水利水电行业专家电话会议纪要20220619

1. 水利投资行业整体情况。
今年国家非常重视水利投资，在经济形势较差的情况下，为实现GDP增长5.5%以上的目标，国家选定了水利等行业进行重点建设。
重点建设水利行业原因：1）我国水资源情况严峻，水资源调控能力弱：目前我国铁路、公路领域已处全球领先水平，但水利行业仍较为落后，欧洲发达国家库容系数（河流径流量与水库蓄水总量的比值）已达到0.9，美国库容系数达到0.66，而我国库容系数尚不足0.4，蓄水能力较差。目前我国水资源波动突出，宏观上主要因库存系数不够，微观上主要因蓄水与调水能力弱，水资源矛盾本质上源于设施不足。基于地形优势，我国河流落差大，因此我国水电非常发达，水电装机容量非常高，发电量非常大，但地势过陡，难以修建大型水库，造成我国实际上水利调蓄能力较弱，水电调峰能力差，解决调蓄问题可同时解决能源问题与水资源问题。联合国2007年调查显示一个国家的人类发展指数与这个国家的人均水库蓄水量成正比，水利行业是社会发展基础行业，国家将建设目标瞄准到水利行业对社会发展至关重要。2）水利与抽水蓄能发展关系密切，水利基础设施建设强有利于抽水蓄能的建设：抽水蓄能需要上游水库和下游水库作为基础，利用电力负荷低谷时的电能抽水至上水库，在电力负荷高峰期再放水至下水库发电。重新建造上下库成本过高，因此抽水蓄能往往需要在现有水利设施的基础上进行建设。目前许多地方（如陕西）抽水蓄能建设模式为对现有可利用的水利设施进行改造，将已有水库改造为上（下）游水库，进一步再建设相应的下（上）游水库，水利设施部门收取一定费用，大幅减少了抽水蓄能上下库建设的高昂费用。
水利投资规模：本世纪以来，我国水利投资规模维持在每年5000-6000亿元，2017年虽有小幅上涨，水利投资规模突破7000亿元，但随后2018/2019年投资规模下降至6600/6700亿元，整体上增幅较小；2020年水利行业成为建设重点，投资规模上涨至7700亿元，2021年投资规模小幅下降至7500亿元；2022年提出要超8000亿。
水利投资结构：1）中央投资：主要分为三部分：财政部拨款；重大项目水利投资基金，前身为三峡项目建设基金，每年有600亿元左右收入；各地水利建设基金，合计每年约600亿元左右。三部分合计每年中央投资规模约2000亿元，预计中央投资增幅不大。2）地方投资与社会投资：有望实现较高投资规模，但地方投资可靠性不及中央投资，2021年中央投资100%到位，地方投资到位率仅89%。目前各地投资积极性非常高，抽水蓄能建设情况超预期，水利行业有望实现规划目标。
未来建设重点：重点建设蓄水、调水、供水工程和灌溉工程（150个重大水利项目中灌区项目占比较高，最大灌区项目投资规模超200亿元），有效保证防洪安全，供水安全，粮食安全，生态安全。
2. 抽蓄行业整体情况。
抽水蓄能是未来必然的方向，是国家当前能源转型的关键，发展抽蓄行业应当优先发展常规水电调蓄，先建设好水利设施，但我国目前常规水电调控能力较弱，无法短时间内改变现状，因此优先发展抽水蓄能，目前建设速度非常快，地方积极性很高，规划执行情况很好，未来可能实现超预期。
政策演变：国家对抽水蓄能早期规划非常高，2000年计划达到1亿千瓦以上，积极性非常高。2002年国家电力体制改革，将发电与供电分开，虽然抽水蓄能效益很高，但抽水蓄能的经济性需要在其他电源（如煤电/核电/新能源等）体现，“花钱在电网，效益体现在发电侧”，改革后的体制一定程度上便限制了抽水蓄能的发展。2019年国家曾出台文件，明确电网公司不能把抽水蓄能的成本加入电价，打击了国网南网对抽水蓄能建设的积极性。2020年国家将抽水蓄能提至高战略位置，出台文件否定了2019年的文件，抽水蓄能成本重新计入电价。
现存问题：1）经济性问题：抽水蓄能的经济性需要与煤电、新能源等结合来体现。新能源方面目前仍需要补贴，效益体现不大；煤电方面因装机过多，效益也较低，需减少煤电装机才可提升抽水蓄能效益，但短期内煤电无法很快退出，因此抽水蓄能的效益难以保证。未来国家会不断调整，可能强制关停部分煤电。2）技术性问题：目前定速抽水蓄能达到额定功率后效率较低，且存在安全隐患，需发展可变速的抽水蓄能，虽然装机容量扩大幅度不大，但可大幅提高调峰能力。
3. 电建董事长提出的新开工270GW和中长期规划的新增30GW口径有何差异？
新开工270GW中大部分实际是为“十五五”投产做准备，预计“十五五”末的装机规划会较“十四五”再翻一番。30GW为确定在“十四五”末完成的装机规模。
4. “十四五”期间抽蓄投资预计完成额
“十四五”期间在建抽蓄项目约50-60GW，“十四五”末预计落地35-40GW，1kw单位投资成本按6500-7000元测算下预计合计完成投资额2100亿元。
5. 抽蓄成本纳入电价进展及经济性展望
抽水蓄能的经济性主要取决于电价市场化改革的进展，目前电价受电网管制，电网不调取就用不上。如果剔除不符合要求的煤电，让剩余煤电不停机满负荷运转，并调取抽蓄/新能源填谷，就能实现最优的经济性。但目前仍有大量富裕煤电产能搁置，电网为照顾部分煤电生存很难实行一刀切，导致改革进展较慢。现在的抽蓄定价主要有以下几种形式：1）容量电价+电量电价，前者用于弥补建设成本，后者按抽水75%、发电100%费用计算；2）租赁制；3）归属电网，内部核算定价。大部分定价模式以第一类为主，这种模式下盈利空间不大，如果能改为分时电价（比如高峰电价涨一倍，低峰降一倍），盈利能力会更优。
6. 抽蓄项目投资回收期
一般项目折旧按20-30年算，实际运行可超50年。
7. 政府及水利部持续推动投资方多元化及PPP、REITs等融资模式，对此后续如何展望？
虽然鼓励多元投资方参与建设，但由于电力市场化改革仍在推进中，抽蓄项目尚未形成完整的商业闭环，因此投资商对项目收益方式仍存疑虑。
8. 抽水蓄能竞争格局
设计环节：电建下属的水利水电规划设计总院负责了几乎所有抽水蓄能的规划（包括选点、踩点、普查等）任务，因此掌握了所有的原始资料。抽水蓄能的EPC项目或者规划设计类项目基本只能由中国电建承接。这主要和电建的历史沿革有关：电建是水电规划设计总院和水电建设总公司合并成立的，因此包揽了水电所有的优势领域，是我国大型水电及抽蓄项目领军者。能建是由葛洲坝集团和国家电力规划设计总院中火电、电网规划部分合并建立，因此水电建设能力较强，设计偏弱。
建设环节：电建市占率约2/3，另外1/3的参与者包括能建、铁建、交建等。
9. 电建提出的新开工270GW远超“十五五”末装机目标，原因是什么？
实际装机额预计将明显超出规划额：最初的中长期规划征求意见稿实际要求2035年末装机规模到达3亿千瓦，这一规划是根据我国能源转型需要提出的，虽然最后公布的规划值大幅降低，但如果按照这一规划推进，2030年末装机规模必须达到1.5亿千瓦（目前规划是1.2亿千瓦）。
不同抽蓄项目的建设周期差异较大，部分项目可能超10年，且建设进度可能受到部分不可控因素影响。因此，270GW不一定都能在预期时间内全部落地装机。
10. 中长期规划列举了“十四五”220个重点抽蓄项目，合计2.7亿千瓦，远超规划新增装机，原因是什么？
重点项目的规划比较宽泛，即使列入名单也不一定在预期时间内开工，比如“十五”期间列入重点规划的虎跳峡项目到现在仍未开建。
11. 电建四大院和常规水电院满负荷运作每年可承担多少抽蓄设计量？
抽蓄电站设计上重合之处较多，设计不会出现产能不足的情况。
12. 我国水电机组制造能力是否存在瓶颈？
目前35万千瓦的已有投产，35-40万千瓦已经属于世界最高水平，机组容量方面我国不存在太大瓶颈。目前我们主要在力图攻克可变速技术（以哈电、东电研发团队为主）。
13. 大型水利投资项目举例
水利投资大头主要集中在调水项目和灌区项目：1）调水项目：如引江济汉工程，投资额超700亿元，若新长江上游开，虎跳峡项目也是大型项目；2）灌区项目：如像亭子口水库的配套灌区工程投资额162亿元。
14. 抽水蓄能十四五期间开工目标2.7亿千瓦的实现难点
此目标可能依“到2035年抽水蓄能装机达3亿千瓦”目标而定，2.7亿千瓦开工目标实现难度较大，主要因制造厂商设备制造能力较弱，设备制造存在一定难度，设计端问题不大。为实现此目标，部分开工项目持续期可能较长，十五五末前无法投产。
15. 目前抽水蓄能电机主要来自东电与哈电，未来抽水蓄能实现2.7亿千瓦目标所需电机是否会从国外进口？
存在这一可能性。混合式抽水蓄能发展空间巨大，未来所有常规水电可能均会扩机加泵改造为混合式抽水蓄能，可行性高且效果好，如白山抽水蓄能电站就是在常规水电站基础上添加可逆式机组改造而成。未来在抽水蓄能建设较为迫切的情况下存在从国外进口机组的可能性，但国外进口机组质量不及国产机组，价格也偏高。
16. 预计到2035年建成的3亿千瓦抽蓄装机中新建与改造的比例为多少？
规划目标中全部指新建抽蓄装机，没有考虑改造，主要因目前常规水电调蓄能力较低。中长期规划中也考虑到了老电站的抽水蓄能改造、小型抽水蓄能和海水抽水蓄能，预计将来会成为国家发展重点，未来调蓄能力提高后，再通过改造方式建设抽蓄会是最经济的方式。
17. 以往我国水利项目会向世界银行贷款，目前我们如何解决水利资金来源问题？
水利建设已成为政府拉动经济的重要工具，1000亿元水利投资可拉动0.15%的GDP，因此目前我们基本不会利用国外贷款。以前缺钱会向世界银行贷款，现在国内不仅不缺钱，还会出现“无处放贷”情况，因此水利领域已经成了央行放水的一大蓄水区。

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