长江电力作为我的第二重仓公司，最近连续开建了3座抽水蓄能电站共380万千瓦装机，而且按披露，已经掌握了4000多万千瓦的抽水蓄能电站资源。抽蓄和水风光一体化已经成了下一阶段很长时间长江电力增长的两台发动机，也是以后很长时间长江电力存留利润和自由现金流的主要去处。下面就按FGW最新两部制电价的政策和最新核定的18座在建、拟建抽水蓄能电站的容量电价水平，初步按每千瓦概化做一下抽水蓄能电站的财务模型和盈利能力分析。
最近核定的抽水蓄能电站容量电价基本在500多元到600多元一个千瓦，我们简单取600计算。目前抽水蓄能电站造价基本在6000~7000元一个千瓦水平，我们取6600元一个千瓦。考虑30%资本金，即每个千瓦1980元资本金，4620元贷款，贷款利率按4%。每千瓦成本端计算：折旧按平均33年则每年200元；财务费用（利息）185元；运行费用粗估按100元。合计成本485元，容量电价下的净利润=（600-485）*（1-25%）=86元，对应的ROE=86/1980=4.3%。在这里要说一下，很多人把IRR和ROE搞混，IRR实际是净现值为零的时候的折现率，是按项目公司整个生命周期算的，ROE是按年算的。在财务模型里，IRR的数值要比ROE大，所以FGW文件里控制容量电价的IRR为6.5和我们算出来ROE是不矛盾、且匹配的。看着这个ROE实在是不高，但我们把折旧加进去算一个自由现金流ROE就很厉害了 ：（86+200）/1980=14.4%。很多人会说，折旧虽然实际没那么大但实际还会是要发生的，但要知道，这些大型工程的水工建筑物的使用年限标准都要超过100年，即便是机组，按葛洲坝水电站的机组实际使用年限，要在35~40年左右，如果想节省，电机到期矽钢片应该还可以继续用，换漆包线即可。而DCF计算模型也就一般算30年，再多对结果基本没影响，所以对新水电站，折旧基本能算作自由现金流。
电量电价的收益，我们做两个价格模型，分别对应西部和发达地区：抽水1千瓦时0.2元，发电1千瓦时0.4元；抽水1千瓦时0.3元，发电1千瓦时0.6元。抽水蓄能电站年利用小时数一般1500小时，但一般很难满负荷运行，保守大6折按900小时算。抽水4度电换发电3度电。西部：（0.4*3-0.2*4）*900*（1-25%）/3=90元；发达地区：（0.6*3-0.34）900（1-25%）/3=135元。按球友提醒，扣除返回电网的，剩18和27元。
容量电价和电量电价合计，ROE =（86+18~27）/1980=5.3%~5.7%，一个很一般的收益，不过利用小时数可能还有一些向上空间。
不光要算收益，肯定也要考虑风险，如果选址不合适、利用率一直很低，或当地峰谷电价差距不给力，或工程造价突破概算太多，收益就要大幅打折了。但ROE超过4的容量电价至少保了底，只要政策延续，就没有亏钱的风险。同时也说明了一个问题，抽水蓄能电站的最大风险是政策的延续性。
从上面的计算和分析，可以得出结论，长江电力的抽水蓄能电站投资收益还可以，但比不上现有水电站，如果按自由现金流考虑，实际和现在水电站差距要小一些，最大的风险是现阶段政策会否延续，会否在储能的产能过剩后搞个减少容量电价，竞价上网之类的东西，所以目前项目的造价成本越低，后期就越主动，而不是指望现在让FGW给核一个高价，选址和造价是核心竞争力。
长江电力的张掖抽水蓄能电站，装机140万千瓦，总投资96.26亿元，合6876元每千瓦，造价要稍高于文中的概化模型。