2019年9月云南省电力供需及云南省水电市场空间趋势-北极星电力市场网

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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

原标题：2019年9月中国云南省电力供需及云南省水电市场空间趋势[图]

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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