深度分析长江电力、华能水电未来增长方向

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  今天要讨论的是长江电力和华能水电未来增长方向算是对未来不确定预期的模糊认识

  碳中和要求必须构建新型的电力系统绿色电源和蓄能是其中重要组成部分水风光绿色电源水电资源有限最具潜力的是风光电蓄能包括抽储和新型蓄能但至少长时蓄能还要靠抽蓄

  以前我们讨论过很多华能水电的光伏项目详见网页链接按内部收益6.5%30%的自由资产金额的投入收益率在5%应该是不错的生意由于华能水电有小湾和糯扎渡两大调节能力极强的多年调节电站暂时还没考虑抽蓄所以华能水电当前还是主攻风光电尤其是光伏发电

  长江电力也有风光电项目但到现在规模还是百万级和华能水电相比差距很大和长电的体量更不相称且现在提法还运营管理电量也未体现在公司的定期发布数据中这其中原因很可能是收益率未达到纳入上市公司标准因为云南的光伏项目获取成本比较高光伏发电获利能力较差逃出金下区域发展风光电除三峡电能发售一体化项目其他有与三峡能源同业竞争限制要搞也只能与三峡能源一起做施展空间受限且没有一点有别于他人的优势

  2023年6月28日水电水利规划设计总院编制的抽水蓄能产业高质量发展报告2022下简称报告发布报告数据显示2022年全国投产抽水蓄能装机容量880万千瓦截至2022年底已建抽水蓄能装机容量4579万千瓦全国核准48座抽水蓄能电站总规模达6890万千瓦年度核准规模超过之前50年的投产总规模

  从投资主体来看2022年三峡集团的核准项目装机容量登顶达到了1680万千瓦这也是我国抽水蓄能掀起新的热潮后一大显著特点

  上世纪80年代末开工建设的北京十三陵抽水蓄能电站是我国最早一批抽水蓄能项目之一这座电站也是三峡集团参建的第一座抽水蓄能电站

  抽水蓄能早期是作为电网国家电网南方电网的辅助服务项目进行有限的投资建设由于火电占据决定主导地位风光电比例很小抽蓄建设并不急迫一直在电网体制内建设管理

  随着第二次电改的到来火电比例逐步减少风光电及核电装机不断增肌调峰备用需求的突显三峡集团加快了其开发抽水蓄能的步伐

  1997投产的北京十三陵抽水蓄能电站投产之后2015年10月29日三峡集团在两山理念发源地投资建设的浙江长龙山抽水蓄能电站通过浙江省发改委核准这也标志着三峡集团开始全方面进入抽水蓄能领域三峡是最早进入抽蓄体制外主体

  2021年633号文件提出两部制电价容量电价保证了抽蓄的保底收益电量电价存在增量盈利可能同时各地对调峰容量与新能源核准挂钩也提供了抽蓄新的发展空间

  目前抽水蓄能项目改由省级能源主管部门管理随着抽水蓄能项目的增多省级层面开始研究本省抽水蓄能项目管理措施社会资本纷纷加入抽蓄领域投资

  在实际开发中抽水蓄能电站项目慢慢的变多地与源网荷储或大基地项目同步上马今年2月叶巴滩混合式抽水蓄能电站预可行性研究报告审核检查会召开该抽水蓄能电站是金沙江上游清洁能源基地的重要组成部分今年3月华能澜沧江上游公司西藏芒康热巴抽水蓄能电站预可研阶段勘察设计招标该抽水蓄能电站是澜沧江上游西藏段可再次生产的能源一体化综合基地的重要调节电源今年3月青海省海南州共和多隆抽水蓄能源网荷储项目投资开发协议签订该项目将采取抽蓄电站+配套四地产业+新能源电源同步实施的1+N+1模式开发建设.....

  在三峡集团内部已经确定抽水蓄能投资主体为三家包括长江电力湖北能源和三峡能源长江电力是最重要的投资主体湖北能源只投资湖北范围内的抽水蓄能三峡能源只投资和大型的风光基地相配套的抽水蓄能除此之外都由长江电力投资目前长江电力规划抽水蓄能项目28个总装机4000万千瓦除湖北能源以外所有抽水蓄能都由长江电力运营管理

  近两年长江电力也频频出手抽蓄并全方位筹划抽蓄的多场景应有已经开工建设抽蓄电站两座包括甘肃张掖盘道山和重庆奉节菜籽坝抽水蓄能电站今年5月长江电力举行一季度业绩说明会表示抽水蓄能新能源综合智慧能源海外业务等将成为长江电力未来的重要增长点长江电力将作为三峡集团抽水蓄能业务的主要承接主体目前已储备抽水蓄能项目28个总装机约4030万千瓦

  长江电力已经在多地储备抽蓄+新能源优质资源将全力推进金沙江下游水风光基地建设打造抽水蓄能+新能源一体化清洁能源基地

  综合智慧能源坚持新能源与大水电抽水蓄能智慧综合能源深度协同探索落实抽水蓄能和新能源资源一体化开发基地一体化建设电站一体化运营的业务发展模式实现发售一体化配售电公司全年签约电力零售用户约 600 家售电量约 45 亿千瓦时

  这里的建设周期大多在6年而根据目前南网储能的项目情况看建设周期不到4年抽蓄说起来也是水电长电在水电和抽蓄方面势力还是很雄厚的三峡也有抽蓄建设的先例和经验工期怎么着也不用延后2年多毕竟大水电23百米的大坝是个细致的功夫活抽蓄挖洞设备中国不缺也很高级两者还是难度有差别的

  长江电力在抽蓄方面具有非常空间同时葛洲坝向家坝溪洛渡三个电站计划通过容量调整/扩机分别增加166万千瓦/224万千瓦提升公司发电能力增加在现货市场交易溢价

  先看华能水电的光伏澜沧江流域风光1500小时左右资源丰富加之水风光协调免除了新能强制配储投资所需成本在电力市场化的竞争中优势明显华能水电的新能源项目有别于单纯的风光电盈利能力确定前面我们讨论过华能水电的光伏内部收益率IRR标准6.5%在30%自有资金投入的前提下收益率在5%左右或度上网电量0.04元规模发展对提升公司的业绩具有积极意义好于简单的将剩余资金偿还银行贷款

  内部收益率Internal Rate of Return, IRR就是资金流入现值总额与资金流出现值总额相等净现值等于零时的折现率

  华能水电的光伏项目按IRR在6.5%内部掌握的按IRR测算比较生涩下面以2023年公司计划的50万千瓦项目为例测算以下光伏项目的收益情况

  储能新的容量电价633 号文明确了容量电价按照经营期定价法重新核定并制定了明确的抽水蓄能容量电价核定办法根据抽水蓄能容量电价核定办法在抽水蓄能电站实际成本调查的基础上基于弥补成本合理收益原则按照资本金内部收益率对电站经营期内年度净现金流进行折现以实现整个经营期现金流收支平衡为目标核定电站容量电价其中不含税容量电价=年平均收入÷覆盖电站机组容量年平均收入的计算公式如下

  其中P0 为初始资本金投入占项目总投资20%X 为年平均收入OpEx 为各年的运维管理费用DebtRepayment 为各年的还本付息额Tax 为各年的税金及附加Residual 为固定资产残值

  抽水蓄能容量电价核定办法规定测算容量电费收入的公式中电站经营期按 40 年核定经营期内资本金内部收益率按 6.5%核定电站投资和资本金分别按照经审计的竣工决算金额和实际投入资本金核定贷款额据实核定还贷期限按 25 年计算

  同样的按上面公式测算不直观下面以南网储能惠州抽蓄收购方案收益2022年数据及阳江抽蓄收益测算财务数据单位万元给大家一个直观认识

  为什么抽蓄收益率6.5%光伏IRR是6%而利润率却是抽蓄不及光伏呢原因有二一是抽蓄的是自筹资金部分收益率融资利息计入前25年的支出这一部分6.5%的收益率和3.5%融资成本差价抽蓄享受不到二是光伏的折旧和收益率计算年限匹配都是20年而抽储收益计算年限是40年设备折旧是19年影响前期利润水准抽蓄和水电一样都有折旧隐含利润如果经得起时间的磨砺抽蓄也会带来档期利润外的收益

  光伏的盈利能力基本明朗在目前政策环境下抽蓄项目的前期盈利能力弱于光伏但它还有一块可能的利润增长点那就是上网电价和抽水电价市场化月初发过一个帖子网页链接就是针对广东2024年电力交易方案广东方案落实国家发展改革委关于加强完善抽水蓄能价格形成机制的意见发改价格2021633号等要求开展抽水蓄能电站报量报价参与现货市场试点交易其抽水电价上网电价按机组的分时现货节点电价执行抽水蓄能电站容量电费维 持现行机制不变具体细则另行通知方案只是点题需要将来的具体细则出台才不难得知这一块机会有多大有希望总还是好事上网电价和抽水电价差价将使抽蓄额外收益密切关注吧

  上面说到长电自己也在这两年大力推进抽蓄但目前已经开工项目不多投产时间最快也要到2027年以后对长电中期2-4年业绩贡献有但不大值得期待是长电接收三峡集团抽蓄项目下面我们只是分析其可能性不作为投资参考

  三峡集团规划在十四五时期及后续发展阶段三峡集团将保持每年1500万千瓦清洁能源新增装机规模的增速为碳排放目标贡献力量同时墨脱和龙盘电站启动的话肯定少不了三峡资金需求巨大三峡现在又两期可交换债存续每年都在稀释三峡的在长电的股权比例长电接手或部分接受抽蓄项目可以极大解决资金缺口从资金筹措角度长电是最理想内部主体长电每年大量自由现金流也有用武之地可谓一举两得

  虽然三峡集团没有将原有抽蓄移交长电的表态但长江电力将作为三峡集团抽水蓄能业务的主要承接主体除湖北能源以外所有抽水蓄能都由长江电力运营管理是公司公开发布信息由于接目前抽蓄的盈利尚不明朗抽蓄仍在三峡集团有其合理性如果抽蓄上网电价和抽水电价能获取一定差价那么抽蓄的盈利将得到进一步保障进入上市的最大障碍不复存在

  长江电力刚刚完成乌白收购负债率处于高位合计负债3707亿负债率64%但2024年以后每年可以调用资金300亿元还债和投资能力仍然很强接收抽蓄仍然绰绰有余2024年长江电力除非来水继续大幅偏枯否则长江电力盈利无虞2025以后长江电力盈利点不强彼时三峡能将抽蓄注入长江电力那将是雪里送炭续写长电继续增长神话

  此外前期主管部门提出研究混合抽蓄课题如果政策上支持混合抽蓄那么公司多个首尾相连的梯级电站值得很好研究长电在回复投资提问时也表示研究梯级电站发展蓄能

  总之在中期长电的增长点侧重抽蓄华水的增长点侧重光伏两者有不一样侧重发展趋势但在绿色发展的当下都是需要我们来关注的标的。

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