盘点抽水蓄能2021,老树发新芽

       很有幸,在证券投资的第四年,持有隆基股份的第二年了解到储能对于新能源发电消纳利用的重要性。现阶段世界上最成熟、经济的储能方式就是抽水蓄能电站。国家也于2021年8月出台了《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035)》(我国抽水蓄能发展始于 20 世纪 60 年代后期的河北岗南电站,通过广州抽水蓄能电站、北京十三陵抽水蓄能电站和浙江天荒坪抽水蓄能电站的建设运行,夯实了抽水蓄能发展基础。相继建设了泰安、惠州、白莲河、西龙池、仙 居、丰宁、阳江、长龙山、敦化等一批具有世界先进水平的抽水蓄能电站,电站设计、施工、机组设备制造与电站运行水平不断提升。目前我国已形成较为完备的规划、设计、建设、运行管理体系。到 2025 年,抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上;到 2030 年,投产总规模 1.2 亿千瓦左右;到 2035年,形成满足新能源高比例大规模发展需求的,技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业,培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。摘自文件)。通过  @大杨  老师的视频讲解,我也对抽蓄电站有了进一步的认知,再次感谢大杨老师,也顺带蹭一下老师的热度。秉承雪球分享知识的第一性原理,我希望通过网上查找资料,根据自己的理解整理,给球友们带来一些抽蓄数据的展现(数据信息来源于网络,准确性仅供参考,不构成投资建议)。

一、截止到2021年前抽水蓄能电站的“已有玩家”(“已有玩家”:具有建成项目发电装机容量):

1、国家电网及其下属企业国网新源

2、南方电网下属企业调峰调频公司(注入文山电力

3、江苏国信集团(160万千瓦)

4、内蒙电力(120万千瓦)

5、宁波能源(8万千瓦)

6、正源电力(7万千瓦)

二、截止到2021年前抽水蓄能“新入玩家”(“新入玩家”:项目已开工尚未完全建成)

1、三峡集团(三峡建工240万千瓦)

2、中核集团(180万千瓦),另外下属企业新华水电(100万千瓦)

3、华源电力(140万千瓦)

4、福建省国资(120万千瓦)

5、华电集团(120万千瓦)

6、大地远通(120万千瓦)

三、2021年新核准项目以及新的“掘金者”(备注:以下数据有可能遗漏部分项目刚核准尚未网上披露)

1、2021年共核准16个抽水蓄能项目,共计2290万千瓦;国家电网(国网新源)六个项目 840万千瓦;南方电网(调峰调频)三个项目360万千瓦;三峡集团(三峡建工)共计三个项目450万千瓦;

2、国家能源:两个项目380万千瓦;

3、湖北能源140万千瓦;

 4、豫能控股120万千瓦;

四、建成+在建+核准:10948万千瓦,分列如下:

1、建成项目:3335万千瓦

2、在建项目(部分机组或许已经并网):5323万千瓦

3、2021核准+新开工:2290万千瓦

五、2021年跑马圈地的发电企业以及相关企业(“圈地”的意思:各省规划、多方接触、签订意向到可行论证、项目申报阶段,但尚未核准):

1、大唐集团:240万千瓦/2个项目(下同);

2、国家电投:1130万千瓦/9, 还有2个未公布规划装机容量;

3、国家能源:946万千瓦/6;

4、华电集团:540万千瓦/4,还有1个未公布规划装机容量;

5、华能集团:560万千瓦/5;

6、华润电力:180万千瓦/1;

7、华源电力:240万千瓦/2,还有1个未公布规划装机容量;

8、黄河小浪底:270万千瓦/2;

9、中核集团旗下的新华水电:17个项目,仅有三个项目公布装机容量共计500万千瓦;

10、三峡集团(建工、新能源长江电力):共计29个项目,其中21个项目公布规划装机共计2940万千瓦;(感觉不差钱啊!!!)

11、中广核:400万千瓦/3;

12、还有地方国资、能源集团、电建、能建等相关方机构:2950万千瓦/22个项目

六、2021年抽水蓄能圈地运动中的电网公司:

1、南方电网:1080万千瓦/9个项目;

2、国家电网:5616万千瓦/41个项目;(真正的大地主!)

七、综上:跑马圈地过程中已公布的装机容量为:24261万千瓦,还没算上未公布装机容量的项目,远超国家规划!!!

八、抽蓄水轮机组2021年中标情况(竞争格局非常好!!!):

1、哈尔滨电气:380万千瓦(易县、尚义、潍坊)

2、东方电气:380万千瓦(洛宁、五岳、平江)

3、东芝水电:140万千瓦(宁海)

九、我的思考(希望广大球友拍砖、批评指正,并能帮我解惑):

1、抽蓄电站主要为电网侧、核电站服务,作为应急备用调峰电源;

2、抽蓄电站项目地址理论上是没有很大的稀缺性,但是作为我国今后对环境保护越来越严的趋势来说,现阶段规划推出的项目肯定具有建设投资的优越性、便捷性。所以各大央企、地方政府、国企能够如此“疯狂”地跑马圈地就不足为奇了。地方政府“占坑”的好处还在于招商引资,大搞基建,带动当期GDP的短期效益。就拿浙江省丽水市(2020年GDP为1540亿)为例,该地级市规划推出共8个抽蓄项目,装机容量为1140万千瓦,按照6000元/千瓦的造价,带来当地未来7-10年内基建GDP增量将近684亿。如果算上电站建成后的电费收入80-100亿/年,再带动地方旅游、就业,绿色GDP占比相当可观。不得不佩服丽水市主政领导的水平。球友们想想,抽蓄电站基本上就是“躺赢的”GDP啊!!!

3、如果未来10年,这些抽蓄电站都能陆续建成投产,估计将会有4亿千瓦装机规模(不排除有些项目没有上马);若按照6小时容量(一抽一发),相当于600吉瓦化学储能装机、12亿千瓦时的化学储能(化学储能目前基本要求是2小时)。这里带出几个问题:(1)2020年我国发电装机规模22亿千瓦,如果未来10年加上新能源发电的装机规模,减去淘汰的火电装机规模,我国在2030年电力发电装机规模会达到多少?其中新能源装机中风电和光伏的比例大概各是多少?(2)抽蓄装机容量加上发电侧企业火电机组的灵活性改造(暂且认为政策给力,灵活性改造用于调峰的容量费对于发电企业的火电机组是否合理?),我国未来5-10年电力调峰储能的能力会达到多少? 调峰储能的装机容量和发电装机容量之比又是多少?(3)5-10年以后的化学储能是否具有长期投资价值?调频会有很好的作用,但不知道如何体现价值?当然不排除科技进步带来的变化。(4)现阶段新能源装机并网异常迅猛,万一储能方面进展遇到瓶颈或者电网调度压力太大,会不会影响实质的电力供给?就像今年东北电网的问题,还有部分整县光伏推进暂停的现象?

4、抽蓄电站是否真的有那么好吗?上文提及到抽蓄电站电费收入基本是躺赢的GDP,就像南方电网调峰调频公司资产注入文山电力公告后,文山电力的市值一飞冲天。那么球友们如何理解抽蓄电站的商业模式?(1)是否和长江电力的水电模式一样呢?地理资源稀缺属性,公用事业属性,电站初期折旧多,有息负债多,等建成10年后自有现金流逐步增多,但是长期增长率有多少?(2)现阶段跑马圈地的企业前赴后继把当期盈利投入到新的项目,中短期是否对投资者有好的回报呢?(3)抽蓄项目今后大部分是两部制电价收入:容量电费和电量电费。容量电费政策暂时是固定的,甚至是一个项目一个固定容量电费收入,总体政策就是(i)容量电价:明确以政府定价方式形成容量电价。制订了《抽水蓄能容量电费核定办法》,在成本调查基础上,对标行业先进水平合理确定核价参数,明确经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定,按照经营期定价方法核定容量电价,并随省级电 网输配电价监管周期同步调整。(ii)电量电费政策:以竞争方式形成电量电价。明确有电力现货时的电量电价按现货市场价格及规则结算,抽水蓄能电站在电力系统中削峰填谷、低抽高发的运行特性将受益于现货市场的逐步推行;无现货市场的区域抽水电价按燃煤发电基准价的75% 执行,并鼓励采用竞争性招标采购方式形成抽水电价,上网电价按燃煤发电基准价执行。(iii)强化与电力市场建设发展的衔接:构建辅助服务和电量电价相关收益分享机制,收益的20%留存给抽水蓄能电站分享,80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减,推动抽水蓄能电站作为独立市场主体参与市场。(《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能电站价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号))。说实话,本人不是很读的懂这个政策,总感觉是政府定价,业绩跟随政策具有较大的不确定性。尤其是非电网侧的抽蓄项目,受到外部掣肘或许还是有的(懂行的球友可以展开讨论)。希望热心的朋友能够用简单易懂的词句来给我们科普一下抽蓄电价政策,最好能举个简单的栗子用数字推演一遍。

5、本人考虑的投资机会(不做荐股)---估计近期还是卖铲子赚钱:抽蓄水轮机组。大容量的抽蓄机组号称发电设备的皇冠,目前国内已经自主研发生产40万千瓦的抽蓄机组。相关标的:哈电和东电 。未来10年已公布规划装机容量尚未招标的抽蓄项目共计约23400万千瓦,抽蓄水轮机组造价2000元/千瓦,大约4680亿销售额,按照9年平均的销售额,单个企业42%的市场占有率,每年销售额约218.4亿元。球友可以根据上市公司年报看看相关标的的毛利率和净利润贡献程度,合理给予估值。(吐槽一下:本人在上证e互动向东方电气提出问题,询问抽蓄水轮机组占比情况。三个月没有答复,投诉到上交所网站也没辙。没办法打电话到公司,已经快两周了还没答复。对于该央企对投资者的态度,我深感遗憾。这和中远海控对投资者的态度没法比了,中远海控提问2天内就答复了,华能水电也非常快。如果有球友认识他们的证代,请帮忙提提意见啊。)

       因为本人能力有限,对电力行业还在学习的过程中,本文主要还是盘点2021年末抽蓄项目为主,具体个股的分析无法更进一步展开,各花入各眼,每个人的标的、估值都会有不同。大家对抽水蓄能和新能源储能多交流,行业老树发新芽,希望我们未来十年在该投资领域都能结出硕果。最后再次感谢雪球上无私奉献的球友。[献花花]

 @大杨   $东方电气(SH600875)$ $文山电力(SH600995)$ $长江电力(SH600900)$  

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精彩评论

xiaohuu200501-03 00:11

分享的很全面,让我这个电建员工都佩服。我来分享一些工作中的感受:
1、现在确实是大家都出动跑马圈地,以前主要是跟国网新源对接的多,现在各大电企都在投,2021年是我们设计院在我工作十多年以来最忙的一年,明年会更忙。
2、项目的审批明显感觉到节奏很快,地方的积极性、发改委的核准,大家都要抢在关门时间之前拿到更多的核准,举个例子,一个县长把整个县的山头都跑遍了,拿出个5个点子(按我们已在建的抽蓄场址条件)让我们跟他们做预可研。
3、抽蓄是在发展绿电的规划下提出来要大力发展的,抽蓄和风光是密不可分的,主要是解决新能源的不稳定,消峰、填谷、调相、应急等功能,如果是发电企业做抽蓄,那他肯定是要用它的功能1,如果是电网公司做抽蓄,肯定是考虑的2、3、4、5。
4、抽蓄电厂选址是有要求的,主要是考虑水源,地形,地质,新能源装机、电网等情况。
5、电建现在也在投抽蓄电厂,主要的模式是抽蓄+新能源然后卖电,因为新能源的门槛是比较低的,但是抽蓄的门槛相对高,估计80%都是我们做,我们也在争取一些条件好的选址。做抽水蓄能的,主要是电建几大设计院、水口的长委 黄委 能建广东院等,还是以我们为主,施工这块肯定我们是主力。

合沟小芒格01-02 21:18

作为一名抽蓄建设者,也全程经历了抽蓄电站的建设投产。抽蓄在很长的时间内被认为是电网企业的包袱,电价理不清,投资主体单一,电力市场缺失,也曾被打压过。抽蓄电站,抽四发三,要想赚钱必须依靠较大的峰谷电价差,否则盈利困难,两部制电价只解决了不赔钱,如何赚钱还得依赖电力市场,这是长期工程。按照兄台的估算,结合中国的发展水平,1亿千瓦的抽蓄装机基本满足了今后十年的电网调节需求,再大规模建设的边际效应必然减弱。劳动力成本越来越高,优质站址越来越少,盈利模式模糊,抽蓄很难迎来真正的大发展。

melodyxin01-03 08:08

对于东方电气来说,抽水蓄能的增长带来的弹性不是很大,毕竟目前营收已经是300亿的体量了,而且过往的经营质量堪忧(低ROE,低毛利率,高负债率)。另外,股价过去一年也翻倍了,感觉被市场演绎的差不多了,预期差没那么大了。当然,双碳背景下东方电气的各个板块都迎来高景气度,是否投资还需把各业务拆分后研究透彻后(对应行业的增长空间,及市场竞争力)再定夺,单独抽水蓄能的增长不能作为当下投资的主因。

合沟小芒格01-03 11:06

机组寿命一般可以达到30年左右,如果以30万机组为例,总投资5、6个亿一台(包括水道建设成本),在现有两部制电价模式下,每台机组每年发电量5亿度,算上容量电费,每台机组每年的营收大概在7、8千万左右,扣除检修维护费用支出,利息支出等,每台机每年净赚6、7千万这个样子,即便不考虑电力市场,十年回本是有可能的,但是电站建设还有水库等土建工程,远大于机电成本,10年机组投资可以回本,但电站投资恐怕20年后才能回本。

Xiaoye502101-03 01:41

结合之前大杨老师说的,如果你按照哈电和东电水轮机的产能来算(抽水蓄能电站必须用到他们的水轮机),你所罗列的很大一部分规划是在近期(十年内)实现不了的,都是超远期规划。之前8月份的时候政府曾经有过一份征求意见书,当时规划的目标更加高,后面为什么到正式的规划中反而少了呢,就是水轮机的产能跟不上,具体可以参考大杨老师之前的文章《抽水蓄能的水轮机瓶颈有多大?》,没有水轮机你怎么造抽蓄电站?所以你说的这个现有企业2.3亿规模,甚至4亿规模,远超国家规划,应该是不太现实的,或者说从时间上是不相匹配的,2.3亿或者4亿规模估计要15年甚至更长时间了

全部评论

特想你122105-07 20:06

有3个电网侧百兆瓦级独立储能站进入前期工作阶段,总装机规模470MW/940MWh,将根据系统调节需要于2022年和2023年陆续建成投产。

rychair05-07 20:05

兄台过誉,我是小白还在学习。目前很多电力方面的政策很模糊,我也不是业内人士,估计无法完成作业啦。还是要向大杨老师请教学习吧。

特想你122105-07 19:30

有3个电网侧百兆瓦级独立储能站进入前期工作阶段,总装机规模470MW/940MWh,将根据系统调节需要于2022年和2023年陆续建成投产。

比如这条

特想你122105-07 19:30

等你分析文山的公告呢