2019年9月中國云南省電力供需及云南省水電市場空間趨勢[圖]

    全球能源清潔化趨勢不改，風(fēng)電、光伏發(fā)電功率曲線波動較大，難以作為基荷電源；核電發(fā)電穩(wěn)定，但建設(shè)審批極為嚴(yán)格，裝機(jī)占比短期內(nèi)難以快速提升。水電發(fā)電量雖存在季節(jié)性，但是相對平滑，隨著全流域梯級開發(fā)深入及聯(lián)合調(diào)度能力的加強(qiáng)，大型水電站發(fā)電波動性大幅降低，為理想的電源類型。

    從全球視野看，建設(shè)大型水電不僅需要資源稟賦（世界級大河）、綜合國力（基建能力及用電需求），還涉及地緣政治（干流主體盡量位于同一個國家），因此水電實(shí)際可開發(fā)量遠(yuǎn)小于理論可開發(fā)量，大型水電站目前主要分布于中國、巴西、美國等國境內(nèi)。在水電大國中，我國資源稟賦得天獨(dú)厚，受益青藏高原“世界水塔”效應(yīng)，2018年底我國水電裝機(jī)容量占全球比例超過1/4，全球前十大水電站中5個位于中國。同時得益于全流域梯級開發(fā)模式，我國大型水電運(yùn)營管理效率遠(yuǎn)高于國外。

全球前十大水電站中5個位于中國（萬千瓦）

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    目前我國易開發(fā)的河段基本開發(fā)完畢，近年投產(chǎn)及在建電站逐步深入河流上游。上游電站建造難度加大，建造期間移民等成本增加，外送距離拉長，均導(dǎo)致上游電站經(jīng)濟(jì)性相對下降。“十三五”之前，我國大型水電站單位造價平均8179元/千瓦，近期投產(chǎn)/在建/擬建電站平均單位造價在12000元/千瓦以上，上漲幅度約50%，已投產(chǎn)低成本水電站稀缺性更加凸顯。

    水電站投產(chǎn)后維運(yùn)成本較低，折舊占主營業(yè)務(wù)成本比例多在60%以上，而且我國水電大壩會計折舊年限通常遠(yuǎn)低于實(shí)際可使用的年限，導(dǎo)致會計利潤偏低。但是從現(xiàn)金流量角度看，折舊源于歷史沉沒成本而非付現(xiàn)成本，水電公司真實(shí)現(xiàn)金流量遠(yuǎn)好于歸母凈利潤，且抗通脹能力極強(qiáng)。當(dāng)前大型水電公司經(jīng)營性凈現(xiàn)金流量金額占營業(yè)收入比例多在60%以上，現(xiàn)金奶牛特征突出，優(yōu)質(zhì)大水電為全球性稀缺核心資產(chǎn)。

    瀾滄江上游電站投產(chǎn)帶動發(fā)電量再上臺階，來水改善帶來發(fā)電量大幅增長。受益云南省內(nèi)電力供需改善及廣東省擴(kuò)大外購電規(guī)模。

    2018年以來瀾滄江上游云南段機(jī)組集中投產(chǎn)帶動發(fā)電量再上臺階，全年實(shí)現(xiàn)發(fā)電量817億千瓦時，同比增長11.67%。

    近期投產(chǎn)瀾滄江上游云南段5座電站合計裝機(jī)容量563萬千瓦，設(shè)計年發(fā)電量236億千瓦時，所發(fā)電量通過滇西北直流工程外送廣東深圳，電價主要通過落地端倒推確定。2019年3月底，發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于核定滇西北送廣東專項(xiàng)工程輸電價格的通知》，核定滇西北直流工程輸電價格為每千瓦時9.2分，云南省內(nèi)配套交流工程輸電價格為每千瓦時1.5分，線損率為4.5%。

    2019年瀾滄江上游水電站送廣東協(xié)議內(nèi)計劃電量上網(wǎng)側(cè)為200億千瓦時，電價為0.3元/千瓦時，與倒推結(jié)果一致。超過協(xié)議內(nèi)計劃電量的部分全部認(rèn)定為市場化交易電量，根據(jù)合同，該部分電價降幅參照廣東省內(nèi)2019年各月市場化交易電量的加權(quán)平均降幅。當(dāng)前廣東省電力市場化交易價差呈收窄趨勢，目前價差約為3分/千瓦時，因此我們測算時假設(shè)瀾滄江上游機(jī)組市場化部分電量上網(wǎng)電價為0.27元/千瓦時。

    瀾滄江上游五座電站合計設(shè)計年發(fā)電量236億千瓦時，廠用電率按1%計算，則每年計劃內(nèi)電量200億千瓦時，電價為0.3元/千瓦時；計劃外電量33.64億千瓦時，電價為0.27元/千瓦時。折舊年限假設(shè)為30年，則瀾滄江上游五座電站每年可實(shí)現(xiàn)歸母凈利潤6.98億元，ROE4.7%。

    測算瀾滄江上游電站每年自由現(xiàn)金流貢獻(xiàn)約50億元。由于造價高企，瀾滄上游電站折舊成本較高，然而從本質(zhì)上而言，折舊成本源自沉沒成本而非付現(xiàn)成本，巨額資本支出已經(jīng)完成，大壩設(shè)計使用壽命超過100年，因此折舊成本高企實(shí)質(zhì)在于會計政策的審慎性原則。將折舊及利息成本加回后，預(yù)計未來瀾滄江上游機(jī)組每年可提供自由現(xiàn)金流（近似等于EBITDA）約50億元。

瀾滄江上游電站盈利能力測算

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    “十二五”期間云南省裝機(jī)集中投產(chǎn)錯配用電需求下行，省內(nèi)電力供需格局急劇惡化。“十二五”期間云南省水電裝機(jī)集中投產(chǎn)，裝機(jī)容量增速一度超過20%。盡管云南省規(guī)劃大量高耗能項(xiàng)目以消納電力，但是受“十二五”后期經(jīng)濟(jì)新常態(tài)影響，高耗能項(xiàng)目建設(shè)相對滯后，省內(nèi)用電需求并未相應(yīng)增長。水電裝機(jī)密集投產(chǎn)疊加下游用電需求不振，云南省內(nèi)消納電力供需格局急劇惡化，自2013年開始云南電力供應(yīng)由季節(jié)性豐盈轉(zhuǎn)變?yōu)槿赀^剩。

    除省內(nèi)消納外，云南省近半電量外送廣東、廣西，其中廣東占外送電量近90%。2013~2016年云南省年均外送電量超過900億千瓦時，2017年云南電網(wǎng)西電東送電量首次突破1200億千瓦時。但是與云南省類似，14、15年廣東省內(nèi)裝機(jī)快速增長，用電需求疲軟，云電外送量增速下滑，加劇省內(nèi)供需惡化程度。

云南省2018年電量消納情況

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云南省用電增速及裝機(jī)增速

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云南省外送電量及省內(nèi)消納量分布（億千瓦時）

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云南省歷年外送電量增速

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    瀾滄江上游水量主要來自于青藏高原融雪及地下水補(bǔ)充，受氣溫影響較大；中下游主要來自降雨，同時受太平洋季風(fēng)和印度洋季風(fēng)雙重影響，降雨較為集中。

    另一方面外送電逐年增加使得電力外送通道在豐水期已基本滿負(fù)荷運(yùn)行，新增水電無法有效消納，導(dǎo)致云南省豐水期棄水嚴(yán)重。其中棄水率最高的2016年全年棄水315億千瓦時，占云南省當(dāng)年發(fā)電量12.76%。2018年隨著滇西北-特高壓投產(chǎn)，云南棄水情況大幅改善，2018年全年棄水量176億千瓦時，占云南全省發(fā)電量的比例降至5.41%，棄水率較2016年減少超過40%。

云南省歷年棄水情況（億千瓦時）

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    水電利用小時數(shù)受來水影響，火電利用小時數(shù)可直觀反映云南省電力供需格局。隨著水電裝機(jī)的快速投產(chǎn)，云南省火電利用小時自2006年6275小時下降至2017年1236小時，下降幅度遠(yuǎn)大于全國水平，印證水電投產(chǎn)導(dǎo)致省內(nèi)供電能力逐漸溢出。2018年滇西北特高壓項(xiàng)目投產(chǎn)后，水電消納壓力有所緩解，火電利用小時數(shù)回升614小時。

云南省火電利用小時數(shù)情況（小時）

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    2015年11月國家發(fā)改委、國家能源局批復(fù)《云南省進(jìn)一步深化電力體制改革的試點(diǎn)方案》，云南省成為首批電力體制改革綜合試點(diǎn)。昆明電力交易中心推出多種市場化交易品種，包括年度、月度、日度交易，2018年占比分別為46.78%、52.06%和1.16%。由于水電邊際成本接近于零，“十三五”初期電力過剩背景下推行市場化交易導(dǎo)致電價顯著下滑，公司盈利空間備受擠壓。

    “十三五”中期以來東部地區(qū)因能源雙控及環(huán)保壓力，高耗能產(chǎn)業(yè)持續(xù)向西部地區(qū)轉(zhuǎn)移，云南省憑借較低的電價優(yōu)勢，成為主要目的地之一。為承接產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移及打造戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)集群，云南省2016年提出2025年前打造鋁、銅、鉛鋅3個千億元產(chǎn)業(yè)鏈條和500億元的錫產(chǎn)業(yè)鏈，推動云南千萬噸級煉油基地配套石化項(xiàng)目和云南石化產(chǎn)業(yè)園等重大項(xiàng)目建設(shè)；2017年進(jìn)一步提出重點(diǎn)布局水電硅材加工一體化產(chǎn)業(yè)集群，年用電量有望達(dá)300億千瓦時。受益高耗能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，云南省用電需求增速2017年來已大幅回暖；今年前三季度云南省累計實(shí)現(xiàn)用電量1307億千瓦時，同比增長9.26%。

2010-2019Q1-3云南省用電量

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    按照云南省十三五規(guī)劃，2020年云南省裝機(jī)容量達(dá)到9300萬千瓦，而2018年云南省裝機(jī)量已達(dá)9381萬千瓦，規(guī)劃任務(wù)已完成。“十三五”期間重點(diǎn)干流水電項(xiàng)目中未投產(chǎn)的僅剩金沙江中下游的烏東德、白鶴灘電站，預(yù)計投產(chǎn)時間為2021-2022年，烏白電站所發(fā)電量將分別送至廣東及江浙地區(qū)，不在云南省消納。云南省內(nèi)裝機(jī)增速遠(yuǎn)低于預(yù)期用電增速，電力供需矛盾有望得到緩解。

    云南省電力市場化推行力度領(lǐng)跑全國，2018年完成市場化交易電量851億千瓦時，占全社會用電量的62.74%，其中大工業(yè)用戶已全部參與市場化交易。云南省當(dāng)前整體市場化交易比例位居全國首位，遠(yuǎn)高于全國平均的30%市場化率，未來進(jìn)一步上升空間有限。

    由于水電消納優(yōu)先度在火電之前，因此火電利用小時數(shù)是水電供需格局和消納情況的直觀體現(xiàn)，在供需錯配期間內(nèi)云南省火電利用小時數(shù)從2006年的6275小時下降至2017年的1236小時。測算云南2019-2021年火電利用小時數(shù)分別為1337、3422、4742小時，火電利用小時數(shù)回升預(yù)示著水電消納情況明顯改善。

2014-2021年云南省水電裝機(jī)容量及預(yù)測

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2014-2021年云南水電利用小時數(shù)及預(yù)測

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2014-2021年云南省水電發(fā)電量及預(yù)測

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    相關(guān)報告：智研咨詢發(fā)布的《2019-2025年中國水電行業(yè)市場運(yùn)行態(tài)勢及投資戰(zhàn)略咨詢報告》