長(zhǎng)江電力如何打開長(zhǎng)期盈利空間？

水風(fēng)光儲(chǔ)一體化打開長(zhǎng)期盈利空間。

1.電力供需偏緊下，公司有望充分享受水電市場(chǎng)化交易改革紅利

相較于其他電源類型，水電電價(jià)預(yù)期穩(wěn)健、波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)低，未來電價(jià)或有提升空間。

水電較其他電源整體上網(wǎng)電價(jià)偏低，在電價(jià)市場(chǎng)化中有望率先受益。水電企業(yè)合同售電和保障性收購(gòu)占比較高，市場(chǎng)化交易比例仍有較大提升空間。基于水電電價(jià)偏低的優(yōu)勢(shì)，水電在電價(jià)市場(chǎng)化進(jìn)程中或率先受益。

在電力供需偏緊背景下，水電落地電價(jià)倒推和市場(chǎng)化定價(jià)的方式或存在較大的價(jià)格上漲彈性。其一，落地電價(jià)倒推方面，江蘇、廣東已經(jīng)提供了定價(jià)新范式，2022、2023 年江蘇省市場(chǎng)化交易均價(jià)均較基準(zhǔn)價(jià)上浮近20%；2022、2023 年廣東省年度交易均價(jià)較基準(zhǔn)價(jià)上浮 7%和20%；其二，目前我國(guó)部分地區(qū)鼓勵(lì)市場(chǎng)化定價(jià)，云南、四川等地已經(jīng)順利推行。

基于公司具有水電站核心資產(chǎn)地位較高、發(fā)電成本較低、下游市場(chǎng)支付能力較強(qiáng)等優(yōu)勢(shì)，公司在電力供需偏緊的形勢(shì)下有較強(qiáng)的競(jìng)爭(zhēng)力。

公司售電目標(biāo)省市多為經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)、電價(jià)承受能力較強(qiáng)。三峽電站主要送電至廣東、華東、華中、重慶；葛洲壩電站主要送電至華中、華東，向家壩電站主要送電至上海、四川、云南，溪洛渡電站主要送電至浙江、廣東、四川、云南。廣東、上海、浙江是公司電力消納的重點(diǎn)方向，也是我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重點(diǎn)省市，無論是電量需求還是電價(jià)承受能力都較高。

公司較同業(yè)公司發(fā)電成本低，有望在競(jìng)價(jià)中獲取更大的市場(chǎng)化電量。在電力市場(chǎng)化交易的競(jìng)價(jià)過程中，決定電力公司競(jìng)爭(zhēng)力的核心是發(fā)電成本；公司的度電營(yíng)業(yè)成本在主要水、火電公司中具備顯著優(yōu)勢(shì)。如2022 年公司水電度電平均成本為 0.09 元，三峽能源度電平均成本為光伏0.23 元、風(fēng)電0.20元，中國(guó)神華煤電度電成本為 0.38 元。考慮公司的成本結(jié)構(gòu)高度穩(wěn)定，這一競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)預(yù)計(jì)長(zhǎng)期存在。

2.烏白注入帶動(dòng)市場(chǎng)化交易電量和電價(jià)提升，水電發(fā)展再邁新臺(tái)階

烏白電站注入帶動(dòng)裝機(jī)容量提升，有望進(jìn)一步帶動(dòng)公司經(jīng)營(yíng)收益提升。2023年1月公司完成烏東德、白鶴灘兩座水電站合計(jì) 26.2GW 裝機(jī)注入，占公司總裝機(jī)的36.5%；境內(nèi)水電裝機(jī)總量增長(zhǎng)至 7169.5 萬千瓦，漲幅57.6%，達(dá)歷史新高，為公司業(yè)績(jī)?cè)鲩L(zhǎng)提供新動(dòng)能。 “六庫(kù)聯(lián)調(diào)”下公司預(yù)計(jì)每年額外增發(fā)電量約 60-70 億千瓦時(shí)。2023 年烏白電站資產(chǎn)注入后，公司水電站從“四庫(kù)聯(lián)調(diào)”升級(jí)為“六庫(kù)聯(lián)調(diào)”，保守估計(jì)將在四庫(kù)聯(lián)調(diào)基礎(chǔ)上每年進(jìn)一步增發(fā)電量約 60-70 億千瓦時(shí)。公司披露2023H1 聯(lián)合調(diào)度節(jié)水增發(fā)電量近 35 億千瓦時(shí)。但 2023 年受來水偏枯影響，烏白電站的聯(lián)合調(diào)度效益未完全發(fā)揮。隨著烏白水庫(kù)完成蓄水，流域來水逐步回歸正常，預(yù)計(jì)2024年烏白電站聯(lián)合調(diào)度增發(fā)效益將更加明顯。

烏白電站外輸高電價(jià)已確定，公司市場(chǎng)化電量和高電價(jià)電量占比有望提升，進(jìn)而帶動(dòng)綜合電價(jià)上行。公司溪向兩座水電站的部分電量采用市場(chǎng)化定價(jià)。新注入的烏東德水電站除優(yōu)先發(fā)電計(jì)劃外，部分電量會(huì)參與市場(chǎng)化競(jìng)價(jià)，白鶴灘水電站在2022 年過渡期后電價(jià)完全市場(chǎng)化。目前烏白電站外輸高電價(jià)已確定，高于公司歷史 0.27 元/千瓦時(shí)的上網(wǎng)電價(jià)含稅均價(jià)。后續(xù)隨著市場(chǎng)化電量占比提升，以及未來烏白電站向高電價(jià)地區(qū)輸送的電量占比提升（公司在業(yè)績(jī)說明會(huì)上表示，2023年烏白向高電價(jià)地區(qū)輸送電量比例從 60%提至 80%），公司整體電價(jià)有望逐漸提升。 1）白鶴灘送蘇電價(jià)：江蘇發(fā)改委此前發(fā)布通知，對(duì)白鶴灘送蘇落地電價(jià)按照“基準(zhǔn)落地電價(jià)+浮動(dòng)電價(jià)”確定，浮動(dòng)電價(jià)參考江蘇省年度交易成交均價(jià)，同時(shí)明確 2023 年白鶴灘電站送蘇落地電價(jià)為0.4388 元/千瓦時(shí)。此外，2024年江蘇交易電價(jià)維持高比例上浮。2022-2024 年江蘇電力市場(chǎng)化交易均價(jià)分別為 0.4667、0.46664、0.45294 元/千瓦時(shí)（含稅），與江蘇燃煤基準(zhǔn)電價(jià)0.391 元/千瓦時(shí)相比，分別上浮 19.36%、19.35%、15.84%。 按外送上網(wǎng)電價(jià)=（落地端電價(jià)-輸電電價(jià)）*（1-線損率）計(jì)算，2023年白鶴灘送江蘇特高壓輸電價(jià)格為 8.36 分/千瓦時(shí)（含稅），倒推白鶴灘送蘇上網(wǎng)電價(jià)約為 0.325 元/千瓦時(shí)。 2）白鶴灘送浙電價(jià)：2023 年白鶴灘電站送浙落地電價(jià)為0.4388 元/千瓦時(shí)，2023 年白鶴灘送浙特高壓輸電價(jià)格為 8.14 分/千瓦時(shí)（含稅），倒推白鶴灘送蘇上網(wǎng)電價(jià)約為 0.323 元/千瓦時(shí)。

公司積極推進(jìn)擴(kuò)機(jī)增容，目前計(jì)劃增容規(guī)模合計(jì) 390 萬千瓦，較當(dāng)前已投產(chǎn)裝機(jī)容量增長(zhǎng) 5.4%。根據(jù)公司披露的 2022 年暨 2023 年1 季度業(yè)績(jī)說明會(huì)材料，目前公司雖無新增水電站計(jì)劃，但在積極推進(jìn)擴(kuò)機(jī)改造增容。機(jī)組擴(kuò)容不涉及水工建設(shè)成本，僅需較小成本，投資效益較高。 1）容量調(diào)整方面計(jì)劃增加 166 萬千瓦裝機(jī)：其中溪洛渡計(jì)劃容量調(diào)整18臺(tái)，單機(jī) 70 萬調(diào)整至 77 萬千瓦，合計(jì)增加 126 萬千瓦；向家壩計(jì)劃容量調(diào)整8臺(tái)，單機(jī) 75 萬調(diào)整至 80 萬千瓦，合計(jì)增加 40 萬千瓦。此外，葛洲壩已于2022 年將 19 臺(tái)單機(jī)容量 12.5 萬千瓦的機(jī)組改造成15 萬千瓦的機(jī)組，最大發(fā)電容量增加 47.5 萬千瓦，增長(zhǎng) 17.37%。2）擴(kuò)機(jī)方面計(jì)劃增加 224 萬千瓦裝機(jī)：其中葛洲壩計(jì)劃擴(kuò)機(jī)4 臺(tái)，合計(jì)增加80 萬千瓦；向家壩計(jì)劃擴(kuò)機(jī) 3 臺(tái)，合計(jì)增加 144 萬千瓦。

3.電站折舊到期后毛利率有望提升，盈利能力有望持續(xù)穩(wěn)健增長(zhǎng)

各水電站大壩的實(shí)際使用年限遠(yuǎn)超會(huì)計(jì)折舊年限。公司采用平均年限法對(duì)所有固定資產(chǎn)計(jì)提折舊，大壩折舊年限在 40-60 年間，其中三峽大壩、向家壩大壩和溪洛渡大壩的折舊年限均為 45 年，葛洲壩大壩為 50 年。公司擁有旗下水電站的永久運(yùn)營(yíng)權(quán)，大壩的實(shí)際設(shè)計(jì)建筑壽命在 100 年以上，如美國(guó)胡佛大壩已經(jīng)使用超過了 100 年。待大壩折舊到期后，可繼續(xù)使用很長(zhǎng)時(shí)間。水電站機(jī)組的實(shí)際使用年限也超過會(huì)計(jì)折舊年限。公司在價(jià)值手冊(cè)中提到，水輪機(jī)、發(fā)電機(jī)的折舊年限均為 18 年。發(fā)電機(jī)組在折舊到期后不會(huì)立即更換，而是會(huì)在適當(dāng)?shù)倪\(yùn)維投入下持續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)發(fā)電。如葛洲壩電站1981 年投產(chǎn)使用，其首臺(tái)發(fā)電機(jī)組仍在運(yùn)行發(fā)電，此外公司此前通過擴(kuò)機(jī)增容計(jì)劃對(duì)葛洲壩部分老舊發(fā)電機(jī)組進(jìn)行更新改造，提升了機(jī)組使用時(shí)長(zhǎng)。

水電站機(jī)組折舊完成后，單位成本將進(jìn)一步下降，該部分折舊有望釋放成業(yè)績(jī)。為了測(cè)算水電站機(jī)組設(shè)備折舊計(jì)提減少對(duì)公司業(yè)績(jī)的具體影響，我們統(tǒng)計(jì)了公司六座電站機(jī)組設(shè)備的投產(chǎn)時(shí)間、資產(chǎn)注入時(shí)間和折舊計(jì)提時(shí)間。通過比較，我們認(rèn)為最近幾年三峽電站的機(jī)組設(shè)備折舊計(jì)提完成對(duì)公司業(yè)績(jī)提振的影響在六座電站中最為明顯。 在假設(shè)六座電站的各臺(tái)機(jī)組設(shè)備的折舊年限均為18 年的前提下，葛洲壩電站全部機(jī)組的折舊已于 2007 年左右計(jì)提完畢，對(duì)公司報(bào)表的影響也早已體現(xiàn)；烏東德和白鶴灘電站于2023年1月剛完成資產(chǎn)注入，對(duì)報(bào)表的影響暫未體現(xiàn)；溪洛渡和向家壩電站的全部機(jī)組折舊完成時(shí)間是在2030-2031 年左右；三峽電站全部機(jī)組的折舊于 2021 年左右計(jì)提完畢，對(duì)近幾年報(bào)表相對(duì)影響最大。

為測(cè)算三峽水電站機(jī)組設(shè)備折舊計(jì)提完畢對(duì)公司業(yè)績(jī)的影響，我們估算了三峽電站32臺(tái)機(jī)組設(shè)備在2021-2030年折舊陸續(xù)到期的年間，每年折舊金額的減少情況。具體測(cè)算過程如下：

1）假設(shè)電站機(jī)組設(shè)備折舊年限為 18 年，預(yù)計(jì)2021-2030 年三峽電站32臺(tái)機(jī)組設(shè)備的折舊會(huì)陸續(xù)計(jì)提完畢：三峽電站 2003 年第1 批6 臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)，2012 年 32 臺(tái)機(jī)組全部投產(chǎn)。依據(jù)水輪機(jī)和發(fā)電機(jī)的折舊年限均為18年，假設(shè)機(jī)組設(shè)備的折舊年限均為 18 年，三峽電站第1 批投產(chǎn)的機(jī)組折舊于2021年計(jì)提完畢，預(yù)計(jì)最后一批投產(chǎn)的機(jī)組于 2030 年計(jì)提完畢。

2）估算 2021-2030 年三峽電站機(jī)組每年折舊額較上一年減少情況，2021年測(cè)算的折舊減少金額與年報(bào)數(shù)據(jù)較為匹配：我們測(cè)算得2021 年三峽電站機(jī)組折舊金額較上一年減少了 1.4 億元，同時(shí)公司年報(bào)披露的機(jī)器設(shè)備的年計(jì)提折舊額較上年減少了 1.8 億元，二者數(shù)據(jù)大體吻合，一定程度上驗(yàn)證了我們測(cè)算的合理性。此外，2022 年公司機(jī)器設(shè)備年計(jì)提折舊額較上年微增0.16億元主要系烏白電站資產(chǎn)注入影響。

①假設(shè)機(jī)組單位裝機(jī)設(shè)備年折舊額約為 147 萬元/萬千瓦，由此三峽電站單臺(tái)機(jī)組年折舊額約為 1.03 億元：假設(shè)所有電站機(jī)組設(shè)備折舊年限均為 18 年，經(jīng)過梳理，三峽、溪洛渡、向家壩三座電站的全部機(jī)組全年12 個(gè)月都在計(jì)提折舊的年份是 2015-2020 年。考慮溪向電站于2016年完成資產(chǎn)注入，采用 2016-2020 年報(bào)披露的機(jī)器設(shè)備年計(jì)提折舊額測(cè)算單位裝機(jī)的年折舊額。三峽電站 32 臺(tái)機(jī)組的單機(jī)容量均為70 萬千瓦，由此估算出三峽電站單臺(tái)機(jī)組年折舊額約為70*147/10000~=1.03億元。

②根據(jù)每臺(tái)機(jī)組的投產(chǎn)日期估算折舊計(jì)提完畢的月份，進(jìn)而估算當(dāng)年較上一年的折舊減少額：假設(shè)單臺(tái)機(jī)組月折舊額為1.03/12=0.086萬元/萬千瓦，考慮固定資產(chǎn)的折舊計(jì)提日期一般為固定資產(chǎn)入賬或者安裝完畢之后的下月。由此估算三峽每臺(tái)機(jī)組在何年何月折舊計(jì)提完畢，以便較為精準(zhǔn)的計(jì)算三峽機(jī)組設(shè)備在某一年的折舊較上一年的減少金額。

4.積極推進(jìn)水風(fēng)光儲(chǔ)一體化全產(chǎn)業(yè)鏈布局，盈利空間進(jìn)一步拓寬

政策支持下抽水蓄能快速發(fā)展，國(guó)家規(guī)劃十四五末裝機(jī)規(guī)模達(dá)6200 萬千瓦以上。2021 年以來在政策推動(dòng)下，我國(guó)抽水蓄能發(fā)展提速。抽水蓄能是未來相當(dāng)時(shí)期內(nèi)最佳的儲(chǔ)能方式。自 2021 年國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局相繼發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》、《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035年)》等一系列文件以來，抽蓄項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)提速。根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，我國(guó)計(jì)劃到2025和2030年將抽水蓄能投產(chǎn)規(guī)模分別增至 0.62億千瓦和1.2億千瓦以上；2022年全國(guó)新增投產(chǎn)抽蓄電站裝機(jī) 880 萬千瓦，創(chuàng)歷史新高；全國(guó)新核準(zhǔn)抽蓄電站48座，核準(zhǔn)總裝機(jī)規(guī)模 6890 萬千瓦，年度核準(zhǔn)規(guī)模超過之前50 年的投產(chǎn)總規(guī)模。

目前我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模為 0.51 億千瓦，預(yù)計(jì) 2023-2030CAGR 為10.6%。根據(jù)2023 年 6 月水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院發(fā)布的《抽水蓄能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2022》，截至2022 年底，我國(guó)抽水蓄能已建/在建裝機(jī)規(guī)模為 0.46 億千瓦/1.21 億千瓦，另有1.77 億千瓦正在開展預(yù)可行性研究。根據(jù)中電聯(lián)，截至2023 年底我國(guó)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模達(dá) 5094 萬千瓦，同比+11.2%。根據(jù)國(guó)家能源局規(guī)劃，預(yù)計(jì)2023-2025年抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模 CAGR 為 10.6%；2025-2030 年投產(chǎn)規(guī)模CAGR 為14.1%。我國(guó)抽蓄行業(yè)電站運(yùn)營(yíng)領(lǐng)頭羊?yàn)閲?guó)網(wǎng)和南網(wǎng)，五大四小發(fā)電集團(tuán)抽蓄快速發(fā)展。截至 2022 年底，國(guó)家電網(wǎng)旗下的國(guó)網(wǎng)新源和南方電網(wǎng)旗下的南網(wǎng)儲(chǔ)能在運(yùn)抽蓄總裝機(jī)分別為 2806 萬千瓦和 1028 萬千瓦，二者在運(yùn)抽蓄裝機(jī)占全國(guó)總量的84%。截至 2021 年底，國(guó)網(wǎng)在建抽蓄規(guī)模為 4578 萬千瓦。2021 年南網(wǎng)提出，2021-2035年增加抽蓄裝機(jī) 3600 萬千瓦。未來我國(guó)抽蓄電站運(yùn)營(yíng)主體將往多元化發(fā)展，五大和四小發(fā)電集團(tuán)以及旗下上市公司主體正積極參與抽水蓄能電站項(xiàng)目建設(shè)運(yùn)營(yíng)。

電價(jià)制度不斷優(yōu)化，抽水蓄能電站的盈利能力有望逐步提升。抽水蓄能電站通過高峰價(jià)格與低谷價(jià)格的差價(jià)賺取利潤(rùn)。在 2020 年 7 月《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》發(fā)布后，我國(guó)多地更新峰谷電價(jià)政策，合理拉大峰谷電價(jià)差為抽水蓄能電站打開更多盈利空間。2021 年 5 月《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》（633 號(hào)文）發(fā)布，完善了抽蓄電站兩部制價(jià)格形成機(jī)制及回收渠道。

目前兩部制電價(jià)已經(jīng)成為我國(guó)抽水蓄能的基本電價(jià)機(jī)制。我國(guó)抽水蓄能電站電價(jià)發(fā)展經(jīng)歷過單一電價(jià)制、租賃制等，此后逐步建立和完善了兩部制電價(jià)。兩部制電價(jià)包括電量電價(jià)和容量電價(jià)，容量電價(jià)主要回收機(jī)組固定成本、電量電價(jià)主要回收變動(dòng)成本。根據(jù) 633 號(hào)文規(guī)定，在兩部制電價(jià)下，抽水蓄能通過電量電價(jià)獲取的收益有限，容量電費(fèi)是其最主要的收入來源；容量電價(jià)部分保證抽水蓄能項(xiàng)目 6.5%的資本金內(nèi)部收益率。

2023 年 5 月國(guó)家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于抽水蓄能電站容量電價(jià)及有關(guān)事項(xiàng)的通知》，公布了在運(yùn)及 2025 年底前擬投運(yùn)的48 座抽水蓄能電站容量電價(jià)。對(duì)比在運(yùn)電站此次核準(zhǔn)電價(jià)與前期省內(nèi)核準(zhǔn)電價(jià)，部分項(xiàng)目容量電價(jià)有所下降。雖短期看，此次核準(zhǔn)電價(jià)或降低部分抽蓄電站盈利能力。但長(zhǎng)期看，國(guó)家層面明確抽水蓄能容量電價(jià)，能更明確抽蓄盈利預(yù)期，充分調(diào)動(dòng)各方面積極性，推動(dòng)抽水蓄能穩(wěn)定發(fā)展。

目前公司已鎖定抽水蓄能項(xiàng)目資源近 4200 萬千瓦，未來有望增厚公司業(yè)績(jī)。公司鎖定抽蓄項(xiàng)目資源近 4200 萬千瓦，長(zhǎng)遠(yuǎn)看有望帶來業(yè)績(jī)?cè)隽俊＝鼛啄旯疽劳虚L(zhǎng)江流域資源、豐富的水電站運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)和雄厚的資金實(shí)力布局抽水蓄能。根據(jù)公司 2023 年三季度投資者溝通情況通報(bào)，截至 2023 年10 月底公司已獲取和重點(diǎn)跟蹤的抽水蓄能項(xiàng)目有 30 個(gè)，裝機(jī)總規(guī)模近 4200 萬千瓦。2023 年公司首座抽水蓄能電站——甘肅張掖抽蓄電站順利開工，標(biāo)志著公司抽蓄電站投資建設(shè)取得實(shí)質(zhì)性進(jìn)展，電站總裝機(jī) 140 萬千瓦，計(jì)劃 2028 年實(shí)現(xiàn)首臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電。2023年重慶菜籽壩抽水蓄能120萬千瓦項(xiàng)目也已開工，計(jì)劃2029年首臺(tái)機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電。

甘肅張掖抽水蓄能電站項(xiàng)目：2022 年 10 月甘肅發(fā)改委核準(zhǔn)批復(fù)，同月開工建設(shè)，是公司首個(gè)完成核準(zhǔn)的抽水蓄能電站。總裝機(jī)容量140 萬千瓦（4*35），計(jì)劃年發(fā)電量 16.37 億千瓦時(shí)，計(jì)劃年抽水電量21.83 億千瓦時(shí)，綜合利用效率約為 75%。電站建成后主要承擔(dān)甘肅電網(wǎng)調(diào)峰、填谷、儲(chǔ)能、調(diào)頻、調(diào)相、緊急事故備用等任務(wù)。計(jì)劃 2028 年 4 月首臺(tái)機(jī)組發(fā)電。本項(xiàng)目電量?jī)r(jià)格采用甘肅電網(wǎng)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià) 0.3078 元/千瓦時(shí)（含增值稅），電站容量?jī)r(jià)格為 643 元/千瓦（含增值稅）。

重慶奉節(jié)菜籽壩抽水蓄能電站項(xiàng)目：總裝機(jī)容量120 萬千瓦（4*30），計(jì)劃年發(fā)電量約 11.4 億千瓦時(shí)，計(jì)劃年抽水電量約15.2 億千瓦時(shí)，綜合利用效率約為 75%。電站建成后主要承擔(dān)重慶電網(wǎng)調(diào)峰、填谷、儲(chǔ)能、調(diào)頻、調(diào)相和緊急事故備用等任務(wù)。計(jì)劃 2030 年 6 月首臺(tái)機(jī)組發(fā)電，2031 年3月全部機(jī)組投產(chǎn)發(fā)電。根據(jù)《國(guó)家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》規(guī)定的抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法，按資本金內(nèi)部收益率6.5%測(cè)算，電站容量?jī)r(jià)格 654.4 元/kW（含稅），年容量電費(fèi)78,528 萬元。

為進(jìn)一步分析抽水蓄能業(yè)務(wù)的發(fā)展對(duì)公司業(yè)績(jī)的貢獻(xiàn)，我們針對(duì)目前公司鎖定的30 個(gè)合計(jì)裝機(jī)規(guī)模近 4200 萬千瓦的抽水蓄能項(xiàng)目，大體測(cè)算了未來項(xiàng)目投產(chǎn)后對(duì)公司凈利潤(rùn)的影響。具體測(cè)算過程如下：

1）假設(shè)公司鎖定的這 4200 萬千瓦抽蓄項(xiàng)目，平均單位千瓦投資為7000元。截至 2023 年 10 月底，公司已獲取和重點(diǎn)跟蹤的抽水蓄能項(xiàng)目有30個(gè)，裝機(jī)總規(guī)模近 4200 萬千瓦，我們按 4200 萬千瓦估算。根據(jù)《中國(guó)可再生能源發(fā)展報(bào)告 2022》，2022 年核準(zhǔn)抽水蓄能電站工程平均單位千瓦總投資約為6665元。為簡(jiǎn)化測(cè)算，我們假設(shè) 4200 萬千瓦項(xiàng)目的單位千瓦投資為7000元。

2）假設(shè)公司鎖定的這 4200 萬千瓦抽蓄項(xiàng)目，平均資本金比例為20%。國(guó)家發(fā)改委 2021 年 4 月發(fā)布的《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》，在臨時(shí)容量電價(jià)的核價(jià)參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定中，明確資本金按照工程投資的20%計(jì)算。此外，根據(jù)公司公告，公司要求甘肅張掖抽水蓄能電站項(xiàng)目的資本金比例不低于20%，重慶奉節(jié)菜籽壩抽水蓄能電站項(xiàng)目的資本金比例為20%。基于此，我們假設(shè)4200 萬千瓦抽蓄項(xiàng)目的平均資本金比例為 20%。

3）保守預(yù)計(jì)未來公司新增 4200 萬千瓦抽蓄裝機(jī)后，凈利潤(rùn)增加38億元。基于上述分析，我們測(cè)算未來 4200 萬千瓦抽水蓄能項(xiàng)目投產(chǎn)后，公司凈資產(chǎn)增加約 4200*7000*20%/10000~=588 億元。此外，參考2021 年4 月國(guó)家發(fā)改委發(fā)布的《抽水蓄能容量電價(jià)核定辦法》，抽水蓄能項(xiàng)目經(jīng)營(yíng)期內(nèi)，資本金內(nèi)部收益率按 6.5%核定。我們預(yù)計(jì)抽蓄項(xiàng)目全部投產(chǎn)后可為公司帶來凈利潤(rùn)增量約 38 億元，約占 2022 年公司歸母凈利潤(rùn)的18%。

5.公司積極通過內(nèi)挖外擴(kuò)發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)，水風(fēng)光儲(chǔ)一體化是未來重要增長(zhǎng)點(diǎn)

公司以大水電為基礎(chǔ)，積極籌建“水風(fēng)光儲(chǔ)一體化”可再生能源綜合基地。2021年公司成立長(zhǎng)電新能有限責(zé)任公司，主營(yíng)金沙江流域水風(fēng)光儲(chǔ)一體化可再生能源基地的清潔能源項(xiàng)目開發(fā)、投資和運(yùn)營(yíng)管理，目前公司全力推進(jìn)金沙江下游超1500 萬千瓦水風(fēng)光儲(chǔ)一體化基地開發(fā)建設(shè)工作，首批新能源場(chǎng)站順利投產(chǎn)運(yùn)行。公司也在積極發(fā)展智慧綜合能源業(yè)務(wù)，創(chuàng)新形成了具有三峽特色的城市綠色綜合能源管家模式。公司積極推進(jìn)智慧綜合能源市場(chǎng)拓展，業(yè)務(wù)布局長(zhǎng)江經(jīng)濟(jì)帶、京津冀、粵港澳等戰(zhàn)略區(qū)域 20 余個(gè)省市，截至 2022 年，在建、運(yùn)營(yíng)的分布式光伏項(xiàng)目總裝機(jī)容量超 300MW，在建、運(yùn)營(yíng)的用戶側(cè)儲(chǔ)能項(xiàng)目總裝機(jī)容量約200MWh，已建和在建項(xiàng)目投資總額超 30 億元。 公司智慧能源業(yè)務(wù)規(guī)模、發(fā)展能力居于國(guó)內(nèi)同類企業(yè)第一方陣。公司建成了全國(guó)醫(yī)療衛(wèi)生領(lǐng)域頗為先進(jìn)的分布式能源站、湖北和上海等地最大的分布式光伏、用戶側(cè)儲(chǔ)能等標(biāo)桿項(xiàng)目，業(yè)務(wù)規(guī)模和品牌效益在上海、湖北等多地保持區(qū)域領(lǐng)先優(yōu)勢(shì)，實(shí)現(xiàn)了規(guī)模化發(fā)展，形成了良好的品牌形象和較強(qiáng)的行業(yè)影響力。