长江电力研究报告:乌白电站将注入_水电龙头再攀高峰.docx
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1、长江电力研究报告:乌白电站将注入_水电龙头再攀高峰一、全球性水电龙头,经营业绩行稳致远(一)持续整合集团资产,2000-2021 年业绩复合增速 20.7%背靠三峡集团,控股股东实力雄厚。公司成立于2002年,由三峡集团发起设立,2003 年实现上交所上市,截至2022年3月31日,公司控股股东三峡集团(国资委独资设 立,为全球最大的水电开发运营企业和我国最大的清洁能源集团)及其控制的三峡 建工(集团)合计持有公司58.78%股份。经国家授权,三峡集团负责长江干流六座 巨型水电站的开发建设及运营,按照此前经验,在水电站投产并稳定运营后,再择 机注入上市公司体内,可避免前期建设过程中的不确定性带
2、来的风险。公司为全球水电龙头,装机规模阶梯式成长,2021年末装机为4560万千瓦。公司成 立之初拥有葛洲坝水电厂271.5万千瓦水电装机,后续装机成长主要由三峡集团水电 资产陆续注入,截至2021年底公司装机增长至4559.5万千瓦,若考虑正在推进的乌 白电站注入,公司装机规模将达7179.5万千瓦(增长57.5%):2003-2012年:三峡电站陆续投产并分批注入,装机增加2250万千瓦;2016年:收购川云公司,注入溪洛渡和向家坝水电站,装机增加2026万千瓦;2020年:公司收购秘鲁路德斯公司,装机新增10万千瓦;2021年:公司发布乌东德和白鹤滩两大水电站的收购预案,拟增加2620万
3、千瓦。装机增长带动业绩阶梯式提升,2000-2021年业绩CAGR达20.7%。公司业绩增长核 心驱动之一为装机增长,在历次集团资产注入推动下,2000-2021年公司营业收入 和业绩CAGR分别达19.1%、20.7%。除装机增长之外,来水情况将影响水电企业的 经营业绩,进而导致公司收入业绩的波动。水电龙头地位稳固,2021年水电发电量市占率达15.5%。公司是国内水电龙头企业, 装机规模行业第一,2021年公司境内水电装机4550万千瓦,市占率达11.6%。同时 公司经营效率卓越,以发电量口径计算,2021年公司发电量2083亿千瓦时,市占率 达15.5%。(二)各电站运营稳中向好,售电区
4、域广泛消纳无忧产能:公司境内现有葛洲坝、三峡、向家坝、溪洛渡四座水电站,总装机4549.5万 千瓦,年设计发电量1917亿千瓦时,2021年实现发电量2083亿千瓦时。上述水电 站中三峡水电站是全球装机规模最大的水电站,溪洛渡、向家坝分列全球第4、第11 位(2020年)。假设乌东德、白鹤滩两大水电站收购完成后,公司境内水电总装机 将达到7169.5万千瓦(不含路德斯公司),年设计发电量达2930亿千瓦时。发电量:各电站运营趋稳,2016-2021年发电量超2000亿千瓦时/年。水电公司经营 情况与流域来水丰枯密切相关。2016年公司收购溪洛渡、向家坝电站后,公司发电 总量提升至2000亿千瓦
5、时以上,各电站运营稳定,在“四库联调”下,来水波动对 发电量影响减弱,历年发电量波动在10%以内。2021年受长江来水偏枯及上游水库 蓄水影响发电量降低,2022年一季度长江上游来水偏丰,公司总发电量约340.44亿 千瓦时,同比增长7.95%。考虑到后续乌白电站注入后,公司将由“四库联调”升 级为“六库联调”,增发电量有望进一步提升,持续平滑来水波动的影响。利用小时数:公司利用小时显著高于全国平均水平,经营效率逐年提升。公司各电 站利用小时数均远高于全国平均水平,在向溪电站投产开启四库联调后,下游葛洲 坝和三峡电站经营效率明显提升,葛洲坝水电站利用小时数超过7000小时,三峡水 电站2021
6、年利用小时数较2016年提升401小时。各电站厂用电率远低于全国平均水 平,彰显公司优秀的管理运营能力。售电:公司电力消纳分布区域广泛,以合同售电为主。公司售电地区分布于华中、 四川、长三角、珠三角等经济发达地区,用电量大,区域分布广泛有利于公司电量 消纳。公司积极参与电力市场化改革,2016年6月和三峡资本合资设立三峡电能, 并以三峡电能为平台开展售电业务。2021年售电业务范围主要覆盖南方电网区域(广 东、云南)、华东电网区域(上海、浙江、安徽)、华中电网区域(湖北、四川)。 此外,公司是三峡水利第一大股东,通过三峡水利整合重庆区域配售电业务,推动 配售电业务进一步发展。公司售电以合同售电
7、为主,同时三峡、溪洛渡、向家坝电站已签署十四五期间购售 电合同。根据公司价值手册(2021版)披露2020年购售电合同签订情况,2020年 公司与国家电网、签订售电合同,除三峡电站外合同电量占当年发电量的 90%以上。根据公司2021年12月10日、30日公告披露各电站的购售电合同,2021 年底公司三峡、溪洛渡、向家坝与国家电网和签订了2021-2025年的购售 电合同(合同电量将在年度补充协议中明确),保障了十四五期间电量消纳,葛洲 坝电站也签署了2021年的购售电合同。输电:配套输变电工程,电力输送有保障。乌东德电站通过“西电东送”大通道昆 柳龙柔性直流工程送往广东和广西,该工程已于20
8、20年底全面投产; 白鹤滩电站通过白鹤滩-江苏和白鹤滩-浙江800千伏特高压直流输配电工程送往江 浙,根据中国电力网白鹤滩江苏特高压工程已于2022年5月全线贯通。此外,公司 所属其他4座电站作为“西电东送”的骨干电源,均有配套的输变电工程。定价机制:水电上网电价存在四种定价机制,部分地区鼓励市场化定价。2014年2 月以前投产的水电站按照成本加成法实行“一厂一价”定价机制,2014年2月以后 投产的水电站按照是否跨省区,跨省区水电站按照落地省份平均上网电价倒推水电 上网电价,省内调度水电站执行省内标杆电价。此外,部分地区鼓励以竞价方式确 定水电上网价格,价格略低于合同售电价格。电价:市场化交
9、易比例逐年提升,2021年公司平均上网电价为0.2656元/KWH。公 司以合同售电为主,为保障消纳,超过合同售电量的部分参与市场化交易。近几年 市场化交易电量逐年增加,占上网电量的比例逐年提升,由2017年7.9%提升至2020 年14.2%,2021年降低至11.6%系总发电量降低带动市场化交易电量降低,虽然市 场化交易电量价格对平均上网电价稍有拖累,但保障电量消纳对公司的增厚更为显 著。(三)折旧逐年到期效率提升仍有空间,充裕现金流下持续高分红从收入和业绩层面来看:2016年公司收购川云公司后,公司年发电量提升至2000亿 千瓦时以上,四库联调后发电量波动趋稳,平均上网电价在0.26-0
10、.28元/千瓦时之间, 水电收入提升至500亿元以上。2020年公司收购路德斯公司,2021年实现全面并表。 公司营业总收入达到556亿元,其中主营业务-境内水电收入487.5亿元、主营业务其他行业收入提升至58.9亿元,归母净利润为263亿元,与去年基本持平。2022年 受益于来水偏丰公司一季度发电量同比增长7.95%,带动收入增长,一季度公司实 现营业收入97亿元(同比+9.8%),归母净利润31亿元(同比+9.3%)。毛利率净利率稳中有升,两者差值不断缩小。公司毛利率长期保持在60%以上,盈 利能力强,2003-2012年,受三峡水电站各机组陆续注入影响,毛利率波动较大; 2016年收购
11、川云公司后,公司毛利率趋于稳定在60%65%之间,且净利率稳中有 升,由2016年42%提升至2021年的47%,毛利率和净利率差值不断缩小,主要系负 债减少带动财务费用率降低,以及投资收益增长平滑业绩波动。大水电增值税优惠取消,叠加增值税率变动影响有限。根据财政部、国家税务总局 发布的关于大型水电企业增值税政策的通知,装机容量超过100万千瓦的水力发 电站(含抽水蓄能电站)销售自产电力产品,自2013年1月1日至2015年12月31日, 对其增值税实际税负超8%的部分实行即征即退政策;自2016年1月1日至2017年12 月31日,对其增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退政策。2017
12、年之前,公 司将增值税返还计入营业外收入科目政府补助项目,2017年起计入其他收益,2018 年增值税返还为2017年暂未收到的退税款。此外,2018年、2019年国家税务总局两 次调整增值税税率,将增值税率由17%先后降低至16%、13%。虽然增值税优惠取 消,但增值税率降低足以抵消其影响,仅对2018年影响较大。ROE波动性减弱,整体趋势向上提升至14.9%。公司ROE变动与资产重组关系较大, 2008之前公司资产以葛洲坝电站和少量三峡电站机组为主,运营稳定,ROE保持平 稳,2009年三峡电站大量资产注入,导致净利率下降带动ROE降低,之后伴随三峡 电站运营逐渐稳定,ROE呈上升趋势。向
13、家坝、溪洛渡电站2014年投产,2016年注 入时运营稳定,同时资产优质,带动公司ROE提升。2016年以来ROE波动性减弱, 主要系联合调度和投资收益双重作用下,公司收入业绩稳定性增强。2021年来水偏 枯业绩下滑导致ROE略有降低至14.9%。成本端:折旧、财务费用占成本的50%+,为水电公司成本中最核心的部分。在运营 期,水电公司仅需缴纳水资源费、库区基金等财政规费,无需燃料费用,因此运营 期的可变成本较低,而建设期大量的固定资产和债务在运营期形成折旧和财务费用, 构成了成本的主要部分。折旧和债务到期之前,公司的水电成本基本保持稳定,我 们以2016-2021数据来看,在成本构成中,折旧
14、占比约为40%,以挡水建筑物和机 器设备折旧为主,2020年起其他成本提高主要系收购路德斯公司所致。公司存量水电站固定资产折旧自2021年起陆续进入下行通道。公司使用年限平均法 对固定资产进行折旧,其中三峡大坝、向家坝大坝和溪洛渡大坝的折旧年限均为45 年,葛洲坝大坝为50年,大坝折旧年限远低于实际使用年限;此外,水轮机、发电 机的折旧年限均为18年。根据以下假设,预期公司存量水电站固定资产折旧自2021年起逐渐降低:(1)根 据公司收购水电站机组时间节点的固定资产原值的变动,估算各水电站各部分固定 资产原值;(2)根据固定资产原值及公司披露大坝和水轮机、发电机的折旧年限, 计算各部分固定资产
15、年均折旧;(3)根据水电站和机组投产时间及折旧年限,预估 各部分固定资产折旧到期时间。基于假设预测公司未来折旧变动:2021-2030年间 公司折旧降低预期三峡电站各机组陆续计提完毕,2030-2032年向溪电站机组预期 计提完毕,后续十余年时间里折旧稳定。2040年、2048年、2049年预期折旧的大幅 降低系三峡电站房屋及建筑物、挡水建筑物、向溪电站房屋及建筑物分别计提完毕。经营稳定后逐渐偿还借款,财务费用率持续降低。2016年公司收购川云公司,财务 费用达到最高点,此后新增资本开支逐年降低,财务费用逐年下降,财务费用率由 2016年13.6%下降5.1pct至2021年8.5%,带动期间
16、费用率由2016年15.4%下降 4.1pct至2021年11.3%,进一步驱动公司净利率提升。公司负债稳中有降,资产负债率逐年降低,融资空间较大。2016年以来公司逐渐偿 还贷款,长期借款和长期应付款(主要为三峡集团垫付工程款)规模逐年降低,整 体负债规模稳中有降,资产负债率逐年降低,由2016年57%降低至2021年42%,其 中有息负债率仅在30%左右的低水平。公司杠杆率低,仍具备较大融资空间。2020 年,公司在伦敦证券交易所成功发行GDR并上市交易,成为国内首家“A+G”两地上 市的公司,发行规模19.63亿美元,拓展了海外的融资空间。经营现金流维持高位,现金牛特征显著。公司成本主要
17、为折旧和财务费用,经营现 金流显著高于净利润,2016年以来公司经营现金流维持在400亿元左右的水平,2021 年经营性现金流量净额357亿元,净现比1.36,现金牛特征明显。2016年公司收购 川云公司、2020年收购路德斯投资现金流大幅流出,其余年份投资规模减小;公司 偿还贷款对应筹资流出。充裕的现金流和良好的信用为公司收购乌白电站提供支撑。持续保持高分红比例,承诺十四五期间分红率不低于70%。由于现金流稳定且充裕, 公司常年保持高比例分红,近几年分红率保持在60%以上,同时公司承诺2021-2025年每年以不低于净利润的70%进行分红,2021年分红率提高至70.6%。从股息率来 看,公
18、司股息率水平常年高于十年期国债到期收益率,2021年股息率3.6%。高比例 的分红使公司有相对确定的回报,具有一定的债券属性,有效保障了股东的投资收 益,是我国A股价值投资典范。二、乌白电站注入装机提升,EPS 增厚可期(一)预期乌白电站注入调度升级,总装机提升 57.5%我国水能蕴藏量丰富,根据国家发改委2005年发布的全国水利资源复查结果,我国 水电资源理论蕴藏量装机6.94亿千瓦;技术可开发装机5.42亿千瓦;根据中电联数 据截至2021年底,我国水电装机3.9万千瓦(包括抽水蓄能电站),占理论可开发量 56.33%,技术可开发量73.13%,行业增长空间明确。乌白电站属于长江流域片的金
19、沙江水电基地,水能资源丰富。在原电力工业部主持 下,于1989年形成十二大水电基地,2003年发改委通过怒江中下游水电规划报告, 统一“两库十三级”开发方案,逐渐形成了如今的十三大水电基地,主要分配给大 型发电集团开发建设。根据长江水利委员会水利水电快报,年径流量反映出水 电基地的一段时间内的来水情况,长江流域平均年径流量最高。长电拟注入的乌白 电站属于金沙江水电基地,水能资源优渥,该基地和长江上游水电基地规划装机位 列前两位,主要由三峡集团开发。在已开发和将开发的水电站中,除乌白电站外, 几乎没有超过500万千瓦的大型水电站,优质大水电具备稀缺性和排他性。公告拟收购云川公司,乌白电站注入在即
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