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全球能源清洁化趋势不改,风电、光伏发电功率曲线波动较大,难以作为基荷电源;核电发电稳定,但建设审批极为严格,装机占比短期内难以快速提升。水电发电量虽存在季节性,但是相对平滑,随着全流域梯级开发深入及联合调度能力的加强,大型水电站发电波动性大幅降低,为理想的电源类型。
从全球视野看,建设大型水电不仅需要资源禀赋(世界级大河)、综合国力(基建能力及用电需求),还涉及地缘政治(干流主体尽量位于同一个国家),因此水电实际可开发量远小于理论可开发量,大型水电站目前主要分布于中国、巴西、美国等国境内。在水电大国中,我国资源禀赋得天独厚,受益青藏高原“世界水塔”效应,2018年底我国水电装机容量占全球比例超过1/4,全球前十大水电站中5个位于中国。同时得益于全流域梯级开发模式,我国大型水电运营管理效率远高于国外。
全球前十大水电站中5个位于中国(万千瓦)
数据来源:公开资料整理
目前我国易开发的河段基本开发完毕,近年投产及在建电站逐步深入河流上游。上游电站建造难度加大,建造期间移民等成本增加,外送距离拉长,均导致上游电站经济性相对下降。“十三五”之前,我国大型水电站单位造价平均8179元/千瓦,近期投产/在建/拟建电站平均单位造价在12000元/千瓦以上,上涨幅度约50%,已投产低成本水电站稀缺性更加凸显。
水电站投产后维运成本较低,折旧占主营业务成本比例多在60%以上,而且我国水电大坝会计折旧年限通常远低于实际可使用的年限,导致会计利润偏低。但是从现金流量角度看,折旧源于历史沉没成本而非付现成本,水电公司真实现金流量远好于归母净利润,且抗通胀能力极强。当前大型水电公司经营性净现金流量金额占营业收入比例多在60%以上,现金奶牛特征突出,优质大水电为全球性稀缺核心资产。
澜沧江上游电站投产带动发电量再上台阶,来水改善带来发电量大幅增长。受益云南省内电力供需改善及广东省扩大外购电规模。
2018年以来澜沧江上游云南段机组集中投产带动发电量再上台阶,全年实现发电量817亿千瓦时,同比增长11.67%。
近期投产澜沧江上游云南段5座电站合计装机容量563万千瓦,设计年发电量236亿千瓦时,所发电量通过滇西北直流工程外送广东深圳,电价主要通过落地端倒推确定。2019年3月底,发改委发布《关于核定滇西北送广东专项工程输电价格的通知》,核定滇西北直流工程输电价格为每千瓦时9.2分,云南省内配套交流工程输电价格为每千瓦时1.5分,线损率为4.5%。
2019年澜沧江上游水电站送广东协议内计划电量上网侧为200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时,与倒推结果一致。超过协议内计划电量的部分全部认定为市场化交易电量,根据合同,该部分电价降幅参照广东省内2019年各月市场化交易电量的加权平均降幅。当前广东省电力市场化交易价差呈收窄趋势,目前价差约为3分/千瓦时,因此我们测算时假设澜沧江上游机组市场化部分电量上网电价为0.27元/千瓦时。
澜沧江上游五座电站合计设计年发电量236亿千瓦时,厂用电率按1%计算,则每年计划内电量200亿千瓦时,电价为0.3元/千瓦时;计划外电量33.64亿千瓦时,电价为0.27元/千瓦时。折旧年限假设为30年,则澜沧江上游五座电站每年可实现归母净利润6.98亿元,ROE4.7%。
测算澜沧江上游电站每年自由现金流贡献约50亿元。由于造价高企,澜沧上游电站折旧成本较高,然而从本质上而言,折旧成本源自沉没成本而非付现成本,巨额资本支出已经完成,大坝设计使用寿命超过100年,因此折旧成本高企实质在于会计政策的审慎性原则。将折旧及利息成本加回后,预计未来澜沧江上游机组每年可提供自由现金流(近似等于EBITDA)约50亿元。
澜沧江上游电站盈利能力测算
数据来源:公开资料整理
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一季度,电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神,以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略,落实党中央、国务院决策部署,弘扬电力精神,经受住了部分时段大范围极端严寒、雨雪冰冻等考验,为经济社会发展和人民美好生活
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