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盈利模式:水电-电流-现金流
水电盈利能力持续表现良好。2017年前三季度水电发电量8147亿千瓦时,同比增长0.3%。SW水电板块归母净利润(合计)为297亿元,同比增加3.1%,是近十年以来的最高值,其中长江电力和川投能源表现抢眼。2012-2016年,水电上市企业归母净利润持续大幅度攀升,2016年同比增速更是达到28.3%。
图表35:2017Q1-3SW水电公司归母净利润同比增速(%)
图表36:SW水电板块归母净利润合计值(亿元)和同比增速(%)
水电公司的盈利模式主要由收入端和成本端决定。收入端由发电量和上网电价确定,发电量由装机容量和利用小时确定,水电的成本端水电的主要成本是折旧和财务费用。
图表37:水电公司盈利模式图
收入端:装机容量稳定增长,上网电价或企稳回升
筹建机组众多,装机容量将稳定增长。截至2017年10月,水电装机容量已达2.95亿千瓦,占全国发电装机容量的18%,发电量占总发电量的17.8%。全国主要水电基地已投产装机容量约1.5亿千瓦,在2018-2022年预计新增装机1.1亿千瓦,装机容量可增长76.6%,较2016年全国水电总装机也可增长34.3%。因此,我们认为全国水电装机容量将在2018-2022年期间保持稳定增长,从而带动水电发电量增长,从供给端带动水电利润扩大。
图表38:全国主要水电基地装机容量及分属公司
我们认为弃水现象或将得到缓解,利用小时数有望保持稳定。2017年11月,国家发展改革委、国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》,明确采取有效措施提高可再生能源利用水平,推动解决弃水弃风弃光问题取得实际成效。方案指出坚持政府引导与市场主导相结合。强化能源相关规划的约束力和执行力,加强事中事后监管,建立健全可再生能源电力消纳监督考核机制。着力完善市场体系和市场机制,发挥市场配置资源的决定性作用,鼓励以竞争性市场化方式实现可再生能源充分利用,云南、四川水能利用率力争达到90%左右,浙江能够有效保证水电发电设备的利用小时数。
图表39:全国水电和主要公司利用小时数
完善水电电价形成机制,水电上网电价政策呈现多样化格局。水电上网电价根据情况分别按经营期上网电价、标杆上网电价和根据受电市场平均上网电价倒推三种方法确定。2014年1月11日,国家发展改革委印发《关于完善水电上网电价形成机制的通知》,各省(区、市)水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础,统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定。水电比重较大的省(区、市),可在水电标杆上网电价基础上,根据水电站在电力系统中的作用,实行丰枯分时电价或者分类标杆电价。2014年,国家发改委印发《完善水电上网电价形成机制的通知》,通知明确了跨省跨区域交易价格由供需双方协商确定,按照落地省份电价倒推;省内上网电价实行标杆电价制度;建立水电价格动态调整机制等上网电价形成机制。
市场电量比例不断提高,水电上网电价有望触底回升。根据中电联数据,2017上半年,大型发电集团水电机组累计上网电量2339亿千瓦时,占其总上网电量的16.3%;市场交易电量527亿千瓦时,其中跨区跨省交易电量为243亿千瓦时。上半年大型发电集团水电上网电量市场化率达到22.5%。我们预计随着市场交易电量占比越来越大,将会缩小水电和火电的上网电价的差值,有助于水电上网电价的提高。
图表40:2013-2016年全国水电及重点公司上网电价
成本端:折旧与财务费用是主要构成部分
水电发电成本相对固定,其中固定资产折旧占经营总成本的比重最大,其次是财务费用、库区基金和水资源费。固定资产主要包括大坝和发电机组。下面以长江电力和川投能源为例,分析两家公司水电成本端构成情况。
长江电力:折旧成本占比60-65%,财务费用占三费比例90%。
折旧占营业成本比例60-65%。水电发电成本中占比重最大的是固定资产折旧,固定资产主要包括大坝和水轮发电机器。2016年葛洲坝固定资产折旧完毕,在2029年三峡折旧计提完之前,成本端折旧总额都会保持在为120-130亿元左右的水平。根据行业经验,一般来讲,水电项目的实际寿命有望达100年以上,长江电力的平均折旧年限为27年,而在水电站运营后期,固定资产折旧完毕,折旧已经计提完毕,营业成本将显著缩小,水电站的盈利能力将更为明显。根据我们的测算,若折旧年限在当前27年基础上延长25年,则当前净利润将增厚25%左右。
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