1、东部电厂模拟市场化LNG采购盈利能力及现金流稳定性分析
由于东部电厂受澳气长协（《天然气销售合同》（编号：DPLNG-CR-CT-DB001））锁定上限的原因，暂未受到LNG市场价格剧烈波动的影响，为合理预估长协到期后盈利能力及现金流稳定性，以下采用本基金评估的逻辑，将通过模拟非澳气长协情况下的运营数据对东部电厂未来盈利稳定性进行分析。
（1）全电量及气量模拟运营数据分析假设东部电厂在没有澳气长协的情况下，参考历史经营数据模拟其近3年在没有澳气长协的情况下的经营数据，以便于合理推测长协到期后东部电厂的盈利能力和现金流稳定性。
1）模拟测算假设条件及测算逻辑
①收入模拟假设条件假设东部电厂售电量不变（详见表1），电价采用非澳气机组的上网电价及市场定价。
电价方面由于非澳气机组的上网电价与澳气机组上网电价不同，结合目前的电力市场定价机制，非澳气机组与澳气机组之间的差异主要为上网电价不一致以及电价收入增值税的变化，具体上网电价差异及增值税变化情况如表2与表3所示。
②成本模拟假设条件东部电厂的成本主要为天然气采购成本，约占总成本的70%-80%。在售电量不变的情况下，由于机组热效率稳定，用气量基本可保持一致（详见表4）。同时，在产量不变的情况下，假设其他成本同样保持不变。因此，成本的差异主要体现在LNG价格，本次模拟测算选取深圳能源燃控平台各年LNG国内及国外采购加权平均价，具体数据如表5所示
③具体测算逻辑及合理性本次模拟取东部电厂2019年至2021年全年售电量、用气量数据，根据非澳气机组不含税电价及深能燃控平台LNG采购加权平均价对收入变化及成本变化进行测算。根据收入及成本变化值对实际东部电厂2019年至2021年经审计的营业收入及营业成本进行调整，收入与成本变化的差额即对利润总额的变化，同时根据利润总额的变化对所得税进行相应调整，即得出净利润的模拟数据以及EBITDA的模拟数据。
本次电价变化的模拟逻辑如下，澳气电厂与非澳气电厂的区别主要在于上网电价不同，以2021年1-9月为例，澳气电厂上网电价为0.484元/千瓦时（含税），非澳气电厂上网电价为0.605元/千瓦时（含税）。2021年11月前广东省电力市场主要以价差模式进行结算，在价差相同的情况下，差异仅为上网电价之间的差异。由此合理反推回2019年-2021年，澳气机组与非澳气机组的收入差异主要体现在两者上网电价之间的差额。以此数据进行收入变化的模拟基本符合历史广东电力市场交易规则逻辑，具备一定合理性。
针对本次LNG成本变化的模拟，因发电量不变，机组热效率不变，因此用气量不发生变化。成本的变化主要体现在LNG采购单价的变化。为合理预计长协到期后非澳气LNG采购成本单价，本次数据采用深圳能源燃控平台2019年至2022年LNG采购加权平均价，具备一定合理性。
2）模拟测算结果
经过对电价和燃料成本的调整，东部电厂近3年的模拟净利润分别为11,890.32万元、37,688.50万元及12,321.84万元，模拟EBITDA分别为35,312.02万元、61,770.66万元及17,851.08万元。较使用澳气长协的情况比，2020年非澳气模拟数据高于澳气机组，主要原因为在LNG价格相相近的情况下，非澳气机组上网电价高于澳气机组导致收入增加较大，而2019年及2021年均有下降，主要原因为LNG价格波动较大。
3）模拟测算结论从模拟结果来看，东部电厂（一期）项目在使用非澳气长协的情况下，2019年至2021年均盈利，且在2021年历史气价最高的情况下保持盈利，模拟EBITDA约达到17,851.08万元，仍然表现出了较好的盈利能力和现金流稳定性。随着电力市场化的深入改革以及现货交易模式逐渐成熟，根据2021年11月至2022年4月的现货交易表现来看，上游成本波动已逐渐实现通过现货电价向用户端传导。未来澳气长协到期后，根据现行广东省对天然气发电的政策鼓励方向、逐渐灵活的定价机制，以及深圳能源丰富的运营管理经验，东部电厂（一期）项目仍可能保持较好盈利性。
2、同业数据比较分析
由于2021年受恶劣天气、俄乌战争、突发事件等短期因素导致LNG价格高企。为此选取广东省两家非澳气电厂经营数据进行实证分析，分别为某非澳气电厂B 6及深圳能源旗下某非澳气电厂C，两家电厂的基本信息如下表6所示。
电厂B与气电厂C均为广东省非澳气机组，与东部电厂（一期）项目的市场环境与政策环境高度一致，具有一定可比性和参考性。
经对比三家数据，LNG采购成本方面，三家电厂的LNG采购单价中，东部电厂模拟采用的数据58.01元/吉焦为最高值，可见实际市场化购气机组在2021年天然气价格高企的情况下，东部电厂模拟LNG采购价格较为合理保守。三家电厂均在2021年气价高企的情况下有一定的盈利，且每百万千瓦产生的EBITDA均在1.5亿元以上。其中，电厂C的9F机组净利润为9,877.96万元，东部电厂模拟净利润为12,321.84万元。2021年电厂C及东部电厂模拟EBITDA分别为20,448.97万元及17,851.08万元。由于三家电厂装机容量不同，为在同样的情况下进行数据对比，折算了三家电厂每百万千瓦产生的EBITDA，其中电厂C与东部电厂分别为21,525.20万元及15,257.33万元。由此可见，在2020-2021年天然气成本波动较大的极端情况下，使用非澳气的同类型机组，在现行的电力市场政策及电价确定机制的加持下，仍然能够保持较好的盈利水平，且东部电厂的模拟数据结果也较为合理。
3、电价波动与天然气波动对估值影响分析
根据广东省发改委2021年10月18日发布的《关于提高我省天然气发电上网电价的通知》粤发改价格[2021]400号文件，非澳气天然气发电厂上网电价从2021年10月1日起，由0.605元/千瓦时上调至0.655元/千瓦时。从2021年11月开始广东省电力市场开始执行连续现货交易试点，2022年开始参照《广东电力市场交易基本规则（试行）》等相关新电力交易规则执行，电价确定机制有较为关键的变更。同时，2021年下半年开始，LNG价格上涨幅度较大，对本项目估值产生较大影响。根据最新电价机制，本次评估估值约为32.64亿元。