原文章链接：聊聊雅砻江水电的财务情况和已投产水电站--川投能源分析报告系列之五
接上文~
本文完成于2023年底，作为水电行业研究分析，本部分是系列五，主要介绍抽水蓄能，抽水蓄能的发展现状、政策和电价，雅砻江水电的发电量、消纳和上网电价。
抽水蓄能
什么是抽水蓄能？
常规水电站都是发电的，有一种电站不但不发电，反而是费电的，它就是抽水蓄能电站，无论是历史和现在，抽水蓄能都应该而且一直都是为了满足需求而建设。为什么新型电力系统，需要建设抽水蓄能？其本质原因就在于为了实现“双碳目标”，需要建设大规模的新能源，从目前来看主要是光伏发电和风力发电。因为新能源“靠天吃饭”的特点，不具备和火电、常规水电等传统能源同样的电力保障供应能力，所以需要和抽水蓄能、新型储能联合运行，才能满足电力系统的发展需要。其中，由新能源提供能量，由抽水蓄能、新型储能来实现能量的时间转移。
可以参考一下用电量和发电量的关系，众所周知，我们用电主要集中于白天，所以每天分时段用电需求不是平滑的，有用电高峰期和用电低谷期，火力发电是我们国家注意到电力来源，而火力发电量是相对平直的，这样用电和发电会产生供需矛盾，用电高峰期用电量高于发电量，用电低谷期发电量高于用电量，导致的后果是电力系统的波动，整个电网的电压和频率都会受到影响，轻则拉闸限电，重则损坏供电设备。
针对这种现象，电网采用了峰谷电价，提高用电高峰电价，降低用电低谷电价，平衡用电需求。这些措施起到了一定作用，但是根本上还是不能接解决问题。
最直接的方案是用电低谷把多余的电存储起来，在用电高峰把电释放出来，解决发电量和用电需求不匹配的问题。关键是用什么样的储能方式来储存大规模的电？目前这仍然是一个主要的课题，目前的储能形式有：抽水储能、电化学储能、压缩空气储能、机械储能技术等等，尽管储能设备层出不穷，目前最经济、占比最高的储能方式是抽水蓄能，简称抽蓄。
抽水储能系统使用具有不同水位的两个水库，谷负荷时，系统将下位水库中的水抽入上位水库，峰负荷时，利用反向水流发电。抽水储能电站的最大特点是储存能量非常大其效率在70%到85%之间，适合用于电力系统调峰和用作备用电源的长时间场合，一般抽水蓄能电站都采用双向水轮机，正着转是发电机，反着转是水泵，如此，只需要一套管道和设备，就能完成抽水与发电两种作业。抽蓄系统不废水，用永远在上下水库之间循环。只需补充少量蒸发量和渗透量即可，此外，调度零活，抽水和发电速度快。但抽蓄电站的选址较为苛刻，需要不同水位的两个水库，且高差大、库容大，这些都限制了抽蓄电站的规模和数量。
抽蓄电站的盈利方式什么？抽蓄发电量×高峰电价-抽水用电量×低谷电价，但根据热力学第二定律，抽蓄发电量一定低于抽水用电量，这个转化比例尤为重要，目前效率在70%到85%之间，显然抽蓄系统是在消费电量，从经济上考虑，高峰电价/低谷电价高于抽蓄效率（抽蓄发电量/抽水用电量）,抽蓄电站就会有盈利，这个抽蓄电站的生意具体如何呢？稍后分析。
随着对清洁能源的重视，新能源发电大规模并网，它们完全依赖风和光，并不能像火电一样持续输出，电网的波动越来越大，而且这些波动随着更多新能源发电的增长持续增长，电网的发电波动也越大，叠加原来的用电量的波动，如果将两者调节为一致，抽水蓄能电站就显得越发重要，在在其他储能产品未成型之前，抽水蓄能仍将是电网调节负荷的重要依靠。
抽水蓄能的发展现状
中国的抽水蓄能发展已有六十余年的历程。总体来看，“十四五”之前，大致可分为3个阶段：
第一阶段-产业起步期（1968年至1983年）美国、日本等发达国家都有很多抽水蓄能电站建成投产，但在中国还没有实践经验。为了保障电力系统安全，并进行技术探索，通过岗南、密云两个小型抽水蓄能项目的建设，我国实现了抽水蓄能建设技术零的突破。
第二阶段-探索发展期（1984年至2003年）为了保障北京、香港九龙、广州的电力供应，以及大亚湾、秦山核电站的安全稳定运行，我国先后建设了十三陵、广州、天荒坪等抽水蓄能电站。
第三阶段-完善发展期（2004年至2020年）抽水蓄能发展的主要矛盾是以大规模燃煤火电为主的电力系统调峰需求和实现抽水蓄能规模化发展之间的矛盾。
抽水蓄能的主要政策和电价
“十四五”以来，我国与抽水蓄能相关的推动政策密集发布，主要政策如下：
2021年4月，《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号）发布（以下简称“633号文”），明确抽水蓄能执行两部制电价；
2021年7月，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）发布；
2021年7月，《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）发布；
2021年9月，《抽水蓄能中长期规划（2021-2035）》落地，抽水蓄能的发展方向、计划和任务目标明确；
2022年2月，《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）发布，提出完善抽水蓄能参与电力市场的机制，大力推动抽水蓄能快速发展；
2023年5月，《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕533号）发布（以下简称“533号文”），核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价；
2023年5月，《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）发布，明确省级电网输配电价格；
2023年6月，《中国可再生能源发展报告2022》、《抽水蓄能产业发展报告2022》发布；
2023年11月，《国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）发布，明确煤电容量电价机制，以保障电力安全稳定供应，促进新能源加快发展和能源绿色低碳转型；
2023年，国务院在2022年政府工作报告中，再次强调加强抽水蓄能电站建设。
在一系列顶层政策推动下，我国抽水蓄能电站迎来爆发式发展。根据《抽水蓄能产业发展报告（2022）》，截至2022年底，我国已投产抽水蓄能装机容量4579万千瓦，同比增长25.83%；我国抽水蓄能在建总装机容量1.21亿千瓦，已纳入规划的抽水蓄能站点资源总量约8.23亿千瓦，抽水蓄能建设如火如荼。
两部制电价
抽水蓄能的收入深受电改影响。2021年之前，抽水蓄能装机容量增长缓慢，与抽水蓄能电价机制未落地，收益模式不明确不无关系。对抽水蓄能电价影响较大的，是2021年4月发布的“633号文”和2023年5月发布的“533号文”。
1、“633号文”推动“两部制电价”机制完善
历史上，我国曾出台一系列抽水蓄能电价相关政策，从“租赁费”到“单一容量电费”，再到“两部制电价”。2021年，“663号文”明确抽水蓄能执行两部制电价，即“容量电价”+“电量电价”：
（1）“663号文”对全国抽水蓄能电站进行了电价机制统一，即不管此前电站执行的是单一容量、单一电量，还是两部制电价，都需自2023年起执行“663号文”的“两部制电价”机制，多种电价机制并存的局面结束。
（2）容量电价回收投资成本，电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率IRR [1]按6.5%核定，确定容量电价。
[1]内部报酬率（Internal Rate of Return, IRR）：说的是累计净现值为0的时候的贴现率。这个内部报酬率的意思就是项目能承受的最大货币贬值的比率。“
（3）电量电价回收运行成本，以竞争性方式形成。电量电价体现抽水蓄能电站提供调峰服务的价值，通过电量电价回收抽水、发电的运行成本。这里又分两种情况：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；在电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，上网电价按燃煤发电基准价执行。服务多省区的抽水蓄能电站电量电价执行方式按上述机制合理确定。同时，推动参与中长期交易、现货交易、辅助服务市场，辅助服务市场、抽水电价和上网电价形成收益的20%由电站分享。
两部制电价，就好比是工作的基本工资和绩效工资。容量电价是基本工资，每年拿固定数额；电量电价是绩效工资，干得越多、干得越好，拿得越多。基本工资保证6.5%的内部投资收益，绩效工资如何，取决于电量和电价。
电量上，抽水蓄能的综合利用效率大约为75%，也就是消耗4度电，只能发出来3度电；电价上，电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价也是上网电价的75%，比如抽水电价0.3元/度，上网电价0.4元/度。价升量跌，一来一回等于白忙。因此，在电力现货市场尚未运行的地方，电量电价基本赚不到钱，只能基本维持不亏本。
在电力现货市场运行的地方，由于峰谷分时电价差异，有利于抽水蓄能电量电价收益。2021年7月，《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）中明确：上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。比如：高峰时段1.5倍电价；平段1.0倍电价；低谷时段0.5倍电价；尖峰电价在峰段电价基础上上浮20%。如果电价差异高于75%的电量差异，抽水蓄能两部制电价的电量电价部分便有利可图了。
“533号文”核定48座抽水蓄能电站容量电价
容量电价方面，2023年5月15日，国家发改委发布“533号文”，公布在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站的核电容量电价。其中，48座抽蓄电站容量电价由发改委进行一厂一议核算，新建项目电站经营期按40年核定，经营期内资本金IRR按6.5%计算，各抽蓄电站容量电价涨跌不一，但整体上容量电价小幅下降。
两部制电价”对终端用户电价的影响
对于终端用户而言，大家普遍关心的是执行两部制电价后用户电价是否一定会增长？其实也不一定。容量电价作为系统运行费用的组成部分，只是用户电价的一部分。
根据《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）：“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。”
按照现行的电价机制：工商业用户用电价格=①上网电价+②上网环节线损费用+③输配电价+④系统运行费用+⑤政府性基金及附加。
虽然抽水蓄能电站容量价格要计算在系统运行费用中，必然导致系统运行费用提升。但抽水蓄能投入电网中之后，可以带动更大规模的新能源开发。随着新能源进入全面低价的时代，新能源上网电价也会降低。由抽水蓄能电站带来的增量新能源产生的经济效益，可能部分甚至完全抵消系统运行费用上涨的影响，用户电价并不一定会受到很大的影响。
关于新能源的上网电价可以参考在2022年国际可再生能源机构（IRENA）发布的《可再生能源发电成本2021》中指出，“2010年至2021年期间，可再生能源与现有化石燃料和核能之间的竞争力平衡发生了巨大变化。
关于光伏：“自2010年以来，太阳能光伏经历了最快速的成本下降，新投产的公用事业规模太阳能光伏项目的全球加权平均平准化度电成本（LCOE）在2010年至2021年间下降了88%，从0.417美元/度降至0.048美元/度”。
关于风电：“2010年至2021年间，陆上风电项目的全球加权平均电力成本下降了68%，从0.102美元/度降至0.033美元/度。
用户电价由五部分组成，所以虽然系统运行费用上升，但是如果上网电价进一步降低，新能源的上网电价降低，可以平衡系统运行费用的影响最终的用户电价并不会发生多少变化上网电价的降低，主要是由于抽水蓄能建成后，电力系统可以增量消纳的新能源带来的收益。
网上抱怨抽水蓄能大量亏本的声音不少,决定这门生意投资收益如何？详见后文问题1、抽水蓄能是不是亏损的生意，抽蓄的投资收益如何？
2023年半年度雅砻江水电发电量
2023年半年度雅砻江水电发电量384.89亿千瓦时，同比减少6.42%；上网电量346.87亿千瓦时，同比减少6.45%；1～4月受雅砻江流域梯级调度及两河口水库的库容消落影响，发电量同比增长较大；4～6月因各水电站流域来水偏枯，发电量同比下降36.32%。2023年半年度水电上网电价0.325元/千瓦时，同比增长9.84%，主要原因为锦官电源组送江苏部分的电价有所上涨。公司2023上半年投资收益为23亿元，同比增加5.31亿元，其中雅砻江水电投资收益同比增加4.01亿元。
雅砻江水电的消纳和上网电价
整理自经营数据
综合近10年雅砻江水电的发电量、上网电量和平均上网电价可以看到，影响水电经营（内在价值）的主要因素有发电量、上网电量和入网电价。
关于发电量，主要受到装机容量和来水的影响：
①可以看到水电的发电量存在明显的季节性，每年的第3季度是发电的高峰期，主要原因是3季度是来水的高峰期，其他季节是平枯水期。
②今年2季度，发电量明显低于往年同期，这还是在2021年两河口和杨房沟新近入网发电的情况下，主要原因是今年夏天来水少，水电一定程度上是靠天吃饭，受来水影响很大。
③2022年平枯水期的发电量相较2021年前，明显提升，一方面得益于两河口和杨房沟建成并网发电，但从披露的情况看，2021年4季度杨房沟和两河口并网发电增加28亿千瓦时。另一方面，平枯水期发电量提升原因来自于其他水电站发电量的提升，这个源于中游龙头水库两河口水电站的建成运营，通过调水对下游水电站的补偿效应。
④平枯水期的电价要高于丰水期，通过上游龙头水库的调节可以增加下游电站的平枯水期发电量，有利于提升公司利润。
上网电量方面，涉及到丰水期的发电量的上网输送问题，如果丰水期的富余发电量不能被上网输送出去，缺少多级调节能力强的水库，只能是弃水弃电。雅砻江大部分属于国调（雅砻江的二滩水电站是网调），当跨省外送通道输送能力不足情况下，优先供国调、网调机组使用，有富余能力才会分配给省调机组，最后才是地县小水电站。
雅砻江水电站雅砻江水电站的弃水率只在5%左右。两河口、桐子林全部电量留川；二滩全部电量川渝消纳；锦官电源组部分送江苏，剩余在川渝消纳；杨房沟电量计划送江西。
来自天平两端公众号
本地消纳电：公司本地消纳的电量大部分参与优先发电计划，执行优先发电合同电价，小部分参与市场化交易，电价由市场化交易形成。根据定价机制，2019年7月起，锦官电源组优先发电合同电价执行0.2811 元/千瓦时，二滩0.2685元/千瓦时，桐子林0.2974元/千瓦时；2022年两河口机组投产后，电价暂按 0.3766 元/千瓦时的过度期电价执行。优先发电合同电价实施分时电价政策，丰水期价格下浮24%，平水期不变，枯水期上浮24%；
外送电：公司外送江苏的上网电价按江苏省燃煤发电基准上网电价扣除输电环价格倒算，在此基础上增加浮动电价（江苏电力市场交易年度交易成交均价和燃煤发电基准上网电价之差），2022年在煤价抬升的背景下，锦官电源组送苏电价上浮，2022年8月起上网电价提升至0.3195元/千瓦时。考虑到部分市场化交易电价的影响，根据公司各流域水电站实际上网电价情况来看，2015年以来雅砻江水电上网电价在 0.25～0.3元/千瓦时之间，2022年平均上网电价为0.279元/千瓦时。
整体上，2018-2022年公司水电平均上网电价较高且逐年上升，2022年受益于流域联合调度下枯水期高价电量的提升以及锦官电源组送江苏电价的抬升，公司平均水电上网电价达到0.272元/度，同比增长6.7%。
雅砻江水电的折旧规则
所谓折旧，就是固定资产在使用过程中产生磨损消耗的价值补偿，一次性添置固定资产，若干年计提折旧，当折旧提完，所积累的货币资金就可以再更新添置一份同样价值的固定资产。但是水电行业的特殊性，决定了这个折旧原理在水电行业基本不适用，因为现行会计和税收政策的折旧标准是机器设备折旧年限5～15年，房屋建筑物折旧年限20～30年，而水电站设备可以使用50～100年，厂房大坝可使用100～300年，因此实际上没有必要计提折旧，因为当折旧计提完毕，水电站还是一个“年轻小伙子”，根本不需要更新重建，这就相当于水电站每年都有一笔巨大的隐藏利润（雅砻江3000万千瓦全部建成后，每年折旧费约为100亿元），而且，由于企业的折旧费是可以在所得税前列支的，因此水电站的折旧费实际上还是一笔免税利润。
折旧摊销虽然进入利润表的“成本”，但当期并不支付现金。
可以理解为一家公司每年会收回两笔钱，一笔是赚到的净利润，一笔是回收过去购买资产时支付的钱——如果后一笔钱足够支持以后的资本支出，“维持当前盈利能力不需要大量的资本投入，可以理解为 （每年的折旧摊销足够满足维持当前盈利能力所需的资本投入）。
折旧虽然不是利润，但是折旧这部分现金流，可以作为维持企业盈利能力的资本投入，如上所述，可以用于作为扩张性资本，比如投入到新的水电站，或者可以偿还负债，也可以用于并购，比如并购其他水电站（或投资其他水电公司），无论折旧用于以上那个方面，都会提升公司的内在价值（现金流），是影响水电公司内在价值的重要因子。
雅砻江水电拥有的资产，房屋及大坝等建筑物按照10~50年使用寿命折旧，机器设备按照5~30年使用寿命折旧。
固定资产折旧：
公司固定资产是指同时具有以下特征，即为生产商品、提供劳务、出租或经营管理而持有的，使用年限超过一年的有形资产。
未完待续～
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