套国产化SFC在河北潘家口抽水蓄能电站投运，2014年南瑞继保研制的SFC在安徽响水涧抽水蓄能电站投入运行。目前，国电南瑞/南瑞继保在抽水蓄能SFC、继电保护领域的市占率接近100%，在计算机监控系统、机组状态监测系统等产品领域市占率接近50%。

图表：国网新源2020/01-2022/04抽水蓄能招标统计，水电主机、SFC等已实现国产化

注：市场份额根据数量计算，国电南瑞持有南瑞继保87%的股份；资料来源：国网电子商务平台，中金公司研究部

抽水蓄能运营：

容量电价确保稳定回报

市场化打开收益空间

抽水蓄能收益模式及价格机制演变

抽水蓄能电站收入主要来源于电费、辅助服务以及容量租赁：

►电费收入：向电网收取容量电费和电量电费是抽水蓄能电站最主要的收益来源。根据历史电价政策，目前在运的抽水蓄能电站价格机制主要分为单一容量制电价、单一电量制电价、两部制电价三种类型。

图表：抽水蓄能电站价格机制

资料来源：王昊婧《新形势下我国抽水蓄能电站运营效益评价方法研究》（2016），中金公司研究部

图表：2018年以前投产抽蓄电站价格机制

资料来源：国家能源局，中金公司研究部

►辅助服务收入：电力辅助服务主要包括调频、调峰、备用、调压、黑启动等品种，抽水蓄能电站可以提供上述几乎所有品种的有偿辅助服务，因此可以按照“两个细则”获得一部分考核收入。但从实际情况来看，抽水蓄能电站目前实际辅助服务考核收入占总收入比例较低。根据国网能源研究院初步测算[9]，抽水蓄能电站从辅助服务市场获得的收入占比不足1%。

►容量租赁收入：广州抽水蓄能电站是全国唯一一家出售容量使用权的抽水蓄能电站。一期50%容量使用权出售给香港抽水蓄能发展有限公司；另外50%容量由广东电网与大亚湾核电站联合租赁，中广核为了让其核电站保持满发状态、不参与电网调峰调频，与广蓄公司签订电能转换及调峰等服务合同，由广东电网统一调度使用。根据文山电力重组说明书，中广核、广东电网每年分别向广蓄电站支付1000万美元，合共2000万美元的服务费用，港蓄发支付的单位容量电费与广东电网相近。

抽水蓄能电站的独立价格政策逐渐确立，成本回收方式日益明朗。2014年以前，由于尚未形成市场化的上网电价、销售电价机制以及独立的电网输配电价，抽水蓄能电站作为电网企业调度平衡的重要资源，主要由电网企业统一运营或租赁运营，抽水蓄能成本纳入电网购销价差进行疏导。2014年，国家首次明确抽水蓄能电站实行两部制电价，电价按照合理成本+准许收益核定，同时提出容量电费和抽发损耗纳入当地电网运行费用统一核算，随销售电价统筹考虑。但随着新一轮电力体制改革的推进，国家于2016-2019年间陆续提出抽水蓄能不纳入电网准许收益或成本考虑，导致抽水蓄能电站投资积极性受挫。2021年5月，国家发改委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（以下简称“633号文”）为重要节点，进一步强调坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，同时明确将容量电价纳入输配电价回收。

图表：633号文明确抽水蓄能电站“容量电价+电量电价”两部制电价机制

资料来源：国家发改委，中金公司研究部

图表：南方区域抽蓄电站定价机制变化

资料来源：文山电力重组说明书，中金公司研究部

容量电价保障项目稳定回报

依照6.5%资本金内部收益率核定抽水蓄能电站容量电价，项目稳定回报有望得到保障。容量电价主要体现抽水蓄能电站提供备用、调频、调相和黑启动等的辅助服务价值。633号文明确抽水蓄能电站执行两部制电价，其中容量电价按照内部收益率6.5%核定，经营期按照40年核定，纳入省级电网输配电价回收。相比较此前抽水蓄能电站收益机制，我们认为新政策：1）给定了抽水蓄能电站容量电价回报率及核定办法，能够确保电站每年获得固定收入；2）明确了抽水蓄能容量电费的来源，即通过电网企业输配电价中的成本项向终端用户分摊，避免因分摊机制不明确带来的抽水蓄能电站收入不确定性。

当前，抽水蓄能电站收入将以容量电费为主。根据633号文件，在参与电力现货市场之前，电站的上网电价按照燃煤发电基准价确定，抽水电价按照燃煤发电基准价的75%执行。由于抽水蓄能电站的运行效率一般为75%（即“抽四发三”），我们可以近似认为抽水蓄能电站的发电电费与抽水电费收支基本平衡，电站收入主要来源主要为容量电费收入。

发电企业加入抽水蓄能开发投资行列，未来有望受益于合理回报

抽水蓄能电站目前以电网经营企业独资或控股投资建设为主，逐步建立引入社会资本的多元市场化投资。由于抽水蓄能电站主要服务于电网安全稳定运行，过去基本由电网企业负责开发，抽水蓄能电站的盈利与整个电网运营利润进行捆绑式计算，发电企业建设抽水蓄能电站的积极性不高。随着633号文进一步明确抽水蓄能电站盈利模式和成本传导机制，更多发电企业开始投资抽水蓄能电站。

国网新源、南网双调仍为最大的抽蓄运营商，发电企业装机容量快速增长。从目前已投运+在建项目来看，发电企业投资的抽水蓄能电站数量占比已达到15%，中广核集团、三峡集团权益装机容量接近3GW（对比国网新源39.4GW、南网双调6.7GW）。从投资主体来看，五大电力企业中华电集团最为积极（控股福建周宁），中广核、中核等核电企业均参股或控股抽水蓄能电站，三峡集团旗下三峡重工也积极参与项目投资开发，权益装机容量仅次于中广核集团。

发电企业投资抽水蓄能主要为助力新能源开发、配套调峰资源。随着新能源比例的提升，调峰资源的稀缺性凸显，部分省份在获取新能源项目开发指标时需要配套一定的调峰资源。我们认为，对于大型发电企业而言，随着资金成本的下行，拥有6.5%稳定回报的抽水蓄能项目开发具备一定的吸引力，可作为争取新能源项目指标的配套调峰资源；此外，对于传统火电、水电业务增长空间受限制的发电企业而言，抽水蓄能业务也是扩大公司装机规模和收入空间的重要方向。

图表：不同类型投资主体抽蓄电站数量比例

注：范围为在运+在建项目，统计时间截至2022年4月；

资料来源：公司公吿，中金公司研究部

图表：在运+在建发电企业控股抽水蓄能电站梳理

注：统计时间截至2022年4月；

资料来源：公司公吿，中金公司研究部

图表：发电企业抽水蓄能权益装机容量（在运+在建项目）

资料来源：公司公吿，中金公司研究部

未来电力市场下抽水蓄能收益或存在上行空间

现货市场峰谷价差下，抽水蓄能电量电费收入有望增加，为项目回报带来上行空间。633号文指出，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。此外，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。抽水蓄能电站参与电力市场所获收益的20%可以直接留存，剩余80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。在电力现货市场下抽水蓄能电站有望赚取价差，在固定的容量电费之外再获得额外的电量电费收入。我们考虑到抽水蓄能电站参与电力现货市场主要有“按需调度”和“自调度”两种模式。

►“按需调度”模式：抽水蓄能电站仍然由电网调度机构按需调度，但按照当时的现货市场电价进行结算。由于抽水蓄能电站运行效率为75%，那么只要现货市场峰谷价差大于25%即可实现正向价差套利。

►“自调度”模式：抽水蓄能电站可在日前自行决定发电/抽水运行曲线，在低谷低价时段抽水、高峰高价时段发电，即自主实现现货市场价差套利，弥补抽发损耗成本，赚取合理收益。目前山东省独立储能电站参与现货市场即采用该模式。

抽水蓄能逐步纳入辅助服务补偿机制。抽水蓄能是电网重要的辅助服务资源。过去，由于辅助服务补偿机制的不完善，抽水蓄能的辅助服务价值主要通过容量电费（即“包干价”）来体现。当前，部分地区在新版“两个细则”中已将抽水蓄能纳入，并且给定了补偿标准，但实际补偿电量比例仍然较低。未来，随着辅助服务品种多元化和补偿机制的完善，抽水蓄能有望通过提供市场化或有偿的辅助服务获得收益。

图表：美国加州Helm电站在现货市场中实现电能量峰谷价差套利示意图

资料来源：BNEF，中金公司研究部

图表：抽水蓄能参与辅助服务的补偿机制

资料来源：国家能源局，国家发改委，中金公司研究部

[1]电力系统无功功率不足时，会造成电网电压下降，影响电力系统的供电质量和安全可靠运行。

[2]黑启动指电力系统因故障停运后，系统全部停电而处于全“黑”状态，不依赖别的网络帮助，通过系统中具有自启动能力的发电机组启动，带动无自启动能力的发电机组，逐渐扩大系统恢复范围，最终实现整个系统的恢复。

[3]https://www.ndrc.gov.cn/xwdt/tzgg/202203/t20220322_1320017.html

[4]http://zfxxgk.nea.gov.cn/2021-09/17/c_1310193456.htm

[5]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202105/t20210507_1279341.html

[6]http://zfxxgk.nea.gov.cn/2021-09/17/c_1310193456.htm

[7]http://www.nea.gov.cn/2022-04/02/c_1310541305.htm

[8]《某抽水蓄能电站机电辅助设备成套技术管理》. 公众号“抽蓄技术交流”（2019）

[9]尤培培，刘思佳《我国抽水蓄能价格政策演变及深化建议》（2021）