長江電力、華能水電是否值得投資？

A股三大指數今日延續弱勢表現，截止收盤，滬指跌1.03%險守2900點，收報2902.11點；深證成指跌1.41%，收報9158.44點；創業板指跌1.36%，收報1802.88點。市場成交額依然低迷，今日兩市成交僅有6636億元，北向資金凈賣出15.42億元。

行業板塊漲少跌多，公用事業、工程咨詢服務、橡膠制品、貴金屬板塊漲幅居前，教育、游戲、文化傳媒、旅游酒店、證券板塊跌幅居前。

個股方面，上漲股票超過1200只。消費電子概念股持續活躍，MR方向領漲，雙象股份、億道信息、創維數字漲停。農機概念股震蕩走高，星光農機、弘宇股份、新柴股份漲停。PEEK材料概念股維持強勢，中欣氟材3連板，華密新材漲超17%。醫藥商業概念股午后拉升，浙江震元漲停。下跌方面，傳媒股陷入調整，龍版傳媒、奧飛娛樂等多股跌停。

雪球平臺分析人士“懂你所思所想”近日發文，對長江電力和華能水電未來增長方向進行了多角度分析。該人士表示，中期來看，兩者有著不同的側重發展方向，長江電力的增長點側重抽蓄，華水的增長點側重光伏。

一、華能水電光伏與長江電力抽蓄

碳中和要求必須構建新型的電力系統 ， 綠色電源和蓄能是其中重要組成部分 。 水風光綠色電源 ， 水電資源有限 ， 最具潛力的是風光電 。 蓄能包括抽儲和新型蓄能 ， 但至少長時蓄能還要靠抽蓄 。

以前我們討論過很多華能水電的光伏項目 ， 按內部收益6.5% ， 30%的自由資金投入 ， 收益率在5% ， 應該是不錯的生意 。 由于華能水電有小灣和糯扎渡兩大調節能力極強的多年調節電站 ， 暫時還沒有考慮抽蓄 。 所以華能水電當前還是主攻風光電 ， 尤其是光伏發電 。

長江電力也有風光電項目 ， 但到現在規模還是百萬級 ， 和華能水電相比差距很大 ， 和長電的體量更不相稱 ， 且現在提法還運營管理 ， 電量也未體現在公司的定期發布數據中 。 這其中原因很可能是收益率未達到納入上市公司標準 ， 因為云南的光伏項目獲取成本比較高 ， 光伏發電獲利能力較差 。 逃出金下區域發展風光電 ， 除三峽電能發售一體化項目 ， 其他有與三峽能源同業競爭限制 ， 要搞也只能與三峽能源一起做 ， 施展空間受限且沒有任何有別于他人的優勢 。

但是長江電力背靠三峽集團 ， 抽蓄方面具有更多有利條件和優勢 。

2023年6月28日 ， 水電水利規劃設計總院編制的 《 抽水蓄能產業發展報告2022 》 （ 下簡稱 “ 報告 ” ） 發布 。 報告顯示 ， 2022年 ， 全國投產抽水蓄能裝機容量880萬千瓦 ， 截至2022年底 ， 已建抽水蓄能裝機容量4579萬千瓦 ； 全國核準48座抽水蓄能電站 ， 總規模達6890萬千瓦 ， 年度核準規模超過之前50年的投產總規模 。

從投資主體來看 ， 2022年 ， 三峽集團的核準項目裝機容量 “ 登頂 ” ， 達到了1680萬千瓦 ， 這也是我國抽水蓄能掀起新的熱潮后一大顯著特點 。

上世紀80年代末開工建設的北京十三陵抽水蓄能電站是我國最早一批抽水蓄能項目之一 ， 這座電站也是三峽集團參建的第一座抽水蓄能電站 。

抽水蓄能早期是作為電網國家電網 、 南方電網的輔助服務項目 ， 進行有限的投資建設 。 由于火電占據決定主導地位 ， 風光電比例很小 ， 抽蓄建設并不急迫 ， 一直在電網體制內建設管理 。

隨著第二次電改的到來 ， 火電比例逐步減少 ， 風光電及核電裝機不斷增肌 ， 調峰 、 備用需求的突顯 ， 三峽集團加快了其開發抽水蓄能的步伐 。

1997投產的北京十三陵抽水蓄能電站投產之后 ， 2015年10月29日 ， 三峽集團在 “ 兩山 ” 理念發源地投資建設的浙江長龍山抽水蓄能電站通過浙江省發改委核準 ， 這也標志著三峽集團開始全面進入抽水蓄能領域 。 三峽是最早進入抽蓄體制外主體 。

2021年633號文件提出兩部制電價 ， 容量電價保證了抽蓄的保底收益 ， 電量電價存在增量盈利可能 ， 同時各地對調峰容量與新能源核準掛鉤 ， 也提供了抽蓄新的發展空間 。

目前 ， 抽水蓄能項目改由省級能源主管部門管理 ， 隨著抽水蓄能項目的增多 ， 省級層面開始研究本省抽水蓄能項目管理措施 ， 社會資本紛紛加入抽蓄領域投資 。

在實際開發中 ， 抽水蓄能電站項目越來越多地與 “ 源網荷儲 ” 或 “ 大基地 ” 項目同步上馬 。 今年2月 ， 葉巴灘混合式抽水蓄能電站預可行性研究報告審查會召開 ， 該抽水蓄能電站是金沙江上游清潔能源基地的重要組成部分 ； 今年3月 ， 華能瀾滄江上游公司西藏芒康熱巴抽水蓄能電站預可研階段勘察設計招標 ， 該抽水蓄能電站是瀾滄江上游西藏段可再生能源一體化綜合基地的重要調節電源 ； 今年3月 ， 青海省海南州共和 （ 多隆 ） 抽水蓄能 “ 源網荷儲 ” 項目投資開發協議簽訂 ， 該項目將采取抽蓄電站+配套四地產業+新能源電源同步實施的 “ 1+N+1 ” 模式開發建設.....

在三峽集團內部 ， 已經確定抽水蓄能投資主體為三家 ， 包括長江電力 、 湖北能源和三峽能源 。 長江電力是最重要的投資主體 ， 湖北能源只投資湖北范圍內的抽水蓄能 ， 三峽能源只投資和大型的風光基地相配套的抽水蓄能 ， 除此之外 ， 都由長江電力投資 。 目前長江電力規劃抽水蓄能項目28個 ， 總裝機4000萬千瓦 。 除湖北能源以外 ， 所有抽水蓄能都由長江電力運營管理 。

近兩年 ， 長江電力也頻頻出手抽蓄 ， 并全方位籌劃抽蓄的多場景應有 。 已經開工建設抽蓄電站兩座 ， 包括甘肅張掖盤道山和重慶奉節菜籽壩抽水蓄能電站 ， 今年5月 ， 長江電力舉行一季度業績說明會表示 ， 抽水蓄能 、 新能源 、 綜合智慧能源 、 海外業務等將成為長江電力未來的重要增長點 。 長江電力將作為三峽集團抽水蓄能業務的主要承接主體 ， 目前已儲備抽水蓄能項目28個 ， 總裝機約4030萬千瓦 。

長江電力已經在多地儲備 “ 抽蓄+新能源 ” 優質資源 ， 將全力推進金沙江下游水風光基地建設 ， 打造 “ 抽水蓄能+新能源 ” 一體化清潔能源基地 。

綜合智慧能源 ， 堅持新能源與大水電 、 抽水蓄能 、 智慧綜合能源深度協同 ， 探索落實抽水蓄能和新能源 “ 資源一體化開發 、 基地一體化建設 、 電站一體化運營 ” 的業務發展模式 。 實現發售一體化 ， 配售電公司全年簽約電力零售用戶約 600 家 ， 售電量約 45 億千瓦時 。

長江電力在抽蓄及協調項目上積極布局 ， 在更寬泛的層面拓展抽蓄應用 。

不完全統計的三峽及長江電力抽蓄開工項目

這里的建設周期大多在6年 ， 而根據目前南網儲能的項目情況看 ， 建設周期不到4年 ， 抽蓄說起來也是水電 ， 長電在水電和抽蓄方面勢力還是很雄厚的 ， 三峽也有抽蓄建設的先例和經驗 ， 工期怎么著也不用延后2年多 ， 畢竟大水電2 、 3百米的大壩是個細致的功夫活 ， 抽蓄挖洞設備中國不缺 ， 也很高級 ， 兩者還是難度有差別的 。

長江電力在抽蓄方面具有非常空間 ， 同時葛洲壩 、 向家壩 、 溪洛渡三個電站計劃通過容量調整/擴機分別增加166萬千瓦/224萬千瓦 ， 提升公司發電能力 ， 增加在現貨市場交易溢價 。

二、光伏項目和抽蓄的效益分析

先看華能水電的光伏 。 瀾滄江流域風 、 光 （ 1500小時左右 ） 資源豐富 ， 加之水風光協調 ， 免除了新能強制配儲投資成本 ， 在電力市場化的競爭中優勢明顯 ， 華能水電的新能源項目有別于單純的風光電 ， 盈利能力確定 。 前面我們討論過 ， 華能水電的光伏內部收益率IRR標準6.5% ， 在30%自有資金投入的前提下 ， 收益率在5%左右 ， 或度上網電量0.04元 ， 規模發展對提高公司的業績具有積極意義 ， 好于簡單的將剩余資金償還銀行貸款

內部收益率 （ Internal Rate of Return, IRR ） ， 就是資金流入現值總額與資金流出現值總額相等 、 凈現值等于零時的折現率 。

華能水電的光伏項目按IRR在6.5%內部掌握的 ， 按IRR測算比較生澀 ， 下面以2023年公司計劃的50萬千瓦項目為例 ， 測算以下光伏項目的收益情況 。

儲能新的容量電價 ， 633 號文明確了容量電價按照經營期定價法重新核定 ， 并制定了明確的 《 抽水蓄能容量電價核定辦法 》 。 根據 《 抽水蓄能容量電價核定辦法 》 ， 在抽水蓄能電站實際成本調查的基礎上 ， 基于彌補成本 、 合理收益原則 ， 按照資本金內部收益率對電站經營期內年度凈現金流進行折現 ， 以實現整個經營期現金流收支平衡為目標 ， 核定電站容量電價 。 其中 ， 不含稅容量電價=年平均收入÷覆蓋電站機組容量 。 年平均收入的計算公式如下 ：

其中 ， P0 為初始資本金投入 （ 占項目總投資20% ） ， X 為年平均收入 ， OpEx 為各年的運維管理費用 ， DebtRepayment 為各年的還本付息額 ， Tax 為各年的稅金及附加 ， Residual 為固定資產殘值 。

含稅容量電價=不含稅容量電價× （ 1+增值稅率 ）

《 抽水蓄能容量電價核定辦法 》 規定 ， 測算容量電費收入的公式中 ， 電站經營期按 40 年核定 ， 經營期內資本金內部收益率按 6.5%核定 ； 電站投資和資本金分別按照經審計的竣工決算金額和實際投入資本金核定 ； 貸款額據實核定 ， 還貸期限按 25 年計算 。

同樣的按上面公式測算不直觀 ， 下面以南網儲能惠州抽蓄收購方案收益 （ 2022年 ） 數據及陽江抽蓄收益測算 （ 財務數據單位萬元 ） ， 給大家一個直觀認識 。

為什么抽蓄收益率6.5% ， 光伏IRR是6% ， 而利潤率卻是抽蓄不及光伏呢 ？ 原因有二 ， 一是抽蓄的是自籌資金部分收益率 ， 融資利息計入前25年的支出 ， 這一部分6.5%的收益率和3.5%融資成本差價抽蓄享受不到 ； 二是光伏的折舊和收益率計算年限匹配 ， 都是20年 ； 而抽儲收益計算年限是40年 ， 設備折舊是19年 ， 影響前期利潤水平 。 抽蓄和水電一樣都有折舊隱含利潤 ， 如果經得起時間的磨礪 ， 抽蓄也會帶來檔期利潤外的收益 。

這里需要說明的是 ， 光伏和抽蓄都是投產后 ， 隨著財務成本下降利潤逐年提升 。

光伏的盈利能力基本明朗 ， 在目前政策環境下 ， 抽蓄項目的前期盈利能力弱于光伏 ， 但它還有一塊可能的利潤增長點 ， 那就是上網電價和抽水電價市場化 ， 月初發過一個帖子網頁鏈接 ， 就是針對廣東2024年電力交易方案 ， 廣東方案 “ 落實 《 國家發展改革委關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見 》 （ 發改價格 〔 2021 〕 633號 ） 等要求 ， 開展抽水蓄能電站報量報價參與現貨市場試點交易 ， 其抽水電價 、 上網電價按機組的分時現貨節點電價執行 ， 抽水蓄能電站容量電費維 持現行機制不變 。 具體細則另行通知 。 ” ， 方案只是點題 ， 需要將來的具體細則出臺才可以知道這一塊機會有多大 。 有希望總還是好事 ， 上網電價和抽水電價差價將使抽蓄額外收益 ， 密切關注吧 。

三、三峽會將現有的抽蓄移交長電的可能性

上面說到 ， 長電自己也在這兩年大力推進抽蓄 ， 但目前已經開工項目不多 ， 投產時間最快也要到2027年以后 ， 對長電中期 （ 2-4年 ） 業績貢獻有但不大 ， 值得期待是長電接收三峽集團抽蓄項目 。 下面我們只是分析其可能性 ， 不作為投資參考 。

1 、 三峽集團的發展戰略方面考量

三峽集團規劃在 “ 十四五 ” 時期及后續發展階段 ， 三峽集團將保持每年1500萬千瓦清潔能源新增裝機規模的增速 ， 為碳排放目標貢獻力量 ， 同時墨脫和龍盤電站啟動的話肯定少不了三峽 ， 資金需求巨大 。 三峽現在又兩期可交換債存續 ， 每年都在稀釋三峽的在長電的股權比例 ， 長電接手或部分接受抽蓄項目 ， 可以極大解決資金缺口 ， 從資金籌措角度長電是最理想內部主體 ， 長電每年大量自由現金流也有用武之地 ， 可謂一舉兩得 。

2 、 內部抽蓄的分工已有雛形

雖然三峽集團沒有將原有抽蓄移交長電的表態 ， 但 “ 長江電力將作為三峽集團抽水蓄能業務的主要承接主體 ” ， 除湖北能源以外 ， 所有抽水蓄能都由長江電力運營管理是公司公開發布信息 。 由于接目前抽蓄的盈利尚不明朗 ， 抽蓄仍在三峽集團有其合理性 。 如果抽蓄上網電價和抽水電價可以獲取一定差價 ， 那么抽蓄的盈利將得到進一步保障 ， 進入上市的最大障礙不復存在 。

3 、 時機仍需等待

長江電力剛剛完成烏白收購 ， 負債率處于高位 ， 合計負債3707億 ， 負債率64% 。 但2024年以后 ， 每年可以調用資金300億元 ， 還債和投資能力仍然很強 ， 接收抽蓄仍然綽綽有余 。 2024年長江電力除非來水繼續大幅偏枯 ， 否則長江電力盈利無虞 。 2025以后長江電力盈利點不強 ， 彼時三峽能將抽蓄注入長江電力 ， 那將是雪里送炭 ， 續寫長電繼續增長神話 。

此外 ， 前期主管部門提出研究混合抽蓄課題 ， 如果政策上支持混合抽蓄 ， 那么公司多個首尾相連的梯級電站值得很好研究 ， 長電在回復投資提問時也表示 ， 研究梯級電站發展蓄能 。

總之 ， 在中期長江電力的增長點側重抽蓄 ， 華水的增長點側重光伏 ， 兩者側重發展方向不同 ， 但在綠色發展的當下 ， 都是值得關注的標的。

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