华能水电交流纪要20240611
会议要点
1、公司概况与经营情况
· 公司是华能集团控股和管理的大型流域水电企业，主要从事澜沧江及周边地区水电的开发和应用，并积极开展太阳能光伏、风电等可再生能源的建设运营。公司自2001年成立以来，现已成为国内第二大流域水电公司，是西电东送的骨干力量。
· 截至2023年末，公司的装机容量提升至2753万千瓦，年累计发电量达1070亿千瓦时，实现营业收入235亿元，利润总额94亿元。公司的资产总额为1953亿元，资产负债率为64%。
· 公司的市值突破1600亿，现在已经超过1800亿元，稳居云南省A股上市公司首位。
2、2024年重点工作
· 深化改革：以一流创建为追求，加快科技攻关力度，加大数字赋能转型速度，全面提升国有企业治理水平，推动改革深化行动落地见效。
· 谋发展：统筹滇藏、川外四区域，推动澜沧江水中关储多能互补一体化基地实现新跨越，确保实现百万级的水电站拖把以及一年包百万新能源项目年内投产。
· 创佳绩：注重价值创造，把握市场方向，深化成本费用的多维度管控，巩固提升价值创造能力，力争今年利润总额突破100亿。
3、来水与发电量情况
· 2024年1季度发电量同比下降，主要由于新能源投产挤占了水电发电空间。但从4月开始，澜沧江流域提前入汛，来水同比增加约三成，发电量同比提高约一成。
· 预计全年来水量同比增加0.5到1成。
· 四川地区来水同比提升约一成，发电量同比提高约0.5成。
4、电价与电量结构
· 今年上半年加大了对云南省内的送电量，削减了西电东送的电量，省内电价水平比西电东送电价水平高。
· 云南省内电价预计将稳定上扬，主要原因是云南电价在全国较低，下游大用户能够承受电价上涨。
5、新能源项目与收益
· 风光水一体化项目目前处于初始模拟阶段，光伏电量全额收购，价格逐步下降。水光互补的优势在市场饱和或供大于求时会显现。
· 拖把水电站预计今年年中投产，运粮包电站预计今年年末或明年年初投产。
6、资本开支与财务情况
· 2024年预计资本性开支250亿到260亿，其中基建投资约240亿。未来几年资本性开支将维持在较高水平。
· 2023年折旧费用减少约3亿元，2024年预计减少1.6到1.8亿元，2025年预计减少约1亿元。财务费用将保持较低的融资成本。
7、辅助服务与市场预期
· 辅助服务收益逐步增加，未来随着现货市场的推进，水电调节性能将得到体现。
· 预计今年夏季电力供需不会特别紧张，来水情况较好，发电能力增强。
8、新能源装机规划
· 到十四五末，新能源装机规模预计达到1000万千瓦，占总装机规模的四分之一。未来十年争取达到8000万到9000万千瓦，其中大部分为光伏项目。
· 新能源装机主要以光伏为主，风电占比较小。
Q&A
Q：公司的总体情况如何？
A：公司是华能集团控股和管理的大型流域水电企业，主要从事澜沧江及周边地区水电的开发和应用。现在也积极开展了太阳能光伏、风电等可再生能源的建设运营。自公司自2001年成立以来，现已成为国内第二大流域水电公司，是西电东送的骨头干力量，成为云南省内装机规模第一、澜沧江湄公河次区域最大的清洁能源供应商。
Q：公司2023年的经营情况如何？
A：截止到2023年末，公司的装机容量提升至2753万千瓦，年累计发电量达到了1070亿千瓦时。实现营业收入是235亿元，实现利润总额是94亿元。截止到2023年底，公司的资产总额是1953亿元，资产负债率是64%。
Q：公司2024年的计划是什么？
A：2024年公司将深化改革，加快发展新型生产力，加快科技攻关力度，加大数字赋能转型速度，全面提升国有企业治理水平。同时，统筹滇藏、川外四区域，推动澜沧江水中关储多能互补一体化基地实现新跨越，确保实现百万级的水电站拖把以及一年包百万新能源项目年内投产。此外，公司将更加注重价值创造，把握市场的方向，深化实施公司年度经营的一揽子方式方案措施，深化成本费用的多维度管控，巩固提升价值创造能力。
Q：今年的来水情况如何？
A：今年1到4季度，公司的发电量完成情况并不理想，同比下降。这主要是因为新能源的投产，大量的挤占了水电的发电空间。但是从四月份开始，澜沧江流域提前入汛，来水同比增加了大概三成左右，已经达到了多年平均的一个水平。
Q：四川那边的来水情况如何？
A：四川那边的来水同比有个一成左有了提升。虽然比云南这边的来水没有那么显著，但是它的发电量也是同比大概有个0.5成左右。
Q：今年前几个月的电量结构的情况如何？
A：今年上半年，公司加大了西电东送的发电量的送出。在枯水期，包括五月份，虽然是平水期，但是执行的是枯水期的电价。公司的定价水平，是按还是按照原来云南省的定价水平，就是三年的平均值的上浮10%。我们还是按照上浮10%的这个来报价。但是新店赠送的电价是0.23元，所以这个是存在价差的。
Q：对于云南这块的电价的未来趋势有何判断？
A：我们预计云南的电价会存在一个稳定上扬的趋势。原因一是云南的电价水平在全国来说也算一个电价的一个洼地，有水电的电价卯在这放着，电价抬升的幅度也不会太大。原因二是下游的大用户这一侧，大宗的价格是在稳定的一个高位在运转，他们也能够承受得了电价的一个上涨的幅度。所以我们觉得定价的水平还是会稳定上涨的，可至少在这两三年内，应该还会是一个稳定上涨的一个态势。
Q：公司今年前几个月的电量结构能否分享一下？
A：细化的拆分暂时还没有出来，可能要到6月份才能出。不过我们保持了新鲜赠送的框架协议内的电量，原来加送的部分电量全部转移到了省内，因为省内电价水平比西电东送的电价水平高一点，所以我们加重了省内的送电量。估算东送电量大概占到四成左右。
Q：公司风光水一体化项目投产后的收益率大概能达到什么水平？在市场化交易层面是否有价格优势？
A：云南省内目前没有气风和气光的情况，风光电量全额收购。根据光伏项目投产时序不同，价格也不同。去年7月31号前投产的光伏上网价格是0.3358元；去年12月31号前投产的有80%享受0.3358元，20%享受水电市场化交易均价；今年6月30号前投产的有65%享受0.3358元；今年年底前投产的有55%享受0.3358元。光伏投产时序逐步往后，上网价格逐步下降。水光互补目前处于初始模拟阶段，光伏全容量消纳，不需要其他电源调节补偿或储能调频调峰。未来如果市场饱和或供大于求，水光互补的优势会体现出来，通过优先发光伏电，储存水库水，在光伏发电能力下降时再放水，发挥调节和补偿能力。
Q：托班水电站和运粮包电站的预计投产时间是什么时候？
A：托班水电站预计今年年中投产，目前正在做投产前的最后冲刺准备，具体时间还需看总调批复和现场机电安装时序。按照我们的建造经验，预计投产时序不会改变，甚至可能提前。运粮包电站预计在今年年末或明年年初投产，同样需看总调和机电安装时序的匹配问题。我们有丰富的投产经验，信心十足。
Q：今年为什么在枯水期，西电赠送的价格会比昆明的价格差出了五六分钱的价差，往年这个价差是什么样的水平？到了蓄水期的话，这个价差会不会缩小？
A：这个价差只存在于网对网阶段，全年的发电价格是统一的，全部都是0.23元。点对网的话是0.3元，这个是恒定不变的。这个价差的形成，是因为云南省内供需环境在逐步改变才形成的。在枯水期，云南省内的价格会相对高一点，在汛期的时候会低一点，甚至可能出现反转。在汛期的时候，我们会加大西线东送的电量，逐步缩减云南省内的电量。这个价差并不是今年突然出现的，而是这几年慢慢形成的。根据云南省内的电力市场交易规则，每年的价格上涨幅度不能超过前三年的10%，这也是一年累积下来的结果。看到未来，这个价差可能还会存在。
Q：我们以前送往广东的电是落地之后，如果他这边涨价，我们也是可以有一个价格的上浮，这个现在还体现吗？
A：在点对网的模式下，框架协议内的电价是0.3元。超过的部分，广东那边的价格涨，我们这边也有一定幅度的上涨，广东的价格跌，我们这边也有一定的幅度的下跌。但并不是全部百分之百承受，而是有大概是五五开的分配方式。全年拉扯下来，电价水平还是维持在了三毛钱左右，这是全年的点对网的电价。
Q：今年主要的深化改革方向是什么？
A：今年主要是精益化运维管理，主要是在精细化再提升我们的管理水平，管理能力，最直接的体现就是降本增效，节支增效，提升贡献能力。
Q：一季度的时候，我们少发了一点电，储在水库里。这个电量会在二三季度把它释放出来吗？
A：二季度在五月底之前大部分电量都已经追回来了，而且已经同比增加了。一季度的时候电量同比是下降的，到5月底的时候，发电量已经同比提升了大概一成左右了。
Q：西电东送和落地省份如何签约，如何调整电价？
A：电价的调整是由云南省发改委、广东省发改委，还有南方电网来共同协商来确定的，大概3到5年确定一次。目前2024年正是一个上一个合约快结束，下一个合约正在商讨的阶段。在这个阶段，我们也是正在积极努力争取利公司的利润最大化。
Q：突发定价投产的电量，未来是送出去还是省内消化，有说法吗？
A：云南省内今年还是一个处于一个供需紧张的情况。云南省是希望这个电是留在省内。但是广东那边的用电量大家也清楚，那边也是缺电，也是希望我们能够送出去。就公司本身来讲，如果能够进入到南上无产的点对网的模式，这个当然是公司的利润的最大化。这个也需要各方的博弈，我们公司的努力争取。等到可能要等到我们八点前能够大家能够签的，把这个送电的合约签完了，才能够清楚我到底是怎么的一个模式。
Q：公司预计资本性开支的计划是什么样的？未来三年甚至更长时间的资本开支节奏如何？
A：2024年预计资本性开支大概是250亿到260亿，其中基建投资约240亿。这可能会成为未来几年的常态化趋势。我们在蓝天上游的一些电站已经开始前期立项和可行性研究，这与其他水电上市公司不同，我们直接由上市公司建设，避免中间商赚差价。未来的资本性开支可能会持续到2033到2035年之间。同时，我们的分红金额不会下降，能够得到保障。
Q：云南省电价下一次调整大概在什么时候？
A：我们也在关注云南省电价的调整时间，希望云南省能够充分考虑发电企业的困难和新投产项目的难点。省内更关心用户侧的需求和其他方面，我们也在积极推动电价改革，但具体时间还不好说。
Q：公司现有风光等绿电的内部收益率（IRR）情况如何？未来绿电现货交易的预期IRR底线是多少？
A：目前绿电交易还在探索阶段。新投产的光伏项目IRR大约在6%左右，这不包括绿电交易的收入。
Q：公司未来十年光伏的整体规划节奏是什么样的？
A：在“十四五”期间，我们计划新增1000万千瓦的装机容量，达到4000万千瓦，其中1000万千瓦为新能源装机。未来十年，我们争取达到8000万到9000万千瓦的装机容量，其中大部分为光伏项目。清洁能源基地将以水光互补的形式对外输出。
Q：公司在西藏的开工建设情况如何？
A：我们目前还在进行前期工作，拿到核准的工程会逐步开工。虽然各个工作面已经全面展开，但还没有进入大量开工阶段。我们会按照国家政策进行建设，等到托巴项目投产后，重心会逐步向上游移动。
Q：公司上游项目的投资强度和成本端情况如何？
A：单看水电项目，建设成本肯定会上升。但综合考虑水电和光伏项目，单位千瓦的报价能够降低。上游龙头水库建成后，下游电站的补偿效用也会逐步显现，提升上游电站的收益水平。如果收益水平不达标，项目立项条件都达不到。
Q：公司未来几年财务费用和折旧的展望如何？
A：2023年和2022年折旧费用逐步下降，财务费用受国家宏观政策调整也有所下降。2023年折旧影响利润约3亿元，2024年预计减少1.6到1.8亿元，主要由于功果桥和诺拉度项目投产。2025年预计折旧减少约1亿元。
Q：公司今年拖八的投产以及去年和今年的一些新能源项目投产对财务费用有何影响？
A：今年拖八的投产以及去年和今年的一些新能源项目投产的折旧需要计算在内，这样一增一减，影响的绝对值不会太大。财务费用的绝对金额会有所上升，但融资成本会保持在较低水平，甚至在同地区同类企业中也是较低的。
Q：公司参加辅助服务的收益情况如何？未来几年对此有何预期？
A：公司所有电站，特别是调节性能较好的水电站，在辅助服务方面一直有一定的收益。随着现货市场的逐步推进，水电的调节性能将更加显现，辅助服务和调峰收益预计会逐步增加。虽然增加额度有限，但政策逐步完善将利好公司的发展。
Q：云南省内电力消费情况如何？今年夏天电力供需是否紧张？
A：云南省内市场化情况从用户侧和发电侧来看，发电侧今年大量投产的是光伏项目，但光伏发电受天气影响较大，主要靠水电进行基础供电。用户侧，电解铝和新能源电动车的增长提振了用电需求。今年发电市场预计会比去年好，去年年底压减了发电能力，今年四月逐步放开水库水位，预计今年电力供需能得到很好平衡，甚至有西电东送的保障。今年夏天电力供需不会特别紧张，蓄能方面没有问题。
Q：云南省内限电情况如何？
A：今年来水情况较好，发电能力持续增强，限电情况预计会有所改善。如果后续来水持续性发展良好，限电问题将得到很好的改善。需要持续关注续末的来水情况。
Q：公司新能源项目的规划及投产预期如何？
A：预计到十四五末，公司的新能源装机容量将达到1000万千瓦左右，占公司总装机规模的约四分之一。到三五年左右，新能源装机容量预计占比将达到50%甚至60%。
Q：公司新能源装机中光伏和风电的占比情况如何？
A：公司新能源装机主要以光伏为主，云南省政策尚未放开风电，因此主要集中在光伏项目上。
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