原文链接：水电行业的三个关键问题探讨--川投能源分析报告系列之九
本文完成于2023年底，作为水电行业研究分析，本部分是系列九，主要探讨水电行业的三个问题，大渡河水电的估值放在系列最后公司估值部分。
问题1：抽水蓄能是不是亏损的生意，抽蓄的投资收益如何？
结合常规水电与抽水蓄能的投资收益分析进行大致评估，简单估算一下长江电力乌东德、白鹤滩水电站、雅砻江两河口水电站以及抽水蓄能的内部回报率IRR简单对比一下。
以长电收购云川公司的乌东德、白鹤滩水电站为例。云川公司乌东德、白鹤滩合计装机容量2620万千瓦。云川公司评估价和收购价804.84亿，同时承接公司1887.14亿负债，实际收购成本为804.84+1887.14=2691.98亿，电站的单位千瓦收购价为10275元。
整理自公司研报
乌白装机容量2620万千瓦，计划年发电量1013亿千瓦时，年发电时长3866小时，上网电价按含税0.29元/千瓦时计算，不含税0.2566元/千瓦时，年营收260亿元，单位装机容量年收入992元/千瓦。水电成本主要为固定资产折旧，其他运营成本很少。乌白装机容量2620万千瓦，计划年发电量1013亿千瓦时，年发电时长3866小时，上网电价按含税0.29元/千瓦时计算，不含税0.2566元/千瓦时，年营收260亿元，单位装机容量年收入992元/千瓦。水电成本主要为固定资产折旧，其他运营成本很少。
单位千瓦装机容量收购价10275元，每年可带来992元的收入，收入年限按折旧时间45年考虑，计算得投资乌白水电的资本金年内部收益率IRR为9.5%。如果按4年建设每年投入7000元，乌东德白鹤滩水电的资本金年内部收益率IRR为9.5%。假设按4年的建设周期7000元/千瓦的投资成本，乌白水电的资本金年内部收益率IRR为9.65%，计算发现两种（一种是收购，另一种是分摊4年建设）情况下，内部收益率基本是相等的。
以上计算只是简单估算，仅仅站在单位容量角度估算内部收益率，有错误之处，请相关专业人士指正。
前面知道，两河口水电的单位容量投资额最高，从单位电量角度再看看两河口水电站的内部投资额情况：
整理自公司研报
*两河口水电站计划发电小时数没有找到数据，用国投电力披露的水电利用小时数替代。
**两河口水电站的折旧年限没有查到，雅砻江水电披露是45～50年，此处用45年计算。
***两河口的上网电价目前暂按过渡期电价结算，此处采用四川上网电价代替，由于两河口是多年调节水库，电价按0.3766元/瓦（含税）计算。
我们看到粗略计算，两河口水库的内部收益率IRR是7.42%。本计算只是简单估算，没有考虑两河口的多年调节能力和梯级补偿效应，没有考虑财务杠杆（借款），没有考虑水电建设过程中的动态投资等，只是为了验证定性问题，有错误之处，请相关专业人士指正。
那么抽水蓄能的内部收益率如何呢？以长江电力重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站项目为例进行投资回报分析（因为这个项目的的数据披露的比较详细）：项目总装机容量120万千瓦，计划年发电量约11.4亿千瓦时，计划年抽水电量约15.2亿千瓦时，综合利用效率约为75%，静态投资68.9086亿元，总投资84.0258亿元。计算得年发电小时数为950小时，约为乌白水电年发电3866小时的1/4。
根据静态投资额，电站单位千瓦成本5742元。项目总工期70月，项目资金实际上是按年逐渐投入，这里简化统一取6年。电站年容量电费7.85亿元，容量价格654.4元/千瓦（含税），不含税额579.1元/千瓦。忽略其他投入成本，按年限40年计算，容量电价对应的投资内部收益率为6.37%，计算结果与给定值6.5%接近。
在此基础上，再分析两部制电价下的抽水蓄能IRR，这里以电力现货市场运行的地方进行分析。
根据1093号文中峰谷电价原则上不低于3：1要求，假设谷段抽水、峰段发电，设抽水电价为0.3元/千瓦时，发电上网电价0.9元/千瓦时。
《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》633号文中关于收益分享机制的说明：“鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制，上一监管周期内形成的相应收益，以及执行抽水电价、上网电价形成的收益，20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减，形成的亏损由抽水蓄能电站承担。”
由此估算，电量电价收益的80%下一周期在容量电价中扣减，只有20%是电站的。即使抽水电价0.3元/千瓦时，上网电价0.9元/千瓦时，相差3倍，电站所得部分实际只有 (0.9-0.3/75%)*20%=0.1元/千瓦时。
年容量电价为7.8528/11.4=0.6888元/千瓦时，约为水电上网电价的2.4倍。
容量电价与电量净电价之和得总净电价为0.6888+0.1=0.7888元/千瓦时，约为水电上网电价的2.7倍。年发电量11.4亿千瓦时，年含税总收入8.9928元，单位千瓦容量含税总电价749.4元/千瓦，单位千瓦容量不含税总电价663.19元/千瓦。同样按年限40年计算，总净电价对应的投资内部收益率为7.15%，比纯容量电价IRR 6.5%略高。
再参考两河口混合式抽水蓄能项目和道孚抽水蓄能项目的IRR
①两河口混合式抽水蓄能项目总投资约85亿元，12万千瓦，投入三成资本金25亿，IRR6%，本金年化8%的收益，每年税后2亿元净利润。
②道孚抽水蓄能项目总投资14亿，210万千瓦，投入三成本金43亿，IRR6%，本金年化8%的收益，每年税后3.5亿元净利润。
综合对比以上IRR，乌东德白鹤滩水电站的9.5%，两河口7.42%,抽水蓄能在6.5%左右，明显看到抽水蓄能比常规水电的收益还是要差很多。
问题2：水风光储组合是拉低水电的业务，还是产生一种更具优势的新能源形态？
现在很多流域除了水电，还会建设很多的风电和光电，很多风机和太阳能电池板都建设在崇山峻岭之间，可能存在建设成本高和维护费用高的特征，雅砻江目前规划水电3000万千瓦时，风光电6000万千瓦时，抽水蓄能1000万千瓦时。
风电和光电的效率比水电如何？风电、光电与水电组合在一起是生意模式变差，还是形成更具优势的新能源形态？后者是更好的生意。我们单独从发电企业的角度看一下水电、风电、光电、新能源发电（风电和光电混合）的毛利率情况，我们看到除了去黔源电力的光电毛利率低于水电外，参考其他发电的风电、光电的毛利率与水电相当，当然，电价受政策印象较大，但基本说明新能源发电的毛利率与水电相当。新能源发电和水电混合不会降低毛利率。
风电来说，以节能风电为例，营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用，其中，风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大，约为 50%至 60%，故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本，折旧年限20~30年，一般风机使用年限30年。
光电来说，以太阳能为例，太阳能发电原材料营业成本占比0.05%，人工成本占比7.6%，折旧占比79.23%，说明也是设备采购成本占比最大，折旧年限方面，机器设备折旧年限由 10-14年变更为5-10年，而光伏组件最长使用25年左右。
整理自公司年报
水电、风电和光电组合会形成新能源形态吗？
风光电+龙头水库电站的结合会叠加①龙头水库的梯级补偿效应、②风光水的互补效用、③平枯丰水期电价机制、④风电和光电的增加降水促进植被生长降低地面反射率改善生态的效应会不会形成查理·芒格讲的lollapalooza效应呢？我们不妨从技术角度探讨一下：
风电和光电的增加降水促进植被生长降低地面反射率改善生态的效应介绍：
这项研究起源于李琰在马里兰大学的导师卡妮（Eugenia Kalnay）的一个“反向思维”。 卡妮曾是麻省理工学院气象系的第一位女博士，师从著名气象学家朱尔·查尼（Jule Charney）。查尼在1975年时提出了一项机制，用以解释撒哈拉南部过渡区域萨赫尔（Sahel）的干旱：过度放牧增加了地面反射率，减少降水，再进一步降低了植被覆盖率，形成恶性循环。
卡妮随后想到了一种逆向的可能性：大规模的光伏板会降低地面反射率，由此产生相反的作用。
相似地，风电装置会提高地表粗糙度，降低风速，增强空气的汇聚而形成上升气流，提高降水。降水促进植被生长，降低地面反射率。
研究论文“Climatemodel shows large-scale wind and solar farms in the Sahara increase rain andvegetation”，于9月7日在《科学》杂志上发表。论文链接：网页链接
国际团队就此建立了动态的气象模型，计算大气、陆地、植被、水循环等组分之间的相互影响，就像一个天气预报系统。
模式模拟结果发现风电建设会带来区域温度升高（+2.16K），日均降水量在风电覆盖区域平均了增加0.25毫米，相当于整个撒哈拉区域降水增加一倍。特别在萨赫尔地区，日均降水增加可达1.12毫米。
太阳能板也会引发类似的反照率－降水－植被正反馈机制，增加日均降水量约0.13毫米。
当风电与光电同时建设时，降水量的增加幅度最大可达到日均0.35毫米。
这个论文大致说明，风电和太阳发电对区域气候的影响是通过两种不同机制来实现。风电设备（风力发电机）会提高地表粗糙度、降低风速、增强空气汇聚而形成上升气流，有助于增加降水。太阳能发电（光伏板）降低了地表反射率，地表吸收更多能量带来增温，低压增强，促使空气向上运动，从而有助于增加降水。两种机制带来的降水增加共同促进植被生长。而恢复的植被又可降低反射率，增加地表摩擦，从而再次促进降水增加，形成了正反馈机制。在风电实验中，植被的反馈作用占模拟降水量增加的80%，表明了动态植被在土地变化影响气候中的重要作用。
在雅砻江沿岸增加风电和太阳能发电，提升降水有利于提升水量，利于增加来水，有利于水电提升发电量，这个真实的效果如何，有待于真实的验证。
前面讲过水风光的互补效应和梯级补偿效应，水风光互补实现风电、光电给水电补量，水电给风电和光电补质，思考一下，如果与风电、光电互补的水电是两河口这样的龙头水库，会产生什么效果呢？风电和光电发的电，被两河口的水库以水的形式存贮起来，如果这水电站是普通水电站，这部分水在枯水期可以释放出来，1次性释放出来发1次电，两河口水电站具备多年调节能力，具备梯级补偿效应，显然，风电、光电以水能形式留在两河口的水，释放的话，下游电站可以发18次电，如果考虑平枯丰水期电价机制，这部分风光电补偿龙头水库具备巨大的组合效应，可能产生一种更具优势的新能源形态。
混蓄项目的客观条件，存在上下游水库，落差大，且水库库容大，有风电和光电。两河口有295米高的土石坝，中国之最，与下游的牙根一级水库的水位差高达277米，对于抽水蓄能电站来说，更高的落差意味着更高的性价比。库容方面，混蓄的建设规模由其可利用的库容决定，两河口、牙根一级上下库容都非常可观，两河口库容10亿立方米，多年调节水库，具有非常灵活的调度方式，因此具备120万千瓦的抽蓄规模。这些都是两河口得天独厚的优势。另外一个，雅砻江流域两河口所处的拥有2000万千瓦时的风电和光电资源，可以与两河口水库形成互补效应。这个也是独特的自然资源优势。
当然，从实际上看，情况可能比这个更为复杂，这几种效应组成的组合效应具体如何？需要验证，从技术上看，是个复杂的系统性工程，，涉及水光蓄联合发电的系统调度策略和算法；设备运行上，涉及到联合发电系统运行安全分析方法及应用；设备可行性上，需要抽水蓄能机组成套设备创新，打造适合混续的可逆式机组。比如2022年5月13日，全球首例梯级水光蓄互补联合发电项目在四川省阿坝藏族羌族自治州小金县建成投运，攻克了梯级水光蓄互补联合发电世界级难题。从投资角度看还需要考虑水电风电光电的组合整体建设和维护成本。
综合来看，作为投资者，对于这个组合效用如何？关键是弄清楚投入回报情况，目前，雅砻江水电的风光水互补还在建设中，还是没有相关的数据披露，但这一点值得长期跟踪。
水风光储协同效应主要体现在两方面：一是水电改善风光消纳（日内），主要是水电和 光伏的出力互补，将锯齿型新能源出力调节为平滑稳定的出力，增强电网稳定性； 二是丰枯期电源互补（季节），主要是水电和风电的互补，雨季水电利用小时数高， 旱季风电利用小时数高，在发电时段上形成较好的互补性。
问题3：水电和其他电源形式对比，具备优势吗？
水电具有可再生性、清洁高效、安全稳定、价格低廉等优势，是技术最为成熟、最早进行大规模商业开发的可再生能源，全球主要工业化国家普遍开发比率较高。中国作为全球水电资源最丰富的国家，无论是发电量、用电量、累计装机容量还是新增装机容量，均高居全球第一。据IEA预测，未来5年全球水力发电量将增长 9.5%.且仍将是世界上最大的可再生电力来源，其中最大的增量来源是中国，预计将增加 107TWh。
来自长江电力价值手册
通过全球的水电装机情况看，中国是占比最大的，占全球的水电装机容量的1/4强，水电发电量占全球的水电发电总量1/3弱。而且水电装机比较多的国家都是水利资源蕴藏比价丰富的国家。
来自长江电力价值手册
水电受自然条件影响较大
水电站修建在水能蕴藏量较为丰富的河流之上，选择坝址时需要综合考虑地质、能源开发、移民、环保等限制因素，一般距离受电地区较远，与风电、光伏、核电相似。此外，由于河水流量在不同季节波动较大，丰水期来水量可达枯水期来水量的数倍，导致水电站发电量也会按季节有规律变动。我国降雨主要集中在 6-9 月，水电企业全年收入主要体现在第三季度。
水电具有独特的内生性增长优势
火电、核电、风电、光伏发电使用的能源载体分别是煤炭（天然气）、核燃料、风力、太阳能，这些能源载体要么只能在单一电站使用，如煤炭、核燃料、太阳能，要么无法进行人工调节，如风力；唯有水电的能源载体——水流可以在流经的每个电站中重复利用，便于调节。对于水电运营公司而言，能够控制的流域面积越广，掌控的总库容越大，水情预报的精度越高，调度方案越科学，电站群能够发挥的综合效益就越大。
通过水文形势预测，调节下泄流量，实现同一流域电站群的优化运行，提高水能利用率和发电量，这是拥有同流域多电站群的水电公司重要的内生性增长来源。
我们可以考虑前面的雅砻江水电的梯级补偿效应和多年、年、季调节能力水库的联调效应。
水电为清洁可再生能源，有优先上网优势
国家对清洁可再生能源发展给予鼓励与支持：
《中华人民共和国可再生能源法》国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域……国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域，纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划，并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究、应用示范和产业化发展，促进可再生能源开发利用的技术进步，降低可再生能源产品的生产成本，提高产品质量……国家鼓励和支持可再生能源并网发电。
《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提下，优先保障水电等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发。建立优先发电制度，为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划送电量优先发电列为二类优先保障。
《国家发展改革委 国家能源局关于有序放开发用电计划的通知》明确国家规划内的既有大型水电通过优先发电计划予以重点保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平。各地要落实国家能源战略，确保清洁能源等保障性电源发电需要。
水电上网电价与其他能源对比情况
来自2022年长江电力价值手册
相比于其他能源形式，水电上网电价及利用小时数均有较大优势。公司所属电站的利用小时数高于水电行业平均水平。
未完待续～
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