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2019年9月云南省电力供需及云南省水电市场空间趋势

北极星售电网  来源:中国产业信息网    2019/11/15 8:26:31  我要投稿  
所属频道: 售电服务   关键词: 电力供需 电价 云南售电市场

北极星售电网讯: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)

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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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