作者: 水电行业信用分析框架

水电行业信用分析框架

格隆汇精选 2019-08-12 13:55 4506

作者:张旭 / 曾章蓉

来源: EBS固收研究

摘要

行业格局:水电装机容量占比小幅下滑。2018年水电装机容量比重较2015年18.5%有所下滑,水电企业布局存在显著地区差异。西北、西南地区在自然条件上具有显著优势,多为大型常规水电站。

行业政策:目前国家层面对于水电行业的政策主要有两个方面:一是推进水电消纳,二是加快抽水蓄能电站布局。

电企业的盈利与运营指标关系密切:盈利能力与装机总量、发电小时数、上网电价成正比,与固定资产折旧费、财务费用成反比。

水电企业的总装机容量越大,代表企业的实力越强,但需要进一步分析企业的机组构成和分布。

对于单个电力企业的运营分析,核心是装机容量、发电小时数以及固定资产折旧费这三个指标。

资产负债率低于80%是相对合理的水平。考虑到水电企业固定资产折旧占营业成本比重最大,可以利用EBITDA/流动负债来衡量短期偿债能力

1、水电行业现状

1.1、行业格局

水电是将河流、湖泊等位于高处的水蕴含的势能转换成水轮机的动能,推动发电机产生电能,是一种清洁能源发电方式。随着电力结构多元化,光伏、风能、生物质能等清洁能源发电加快布局,2018年水电装机容量比重18.5%,较2015年21.2%有所下滑。水电装机容量增速有所放缓,主要是因为目前河流水电开发逐渐由中下游走向上游,尚未开发的大多是开发难度较大的中上游流域。中上游流域自然条件差、开发需要兼顾生态环保问题,水电装机容量增速逐步放缓。

我国水电站主要布局在西北、西南地区,地区差异大,四川、云南、湖北是我国水电资源最为丰富的地区。根据中国十三大水电基地发展规划,大型水电站主要分布在金沙江、雅砻江、大渡河、乌江、长江上游、南潘河红水河、湘西澜沧江干流、黄河上游、黄河北干流、闽浙赣、东北、怒江。

从全国各省份水电装机容量布局看,四川、云南、湖北在自然地理条件上具有显著优势,水电装机容量分别为7376万千瓦、5336万千瓦 、3564万千瓦,以大型常规水电站为主,领先于其他省份。

1.2、行业政策

目前国家层面对于水电行业的政策主要有两方面:一是推进水电消纳,减少弃水量;二是加快抽水蓄能电站布局。2017年10月,国家发改委、国家能源局发布的《关于促进西南地区水电消纳的通知》明确指出:推进跨省跨区水电市场化交易,鼓励开展电力现货市场试点。2018年3月,国家能源局发布的《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》:“在电力市场改革方案中鼓励和支持保障可再生能源电力优先消纳利用,按照可再生能源优先发展和充分消纳的原则开展电力建设和运行管理。”作为可再生能源布局较多的水力发电,未来随着支持水电消纳和相关电力外送网络建设,水电市场占有率将稳步提升。

相比于自然流域建设的常规水电站,抽水蓄能电站对自然条件的包容度高,能够灵活、快速调节水量,可以在电力系统中调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用任务,平滑电力供应,提高电力系统运行稳定性。《水电发展“十三五”规划》的水电发展目标为:全国新开工常规水电和抽水蓄能电站各6000万千瓦左右,新增投产水电6000万千瓦,2020年水电总装机容量达到3.8亿千瓦,其中常规水电3.4亿千瓦,抽水蓄能4000万千瓦。未来在华东、华中、华南、华北等火力发电为主的地区,可以充分利用抽水蓄能电站的灵活性,调节供电平衡。

2、水电企业的信用分析框架

水电企业的信用资质可以从公司属性、运营指标、财务指标这三个维度展现,我们的分析框架也正是建立于这三个维度之上。公司属性的关注重点在于其是否是国企,如果不是则要关注是否为上市公司。同时,需要关注企业所处区域,重点关注所处地区是否具备通畅的电力外输通道,对电力外输不便、水电过剩的区域要审慎。水电企业的核心运营指标为装机总量、发电小时数、上网电价、单位造价以及其他业务板块的损益。资产负债结构、盈利水平、现金流是我们重点关注的财务指标。

值得注意的是,上述三个维度并不是孤立存在的:公司属性在很大程度上决定了上网电量的稳定性,直接影响了水电企业的运营指标;水电企业的运营状况又会体现在盈利水平、资产负债结构等财务层面的数据中。

2.1、公司特性

水力发电无需外购原材料,营业成本构成中固定资产折旧比重高。在国家支持可再生能源发电的政策的大背景下,分析单个水电企业是否具有优势主要看两方面:一是能够具备稳定的外部融资能力,以备装机容量外延和流动性债务偿还;二是能够在售电环节与电网公司保持良好的合作。

目前水力发电以国企开发为主。截至2019年8月7日,按照央企和地方国企分类,水电企业主体评级存在较大差异:大多数(65%)的央企为AAA级,剩下的30%和5%分别为AA+级和AA级;地方国企的信用等级略低于央企,只有10%的发行人为AAA级,剩下的40%和50%分别为AA+级和AA级。

从实证结果看,央企往往有较高的信用评级,具备稳定的外部融资,保证流动性债务偿还和水电站外延并购布局的资金。但优质的水电企业不仅限于公司属性,还需要关注公司本身的运营指标以及财务指标。

2.2、运营指标

水电企业的业务模式简单,影响水电企业运营的核心要素为装机总量、平均发电小时数、上网电价、固定资产折旧。可以通过以下公式对收入、成本进行简单的核算,具体分解过程如下:

1. 水电企业总利润=水电板块利润+其他板块损益

2. 水电板块利润=售电收入-固定资产折旧-其他成本

3. 售电收入=装机总量×平均发电小时数×上网电价×(1-厂用电率)

4. 营业成本=固定资产折旧+人工、材料费+水资源费等财政规费

固定资产折旧=装机总量×单位造价×折旧比率

其中,装机总量指在役机组总装机容量,不含在建部分。厂用电率指电站自耗电量与发电量的百分比,通常低于6%,影响十分有限,因此本文不做分析。我们可以进一步将上述利润结构简化为:

水电板块利润=装机总量×平均发电小时数×上网电价-固定资产折旧-其他成本。

很显然,装机容量、发电小时数、上网电价三者共同决定了水电企业的营业收入,而机组固定资产折旧则是水电企业成本的主要构成。我们可以通过下面这几个关键的经营指标对水电企业的整体实力进行综合判断。

2.2.1、装机容量

水电企业通常下设一个或者多个水电站,各个水电站装机容量加总构成了水电企业的总装机容量。具体来讲小于0.05万千瓦的属于小Ⅱ型水电站,0.05-2.5万千瓦的属于小Ⅰ型水电站,2.5-25万千瓦的属于中型水电站,25-75万千瓦的属于大Ⅱ型水电站,大于75万千瓦的属于大Ⅰ型水电站。

对于大型的水电站,其水库容量较大,通过储存来水从而可以平滑丰水期和枯水期发电量差异,进而提高整体利用小时数,减少弃水量,提高机组利用效率。同时,处于同一流域具有多个水电站的公司,可以通过调度多个水电站、利用梯级开发优势获得发电量的规模效应。水电企业的总装机容量越大,代表企业的实力越强,但需要进一步分析企业的水电站的装机容量和分布。

2.2.2、发电小时数

发电小时数,又称发电设备平均利用小时数。受来水情况影响,水力发电量呈现一定的周期性特征,设备利用小时数也有差异因此发电小时数是衡量水电企业机组运行效率和盈利能力的核心指标。总的来讲,全国水电设备平均利用小时数逐步平稳,说明除了自然条件影响外,未来水电行业将更加注重现有存量机组利用效率。2018年全国水电平均发电设备利用小时数为3613小时,同比上升34小时。

全国各地区水电企业平均发电利用小时数,总体的状况是 “西高东低”,符合全国水电企业分布。高于全国平均值的地区有甘肃、宁夏、青海、云南、四川、湖北、广西,除了湖北、广西分别处于华中和华南地区,高于全国平均水平的企业均分布于西北、西南地区,基本符合我国十三大水电基地分布。

2.2.3、上网电价

上网电价是水电企业将所发电量卖给电网公司的价格,同样是水电行业最为敏感的参数之一。水电上网电价可分为计划上网电价和市场化交易电价。市场化交易电价以市场上供需双方协商确定。计划上网电价目前主要有成本加成、落地端倒推电价、标杆电价三种定价方式。对于2014年2月1日以后新投产的水电站执行标杆上网电价和倒推电价。

目前,水电上网电价相对于其他电源上网电价最低,主要因为水电成本主要来源于前期工程建设成本,投产后成本主要是折旧,相对来说水电是所有发电方式中成本最低廉的,并最终反应在上网电价上。随着市场水电占所有电源的比重提升,水电平均上网电价呈下降趋势。且随着“西电东送”的逐步推进,水电在输电过程中的输电价格和线路损耗将成为水电跨区域输电不可忽视的成本。

为促进水电消纳,给水电企业提供税费优惠,2017年9月国家能源局下发了关于征求对《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》,明确提出将水电增值税税率调整到13%,对容量超过100万千瓦的水电站增值税实际税负超过12%的部分实行即征即退的政策延续到2020年底。

2.2.4、单位造价

国内水电发电的水轮机组主要有三种类型:贯流式机组、轴流式机组和混流式机组。不同类型机组适用的流域不同,进而工程造价差异较大。通常,混流式机组单位千瓦造价最低,贯流式机组最高,轴流式机组居中。水电工程造价受征地移民补偿标准提高和物价上涨等因素影响,总体呈上涨趋势。电力工程造价决算公布显示,“十一五”和“十二五”期间投产的水电工程造价分别为6870元/千瓦和7467元/千瓦。国家电力规划研究中心估算,在建的式电站平均建设成本已上升到8000-10000元/千瓦,初步估算后续开发的藏东南水电平均建设成本将达到10000-20000元/千瓦。

水电工程造价成本还与装机容量相关,装机容量越大,单位造价成本越低。“十二五”期间特大型常规水电造价最低为6144千瓦,小型水电造价成本最高为11930元/千瓦。

2.2.5、固定资产折旧

典型水电企业营业成本中占比最高的是固定资产折旧费,占比60%-70%,是水电企业发电成本中最重要的部分。涉及房屋及建筑物、机器设备、运输设备、电子及其他设备等固定资产折旧。目前水电企业主要采用直线折旧法。

以长江电力为例。水建筑物包含葛洲坝大坝、三峡大坝、向家坝大坝、溪洛渡大坝。按照此折旧方法,2018年长江电力固定资产折旧费用共计122.10亿元,占营业成本的64%。事实上大坝、水轮机、发电机的实际使用年限高于折旧年限,折旧完成后,长江电力发电成本将逐渐下降。

2.2.6、其他成本

一般而言,水电企业除了固定资产折旧费外,其他成本为水资源费等财政规费、人工和材料费等。受水电企业在建工程金额大,前期建设融资规模大,后期偿还债务的财务费用高影响,水电行业财务费用占息税前利润30%左右,所以其他成本中需要关注财务费用率。

以长江电力为例,公司多年来期间费用率保持在15%左右,并呈缓慢下降趋势,低于行业平均水平。期间费用中财务费用占比较高,财务费用率保持在13%左右,也低于行业平均水平。

2.3、财务指标

财务指标在很大程度上是营运指标的体现,营运指标优秀的企业通常也会有较好的财务指标。对于水电企业财务指标的分析,我们重点关注资产负债结构、短期偿债能力、盈利水平、现金流这四个项目。在分析短期偿债能力时,考虑EBITDA对流动负债的覆盖水平。

2.3.1、资产负债结构

水电企业前期固定资产投入较大,因此水电企业的负债率都比较高。在水电项目建设期,水电企业属于重资产企业,建成发电上网后,逐渐转化为轻资产企业,资产负债率应该不断下降。水电企业的负债率居高不下,往往是因为盈利不及预期,或者在建工程及并购扩张等融资需求较大。因此,过高的负债率往往面临较大的偿债压力。我们整理了水电发行人的财务数据,大部分企业的资产负债率低于70%,资产负债率水平超过80%的占比仅为13.04%。

2.3.2、短期偿债能力

分析水电企业短期偿债能力时,除了传统的流动比率、速动比率,还要考虑到水电行业折旧占成本比重高的特点。由于电力企业的主要成本是折旧,水电企业的固定资产折旧较大,且主要为平均年限折旧法,因此可以从EBITDA对短期负债覆盖水平来整体判断其偿债能力。

从整体趋势来看,主要水电发行人的 EBITDA/流动负债指标主要呈下行趋势,体现了水电企业在一定程度上短期偿债能力有所弱化。从排序上来看,甘肃电投的数据表现最好,其次为国网新源、雅砻江水电、长江电力;而桂东电力、广西西江集团处于较弱的水平。

2.3.3、盈利水平

水电企业的盈利与上述运营指标关系密切:盈利能力与装机总量、发电小时数、上网电价成正比,与固定资产折旧费、财务费用成反比。受益于无燃料成本,水电投产后单位发电成本较低,盈利能力强。水电企业的盈利随着售电收入以及折旧费和财务费用的变化波动。对于上网电价,在倒推电价定价方式下,水电上网电价与火电标杆上网电价同向变动。目前火电上网电价处于低位,而煤炭价格高位运行,未来煤电联动机制下一旦上调火电上网电价,将给水电企业带来更高的售电收入。现有的水电企业固定资产采取的折旧年限小于实际规划使用年限,水电企业有望在折旧完成后发电成本大幅降低。

2.3.4、现金流

建成并上网的水电企业现金流特点明显,主要特点表现为:

1. 投产后,水电企业经营活动现金净流量较为充裕,波动主要来源于上游来水丰枯。通常,5月至10月为丰水期,11月至来年4月为枯水期。

2. 投资活动的支出主要是新建电站或者附加的改造项目支出,与水电企业的在建计划相关。

3. 筹资活动可分为短期流动资金借款,以及长期项目融资。

资质优良的企业,其经营活动现金流充沛,且不过度依赖筹资活动现金流。事实上,经营活动现金流量净额越大的公司,越有可能获得更高的外部评级。例如,AAA级水电企业2018年经营活动现金流量净额的中位数为65.12亿元,而AA+级企业仅仅为20.22亿元,该数据在AA级公司中为5.84亿元。

3、结论

水电作为可再生能源发电方式将继续受到政策支持,水电优先消纳将提升水电在电力市场份额。常规水电站工程造价因为自然条件限制逐渐走高,未来常规水电站进入存量博弈阶段,大型水电企业有望通过并购中小水电站扩大装机容量。抽水蓄能水电站受政策支持,将成为火电主导区域开发水电的优先选择。此外,需要关注电力外送通道建设以及水电上网电价的走势。我们对于水电企业信用资质的分析从公司特性、营运指标和财务指标入手,将需要重点考虑的问题概括为以下几个方面:

公司属性:

  • 需要关注企业的性质,尽可能选择央企或者上市公司。

营运指标:

  • 重点考虑电力外送通道顺畅、电力消纳能力强的地区,对于电力严重过剩且外送通道建设落后,发电小时数过低的区域要审慎。

  • 重点考虑装机总容量较大且在同一流域拥有多个水电站的企业,对于水电站容量过小的企业要谨慎。

  • 重点考虑上网价格在合理区间、配套电网完善、发电并网且售电稳定的大型水电站项目,对于上网发电难以稳定保障的企业要审慎。

财务指标:

  • 对于负债率超过80%或者持续亏损的企业要审慎。

4、风险提示

上游来水不及预期,机组利用效率不高,平均利用小时数不及预期;电力外送通道建设速度不及预期,弃水电量大,水电消纳存在下行风险。受到火电标杆上网电价影响,未来可能煤电联动定价机制实施效果不佳,水电上网电价继续走低对信托房地产融资调控加码。

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