电力板块交流合集（长江、福能、黔源、三峡）-调研纪要-20230301

目录 1长江电力2 2黔源电力4 3中国核电6 4三峡能源8 5江苏新能10 6中闽能源12 7福能股份14 8江苏国信17 9广州发展19 10联美控股22 1长江电力 Q：现金流情况，扣除分红后，偿债的计划 A：公司没有具体计划过，但是会对新建项目进行开支规划，如果该项的收益率觉得不合适，就会有部分钱就去还债，比如23年计划投资340亿元， 但实际落地100多亿元。 Q：展望未来有息负债规模 A：乌白注入后，有息负债是3700亿元，当时乌白注入利率较高（约4.05%上下），23年截至三季度末也做了200亿元的置换，现在的资产负债率已经下降，负债成本在3点5左右。 Q：投资收益的构成 A：23年新增投资就是甘肃能源与浙江新能，后续还是希望转成权益法核算，目前权益法核算的公司差不多46年。 Q：投资甘肃能源的原因 A：甘肃在甘肃张掖进行抽蓄开发，并且在周边也会拿一些新能源项目，加强合作。 Q：秘鲁项目23年收益情况 A：保持两位数的增长，23年大约是2亿元美金多点，主是因为电价上涨 （22年四季重新核定，23年开始执行，26年再核定）、上网电量增加、汇兑收益。秘鲁项目每年多次分红，现金回报也较好，业绩波动性较为稳定。秘鲁现在还有一些发电资产在推进，比如新能源收购，还有个73万千瓦的水电也在推进。 其余海外业务每年约1亿元。 海外业务现在主要都是放在长电国际。 Q：三峡机组折旧情况 A：首批机组2003年、04年是投了两台，07年投了两台，陆续投产，聪 23年开始也有部分机组开始折旧到期。 Q：广东电价下降对公司水电电价影响 A：溪洛渡右岸送广东市场化（受影响大）；乌东送广东的计划电也受广东年度长协影响有所下降。 但是云南、四川电价也是上涨的，因此公司24年平均电价可能较23年下 降，但是较22年以及之前年度还是上涨的。 Q：未来的装机增量 A：溪洛渡、向家坝铭牌变更，（向家坝增加166万千瓦，溪洛渡增加约 220万千瓦）。 向家坝扩机，每台机组由12.5万千瓦变更为15万千瓦，总装机由273.5 万千瓦变为321万千瓦，后面葛洲坝还有大坝延长扩张，预计增加4台20万千瓦。 Q：六库联调的功效 A：平水年每年增加60-70亿度电，23年因为枯水，只多了20多亿度电， 24年因为蓄水情况比较好，差不多可能能增加100亿度电。 Q：新能源情况 A：参股模式，金下水风光项目，目前已经投产200多万千瓦，所有权主要在三峡集团下属的云南能投、四川能投，后面全部投产后可能做一个股权变更，变相完成资产注入。比如金中公司23%的股权变更到长电新能。 Q：水电能制氢吗 A：在葛洲坝就有制氢以及加氢站，2年还运营了氢动力船。 Q：分红可能突破100%吗 A：因为后期还有一些抽蓄开工建设，所以短期内突破100%很难。 Q：23年研发投入情况 A：有所增加，23年超过20亿元。 2黔源电力 Q：23年来水情况 A：去年来水情况偏差，贵州因为在北平洋流域和乌江流域，完全靠降雨形成径流才能发电，相对四川、云南（有雪山融化的水）偏低，去年偏枯。 Q：公司股权结构 A：股东有华电集团、贵州乌江水源开发区、重庆乌江电力等，华电集团持股将近29%，实际上由华电集团经营管理。 乌江水电是华电集团控股的子公司，有两个股东，一个是华电集团，另外是贵州能源（贵州国资委）。还有个公司也叫乌江，重庆乌江电力，是长江电力控股的，是三峡水利的子公司。 Q：装机情况 A：公司水电和光伏的总装机是4GW，权益装机2.6GW。 乌江水电，光水电有8GW，利润大概有20亿，公司正常年份的利润是4- 5亿。乌江水电的规模大，调节能力也更强一些。 Q：资产注入规划 A:暂时没有，有的公司搞资产证券化，可以成为流动性资产，能够变现。通过发行股份来并购资产。 水电能够全额消纳的，发电集中在汛期，和电网公司签订的是电价合同，电量不好确定。 新能源现在有75万千瓦，还有一个在建的项目，组件很便宜，大概1元。贵州主要是坡地光伏，地势陡峭，开发成本很高，也受土地政策和环保要求的影响。省里好的资源已经被抢占了，现在目前没有新的投资计划。项目投资主要看流域的条件，不专门向贫困区进行倾斜。 Q：发电优劣势 A:水光互补的光伏比纯光伏受限一些。调节能力方面，上游是光照电站，调节库容是20亿立方米，相当于大蓄水池，相对有优势。 Q：分红 A:会继续保证相对稳定的水平，2011、2013年没有分红，因为当时来水偏枯，百年一遇的干旱，亏损了没有现金分红，其他年份都有现金分红，股本小，所有分红的金额看上去不太显著，分红率是30%左右，大股东的持股比例不够高，其他公司有投资项目的需求，分红能达到50%。 Q：水电价格 A:水电价格是固定价格，不分丰水期，一般都在0.27-0.326元，不同电站不一样，光伏是独立发电的。业绩主要靠水电，一般第三季报出来之后，全年的量基本就定了。 Q：折旧 A:采用工作量法，发电多提得也多，通过该方法平衡经营业绩。水工建筑物中大坝的折旧年限是40年，机组是10年。 Q：抽蓄 A:还在前期，现在预可研做完了，投资要大概40多亿，电站能提供现成条件，更便利。 Q：负债率 A:这两年降得还算可以，因为有现金流，具体达到的目标不好确定，国资委有考核的标准。 3中国核电 Q：公司24年电价情况 A：公司23年市场化比例大约45%，24年预计将维持这个比例大概，但是这里面只有江苏约270亿度电享受真正市场化电价（240亿度年度长协，30亿度月度长协），浙江（23年浙江是回收上浮的九成，24年直接是机组核准价）、福建虽有市场化之名，但是电价基本都是机组的核准电价。算下来公司整体全年仅约300亿度市场化电。 Q：核电发电成本 A：0.2元/千瓦时多一些 Q：自23年铀价波动的影响 A：公司成本中40%是折旧，20%是燃料成本，其中燃料成本中一半是制造加工，一半是铀的成本，而且公司铀的供应是与集团的中国铀业签订的10年长协，价格波动性小，现货价格并不直接影响公司目前铀的使用价格，这方面定价有个复杂公司，但不是与现货直接挂钩。 我跟大家说两个逻辑，第一，它本身现在铀价上涨，我们认为更多的是情绪或者说市场的炒作，它不具备这种长期高位或者是未来持续上涨的基础。因为全球的核电就400多台，不管是中国怎么建，总量没什么发生大的改变，所以它不具备成长基础，因为铀的用途的很简单一部分用于军事，一部分用于商业化的核电站，核电站没有增加，所以说消耗是有限的，它并没有说因为需求侧发生了大的这种改变，然后带来这种供给侧的调整，并没有出现这种情况。 第二个我们认为原来铀的价格在福岛事故以后确实大幅下滑，大幅下滑最低的时候是十几美元二十几美元，所以说世界上很多产铀的地方的或者产铀的企业，都是因为成本的经营非常不好，所以说有很多的关停了。所以时间这么长了以后，全球的整个的开采或者是勘探发展并不是特别好，长期处于低位，对这个产业也不是什么好事。所以我们认为它有一定程度的价格复苏是正常的，但是不具备说那么上蹿下跳这么高很高的一个趋势。 Q：国内运营商采购核燃料模式 A：公司是通过中国铀业，广核是通过旗下中广核矿业，但是铀燃料加工，两家都是通过集团旗下的中国原子能公司 Q：金七门的进度 A：它目前只是浙江省公布的一个形式开工，我们公司正式开工一台机组基本是核准半年后，因为核准以后后边才会铺路，包括对现场的四通一平，要做很多前期准备工作。 因为原来有很多企业为了抢进度，在核准之前就做了很多准备工作，结果最后国家因为种种原因不核准，也变成了一个企业重大的财务的负担，所以后来能源局、发改委角为保证稳定性，所以说现在核准之后才能开工。 Q：目前的融资利率 A：保持LPR下浮，现在3%多 Q：核电机组延寿 A：目前二代机组运营40年，国内目前就是秦山30万千瓦的第一个核电 站刚进行20年延寿（因为是第一个，设定的运营是30年），三代机组运行是 60年。 Q：24年计划新增新能源规模 A：23年新增6GW，24年计划5GW。 Q：目前新能源补贴情况 A：现在的补贴都是存量项目，目前还有100多亿元没有收回。 Q：汇能后续的融资计划 A：24年会做原股东的二次增资，但是也会少量引入集团旗下几个公司。 Q：与新华水电的同业竞争 A：集团目前是让公司托管了它的风光资产，现在公司也在考虑有没有合适的方式未来将这部分资产注入公司。 Q：如何看待央企市值管理 A公司23年还专门做了中国核电落实中国特色社会主义工作体系的方案，当时上交所本身都要把方案纳入案例的。 Q：市值管理有什么具体指标细节吗 A：国资委22年下发提高上市公司质量专项的行动，这是对所有国企下边的上市公司提的专项行动，专项行动里面有很多事项包括创造世界一流企业，什么提提高创造世界一流企业，创造什么世界一流价值创造等等；提高上市公司质量专项就是聚焦在上市公司身上，然后现在推信息披露把投资者关系管理纳入央企的考核，最终体现的结果就是市值管理，但是其实国资委以前是没有明确说市值管理。 现在市值管理参考了他一个复杂公式，这个公式它是要上市公司跟所处的交易所指数大盘指数以及可比上市公司包括整体大环境，它都有一定的系数去做支，现在整体是一企一策。 据我了解，国资委原来是对一些公司做过试点的考核。 4三峡能源 Q：23年新增装机状况？ A：23年四季度超过了1350万千瓦，总装机突破了4000万千瓦，去年海风并网较少，主要是光伏和风电。 Q：后续的补贴进展如何？ A：我们和财务部一直在对接，这个补贴还是要等主管的相关部门的通知。 Q：公司需要做出哪些措施来提高盈利的增速？ A：我们因为刚上市的时候，存量比较小，我们对外口径是每年新增不低于500万。我们现在存量盘子大，装机规模基数大，导致增速下降，但我们每年装机发电量和营收数据是没有问题的，至于公司的盈利趋势是一个整体的问题。 Q：电力辅助服务对变现交易有没有提升？ A：辅助服务一直是存在的，相当于是疏导的功能。本身新能源受资源影响，然后对火电、抽蓄或者水电这一块有补充，这一块的费用是由工商业用户进行分摊的，这个政策还是比较利好。 Q：公司绿电的交易占比和溢价？ A：23年市场化交易占总电量的35%，和市场的溢价比例保持一致。 Q：辅助服务费支出有多少？ A：截至23年三季度有5亿，我们23年的总营收是260亿。 Q：公司未来几年每年的资本开支是多少？ A：：预计每年新增装机低于500万千瓦的话，开支是400亿元，但实际上光伏价格现在降的比较多，风电这边也是螺旋式的价格，成本下降了。 Q：对于并购项目有哪些要求？ A：我们并购和自建是一致的，这两年我们公司并购比例比较小，并购现在受合规要求影响也比较大，各种文件对整体项目包括投资收益率现在都把控的比较严格，今年年报披露以后可以看到，自建居多。 Q：目前新投进来的电站公司有申请绿证吗？ A：这一块我们在江苏区域做的比较好，我们公司设立了一个电力生产营销部，对工作统筹规划。江苏这一块对绿电需求比较大，我们签约了好几笔长期协议，锁定了比较高的一个价位（20年增收1亿多一点） Q：明年装机增多后，消纳是否有压力？ A：电网涉及建设周期问题，我们跟电网保持沟通对接，尽量让新能源主体工程和电网的送出工程基本上保持同频投运，这一块对我们的销量确实影响比较大。 Q：公司对电网改革期待哪些措施？ A：电网目前一省一策比较多，我们期待全国层面有一个比较统一的成熟机制，在2030年初步建立一个统一的全国电网市场，特别是电费能够有一个比较好的保证。 Q：并网1350万千瓦里面有多少是大基地的项目，有多少是普通项目？ A：库布奇1200万项目去年全部变网，后期还有200万光伏之沙，也是一个百万级别的基地项目。然后青海有两个光热项目。基地项目还是占几十万级的，一个二三十万的一些各地的一些集中式。 Q：