重慶市“四網融合”下的三峽電網擴張格局及供電規(guī)模發(fā)展分析[圖]

    資產重組的第一個目標，是重慶市四張電網實現(xiàn)股權上的完全結合。“四網融合”始于三峽集團于2017年2月于涪陵區(qū)、黔江區(qū)政府簽訂框架協(xié)議，經過三峽集團在三峽水利、聯(lián)合能源兩方面的整合工作，目前已經實現(xiàn)了對四張電網的完全控股。

    一、三峽水利

    公司起源于1929年成立的萬縣市電業(yè)公司，至今已有90余年產業(yè)發(fā)展歷史。公司是一家以水力發(fā)電、供電業(yè)務為主營業(yè)務的電網經營企業(yè)，自發(fā)電主要來自公司下屬水電站的自發(fā)水電。除水電站以外，公司曾運營沱口及康樂兩座火電廠，由于發(fā)電成本較高，自2009以來基本不運行，僅起到公司電網在伏旱期尖峰時段以及枯水期電網調峰和事故備用作用，目前兩座火電廠均已關停不再運行。

    截至目前，公司投運電站14座，合計裝機容量26.98萬千瓦。除了云南省的芒牙河二級電站以外，其余水電站均位于重慶市內，接入公司自有電網由公司自發(fā)自供（峽門口電站為公司外購資產，所發(fā)電量上國網）。云南省的芒牙河二級電站所發(fā)電能上云南省電網。

三峽水利自有電廠裝機情況（萬千瓦）

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    目前公司的自發(fā)電量不足以滿足供區(qū)電力需求，需外購電量以保證電力供應。公司銷售電力來源于三個方面：一是公司所屬電廠生產的電力；二是公司電網覆蓋內小水電生產的電力；三是與國家電網重慶市電力公司、湖北恩施州電力公司電網聯(lián)接，并分別從國家電網重慶市電力公司、湖北恩施州電力公司采購的電力。公司電力調度系根據(jù)電網電力需求情況、自有電廠的出力情況以及電力成本情況優(yōu)先安排自有電廠發(fā)電，其次安排電網內其他小水電發(fā)電，不足部分向重慶電力公司和湖北恩施州電力公司購買，滿足電網內工農業(yè)以及居民用電的需求。近年來，公司自發(fā)電僅能滿足供區(qū)內約30%~50%左右的用電需求，其余50%~70%需要通過外購電量進行補充。

近三年公司發(fā)電及售電詳細情況（萬千瓦時）

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    公司的營業(yè)收入變動與售電量和電價水平息息相關，自2015年以來，由于我國經濟發(fā)展增速減弱，疊加一般工商業(yè)銷售電價持續(xù)下調，公司收入處于持續(xù)下降的趨勢中，直到2018年遇到高漲的用電需求才得以緩和。

    公司的毛利率和業(yè)績變化更為復雜一些，主要系公司的成本結構每年均出現(xiàn)變化：公司的供電來源主要由自發(fā)電和外購電兩部分組成，自發(fā)電的成本價格較為低廉而外購電的成本相對高昂。若自有水電能夠實現(xiàn)大發(fā)，可有效減少向國家電網采購昂貴外購電的規(guī)模，實現(xiàn)經營成本的改善和毛利率的提升。

三峽水利歷史營收情況（億元）

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三峽水利歷史毛利率情況（%）

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    截至2018年底，公司資產總額為51.49億元，負債總額為23.59億元，資產負債率為45.81%。

    二、烏江電力

    烏江電力基本情況：烏江電力是重慶烏江實業(yè)（集團）股份有限公司將其全部電力資產剝離成立的全資子公司。公司經營電網地處渝、湘、黔、鄂四省市交界處，負責渝東南地區(qū)的電力供應，電網覆蓋重慶黔江、酉陽、秀山和湖南花垣“一區(qū)三縣”，供電面積約1.2萬平方公里、總人口200萬人。

    截至目前，烏江電力擁有可控裝機容量35.85萬千瓦，參股裝機容量7.5萬千瓦，電站均為水電機組，所發(fā)電量全部上公司自發(fā)電網，不足則從南方電網貴州供電公司購入電量。售電方面，公司主要直供轄區(qū)內電解錳用戶、工業(yè)硅用戶和鐵合金用戶，以及躉售湖南花垣。公司不對居民直接供電。

烏江電力自有電站情況

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    烏江電力2017年實現(xiàn)銷售電量37.63億千瓦時，自發(fā)電量14.02億千瓦時，全年實現(xiàn)營業(yè)收入14.72億元，凈利潤0.70億元。截止2018年三季度，烏江電力資產總額為55.00億元，負債總額為36.11億元，資產負債率為65.66%。

烏江電力歷史營收情況（億元）

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烏江電力歷史毛利率情況（%）

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    三、聚龍電力

    重慶涪陵聚龍電力有限公司成立于2007年5月23日，注冊資本為2.30億元。在三峽集團啟動“四網融合”之前，重慶涪陵能源實業(yè)集團有限公司和重慶市東升鋁業(yè)股份有限公司分別持有公司47.54%和42.44%的股權，其余股東均為自然人。公司作為一家地方電力公司，當前變電站包括油房、清溪、平原變電站，主要在涪陵區(qū)內與國家電網形成競爭，供區(qū)主要包括白濤、龍橋、清溪三大工業(yè)園區(qū)。

    三峽集團與聚龍電力此前便有合作：聚龍電力于2015年8月參與成立重慶兩江長興電力有限公司，是兩江長興初始股東之一。2月22日，三峽集團與涪陵區(qū)政府簽訂《戰(zhàn)略合作框架協(xié)議》，為雙方第二次合作打下基石。

    聚龍電力的詳細經營數(shù)據(jù)并未披露，但公司重組預案公告的修訂稿指出：聯(lián)合能源2018年實現(xiàn)售電量77.22億千瓦時，實現(xiàn)自發(fā)上網電量17.76億千瓦時。綜合烏江電力歷史的經營數(shù)據(jù)來看，聚龍電力2018年售電量在在40億千瓦時左右，自發(fā)電量約在10億千瓦時以內。

    四、實現(xiàn)“四網融合”

    截至2018年底，三峽水利、聯(lián)合能源、兩江長興的資產總額分別達到51.49億元、130.97億元（聯(lián)合能源以公司資產重組預案修訂稿的模擬財務報表為準，下同）和14.88億元，歸屬凈資產分別達到28.52億元、59.87億元和5.52億元，歸母凈利潤分別為2.14億元、2.36億元和832萬元。如果按照公司披露的資產重組進行假設，合并后的公司總資產體量達到182.35億元、歸母凈利潤體量達到4.31億元，ROA和ROE水平分別達到2.36%和4.83%。ROA和ROE的水平有所下降主要系兩江長興公司截至目前尚未正式開始從配電業(yè)務中實現(xiàn)盈利。

    三峽水利、烏江電力和聚龍電力，均為擁有發(fā)電資產的地方電網公司，其盈利的主要方式主要通過自身的電網資產向終端用戶銷售、向其他電網主體躉售電能。一般情況下，地方電網公司自有的發(fā)電產能都無法滿足供區(qū)內的用電需求，需要從國網、南網等上級電網躉購電能來出售。由于外購電的成本一般情況下遠高于自發(fā)電，在重慶，各地方電網公司的外購電成本也高于三峽水電站外送到重慶的落地電價，因此未來的三峽水利存在優(yōu)化外購電源的潛力。

三峽水利歷史外購電和自發(fā)電占比情況

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烏江電力歷史外購電和自發(fā)電占比情況

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    2016-2018年，在重慶售電量分別達到16.19億、17.12億和18.39億千瓦時，其中外購電分別達到10.43億、9.17億和13.30億千瓦時，約占售電量的50%~70%之間，其占比波動主要視自有小水電的出力情況而定：2017年重慶地區(qū)來水情況良好，外購電與自發(fā)電基本對半開；2018年重慶地區(qū)來水情況較弱，自有小水電出力較少，外購電占比達到2/3左右。

    從度電采購成本（暫不計銷售成本，即電網資產折舊、人工等固定成本）上來看，近三年外購電平均成本約為0.357元/千瓦時，自發(fā)電平均成本僅0.157元/千瓦時（按最終售電量計，電廠自用電及線路損耗不納入計算）。自發(fā)小水電的度電成本多數(shù)情況下與水電出力的強弱有關，主要系自發(fā)水電以固定成本為主，2017年自有小水電出力較強，度電成本僅0.13元/千瓦時左右；2018年自有小水電出力較弱，度電成本達到了0.19元之多。

    三峽水電站是全球最大的水力發(fā)電樞紐，裝機容量達到2250萬千瓦。三峽水電站歷來所發(fā)電能均由國家政府實現(xiàn)計劃性分配，主要以原國家計委《三峽電能定價機制》(計基礎〔2001〕2668號)文件為基礎依據(jù)，確定了汛期主送華東和廣東、枯期主留華中的基本分配策略。“2668號文”中最初擬定的三峽電能送出計劃中并未給重慶市分配份額，后考慮到重慶市發(fā)展狀況及缺電問題，國家發(fā)改委屢次發(fā)文微調三峽電能外送計劃，將少量電能送入重慶。2007年，發(fā)改委印發(fā)《“十一五”期間三峽電能消納方案》（發(fā)改能源［2007］546號），明確將重慶納入三峽供電范圍，主要以增發(fā)電量為主。

    截至目前，三峽水電站送重慶上網電價為0.2289元/千瓦時，按照《關于調整三峽輸電價格的通知》（發(fā)改價格〔2010〕1562號）文件確定的三峽輸電價格和線損，估算三峽水電站落地重慶的電價約為0.2847元/千瓦時（含稅），除稅之后的電價約為0.2454元/千瓦時。三峽水電站落地重慶的電價水平要顯著低于三峽水利外購電的度電成本，如果用于置換公司外購電，對于公司而言有較強的成本結構優(yōu)化潛力。

    截至目前，三峽水電站送重慶上網電價為0.2289元/千瓦時，按照《關于調整三峽輸電價格的通知》（發(fā)改價格〔2010〕1562號）文件確定的三峽輸電價格和線損，估算三峽水電站落地重慶的電價約為0.2847元/千瓦時（含稅），除稅之后的電價約為0.2454元/千瓦時。三峽水電站落地重慶的電價水平要顯著低于三峽水利外購電的度電成本，如果用于置換公司外購電，對于公司而言有較強的成本結構優(yōu)化潛力。

    各類雙邊交易9次，成交電量226.4億千瓦時；下半年開始共組織月度集中競價/掛牌7次，成交電量0.04億千瓦時；開展水電減棄增發(fā)交易2.7億千瓦時；開展市內發(fā)電權轉讓交易38筆，合計電量17.73億千瓦時。

2018年重慶不同交易類別情況

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    2018年，通過售電公司代理參加電力市場交易的電力用戶達到2062家，占注冊用戶的89.61%；售電交易電量達到177.57億千瓦時，占市場的81%。重慶市的售電實現(xiàn)了良好的市場滲透率。

    根據(jù)《2018年度重慶市電力市場交易信息報告》，通過售電公司代理實現(xiàn)交易的電力用戶交易電價平均比目錄電價高0.024分/千瓦時。這種現(xiàn)象系2018年用電增速高漲所帶來的特殊現(xiàn)象。從我國其他省區(qū)的市場電交易歷史結果來看，一般情況下售電公司能夠獲得的電價目錄電價要低。

重慶市各電壓等級工商業(yè)用電價格（含政府性基金，元/千瓦時）

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    重慶市工商業(yè)目錄電價中，包含農網還貸基金2分/千瓦時、重大水利工程建設基金0.39375分/千瓦時、大中型水庫后期移民扶持基金0.6225分/千瓦時、地方水庫后期移民扶持基金0.05分/千瓦時和可再生能源附加1.9分/千瓦時。

    今年3月“兩會”期間，李克強總理在國務院《2019年政府工作報告》中提出：深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業(yè)用電成本，一般工商業(yè)平均電價再降低10%；深化增值稅改革，將制造業(yè)等行業(yè)現(xiàn)行16%的稅率降至13%。今年4月3日，國務院常務會議確定今年降低政府性收費和經營服務性收費的措施，決定自從7月1日起，將國家重大水利工程建設基金征收標準降低一半?？紤]到2019年的降價減費政策，預計2019年降價之后，重慶市單一制電費下降10%，兩部制電價保持不變，但由于重大水利工程建設基金的減少，凈電價實現(xiàn)小幅提升。

    假設未來重慶市工商業(yè)用電全面實現(xiàn)市場化，并保持5%左右的CAGR，到2025年潛在的市場電量有望達到1300億千瓦時以上。而若售電市場保持目錄電價的水平，整個潛在市場有望達到630億元左右。

重慶未來潛在售電市場預計（億元）

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    相關報告：智研咨詢發(fā)布的《2019-2025年中國售電公司行業(yè)市場全景調查及投資戰(zhàn)略研究報告》