华泰证券发布研究报告称，抽水蓄能具有技术成熟、LOCE低、容量大、持续放电时间长等优质特点，能够满足新能源发电占比提高后调峰、调频、备用等需求。2021年前体制问题导致抽水蓄能电站经济性低，装机量增速低于政策要求。随着2021年4月3日《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的提出以及电力现货市场的发展，抽水蓄能电站经济性提升，行业迎来黄金时代。

华泰证券主要观点如下：

抽水蓄能容量大、放电时间长、是当前度电成本最低的技术

抽水蓄能是当前最成熟的储能技术，也是LOCE最低的技术(0.23- 0.34元/kWh)，且装机容量大(通常为GW级别)、持续放电时间长(持续放电6-12小时)，能够满足新能源发电占比提高后长时储能的需求。

抽水蓄能低成本、高容量、发电时间长的特点使其能够大规模应用于调峰，其余应用场景包括调频、事故备用等。

633号规定成功疏导投资成本，抽蓄电站盈利能力大幅提升

2021年前抽水蓄能增长停滞的本质原因是电价机制导致抽蓄电站的高投资成本难以顺利传导，投资意愿低，装机增速低于政策要求。

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》，保证电站6.5%的内部收益率、鼓励市场化定价。该改革成功疏通抽水蓄能电站投资成本、提高抽蓄电站经济性，抽水蓄能迎来黄金时代。

根据《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》及《十四五现代能源体系规划》，中国2025/2030年抽水蓄能装机规模达62/120GW，若实现规划目标，则2021-2025/2021-2030年累计装机规模CAGR分别达到14.25%和14.18%。

运营、EPC、水轮发电机组集中度高，建议关注各环节龙头

抽水蓄能产业链由上游设备(水轮机组、发电机、水泵、主变压器、压缩空气系统)、中游EPC、下游运营商组成，其中抽蓄电站成本构成中工程建设与水轮机组占最大比例。国内抽蓄各环节市场集中度普遍较高。