解构水电资产的“赢利模式”

2012-03-26 01:38阅读:
一般水电开发具有初期投资巨大、建设周期漫长、以贷款资金为主的高杠杆、运行成本低、投资回收期长、强大的现金流等特点,水电站建成投入后其营运就相对简单:
1、水电站的收入主要依赖于发电量(机组利用率)、电量结构(丰枯峰谷之间的分布)及上网价格,做为公共事业上网价格虽然近年有不断上涨的趋势但总体上仍受严格管制,而机组利用率及电量结构基本靠天吃饭,但对那些具有年或多年调节能力的梯度水电可以经过有效调度不仅能够提高机组利用率而且能够在电力紧张电价较高的枯期分配更多的电量,这类水电站将具有巨大的经济效益,比如澜沧江上具有调节能力的小湾电站投入运营后就给下游的漫湾、大朝山和景洪电站带来巨大的补偿调节效益。
2、水电站的成本结构:
(1)税金及附加:大概占主营收入1%—2%
(2)营业成本:主要是折价及待摊费用,其它有库区基金、水资源费等
(3)销售费用:与主营收入相比很少基本可以忽略不计
(4)管理费用:大概占主营收入5%左右
(5)财务费用:由于80%的贷款投入、这笔费用庞大而且对利率的敏感度较高。
根据水电的运营特征我们对其赢利模式进行分析:
水电收入在客观上依赖上游来水、主观上依赖自身的调节能力;
成本结构中,固定成本主要是“折旧待摊及财务费用”占比庞大、而变动成本极其有限,这种成本结构使水电站的赢利能力对收入变化极度敏感(边际效益极高):当收入出现增长(发电量增加或枯期电量占比提升)这部分新增的收入其对应的成本基本为零,新增的收入几乎没有带来成本的增加,毛利被最大程度的转化为了营业利润促成了净利润的大幅增长;当收入出现下降,水电站的成本也基本不变,收入下跌的部分也将被最大程度的转化为利润的下跌或亏损的增加。这里有两个案例很能说明这个问题:
(1)二滩电站2008年由于来水较好发电量增加导致公司收入增长11%而营业成本仅微幅上升不到1%;
(2)2011年长江电力以120亿收购三峡地下电站6台机组,按照年均发电量35.11亿千瓦时计算公司每年将增加净利润96万元,在35.11亿千瓦时发电量基础上每超发1亿千瓦时电量,可增加公司净利润约1700万元,发电量增加不到3%而净利润增加17.7倍;但是长电的管理层并未提及在35.11亿千瓦时发电
量基础上当少发1亿千瓦时电量那么这个花费120亿巨资的地下电站就将面临亏损。
一般水电站的收入主要“靠天”吃饭,收入特征不仅具有季度波动性而且也具有年度波动性,这也导致水电站的赢利能力也随之大幅波动。
在上面对水电站的成本分析中,占比最大的“折旧待摊”及“财务费用”两部分成本也只是相对固定,首先财务成本就受贷款利率的影响、有正面也有负面在这里的分析中假设在一个较长的还款周期中利率保持稳定,就一个独立的水电站通过折旧及利润的累积可以逐年还掉贷款,其财务成本也将逐年下降;折旧待摊是非现金支付费用,水电站一般采纳年限平均法,这部分费用非常固定(也有很少的水电站因调节利润的需要而采纳“工作量法”,折旧成本就随发电量的多少而波动比如黔源电力002039),水电站将“折旧待摊”费用用于还贷、滚动开发或其它投资,不管那种方式都将为股东创造“额外”的增值收益,一个水电站可以用很少的资本金投入(20%左右)通过折旧及利润的累积,可以用20年—25年左右的时间还掉贷款(具体时间看水电站的折价政策),使之全额归属于股东所有,而之后这个水电资产产生的现金流仍处于稳定水平,在水电站的折旧待摊费用支付完毕后水电站的收益将因费用的大幅减少而呈现出“突增”的特征,这个从葛洲坝水电站可见一斑,葛洲坝水电站已经成功运营了30年,折旧与贷款已经归零,从目前的状况看大坝至少还能正常使用100年以上,机组经历了30年的风风雨雨后仍能满负荷运作,在注入长江电力之前其成本电价也就4-5分,按目前的上网价格其赢利能力异常强劲,其实所有的水电站在运作20年—30年后都将具有这个特征。通过以上分析初步可以得出这样的结论:独立的水电资产仅通过“折旧还贷”降低财务费用就能够保持持续的内生增长能力;在贷款还完折旧归零的时刻收益能力还将“突跃”上一个更高的平台---水电资产是越老越赚钱、越老估值越高。
这里再以国投电力麾下的大朝山及二滩为样本对水电资产的赢利模式进行具体分析,2009年国投电力经过资产重组将大朝山及二滩注入上市公司,当时披露了比较详细的相关资料,这让我们的分析可以减少个人估计的主观成分能够更接近事实,并结合它们的现状对未来进行一些展望:
一、大朝山水电:大朝山水电公司94年成立,2003年竣工投产6台22.5万千瓦共计135万千瓦的水电机组,项目资本金17.7亿,总投资87.7亿,大朝山08年的状况:
收入:124520万
主营税金及附加:1890万
主营成本:48788万(其中“折旧+待摊”费用总额为:30883万)
销售费用:272万
管理费用为:7385.5万
财务费用为: 12013万
根据国投电力公司发布的资产重组公告,大朝山水电公司08年完成上网电量67亿度,实现收入124520万,营业利润52082万,净利润44199万(所得税税率15%),截止08年末公司总资产约44亿、净资产24.4亿,08年比较特殊来水相对较好,就多年平均上网电量在60亿左右,但现在的情况已发生改变,2011年上游具有调节能力的小湾电站开始发挥作用,以后大朝山的电量将能够维持在70亿度左右,通过上、下游电站联合优化调度,补偿调节,彻底改变下游天然来水不均衡的状况,给大朝山带来巨大的补偿调节效益。展望未来发电量将保持在比来水较好的08年更高的水平,目前大朝山的银行贷款已经还完,财务费用的归零还将提升大朝山的营业利润,再看远一点再过10左右的时间当“折旧+待摊”归零的时候,大朝山的营业利润还将有一次华丽的突增(3亿以上)。
二、二滩水电:这个标的更具样本价值,这里将二滩做为一个独立的水电站进行分析,1995 年二滩水电开发有限责任公司正式成立,1998 年二滩水电站投产发电总装机330万千瓦(6*55),项目资本金46亿,总投资277亿,根据重组公告公告披露,二滩水电08年的状况:
主营收入:313676万元
主营税金及附加:6504万元
营业成本:125252.5万元(其中折旧费用为98302万元)
管理费用:14726万元
财务费用:79768万元(实际支付贷款利息116675万元,汇兑收益高达37263万元)
营业利润:87095万元
营业外收支净额:-805万元
利润总额:86289万元
净利润:72149万元
与大朝山一样二滩08年的来水情况也不错,上网电量达到160亿度,公司的收入获得了11%的同比增长而营业成本仅微幅上升不到1%,营业利润与净利润都同比大幅增长30%以上,非常典型的体现了水电资产高边际效益的特征,截止2008年二滩已经运营了10年但似乎并没有大朝山那样体现出水电资产越老越赚钱的特征,其中原因复杂:首先二滩的建设期与投产初期正逢高利率的悲惨时光,再加上上网价格与消纳问题没有妥善解决,长期只能以0.18元的临时上网价格亏损经营,做为雅砻江开发的母体还要承担上游锦屏水电开发的初始投入,二滩每年近10亿左右的折旧费用只能部分用于还贷(当然由于人民币长期升值汇兑收益可观,公司也适当延迟了贷款的归还),经历10年的运营后二滩每年承担的利息费用还在10亿以上,从二滩的发展历程来看看可谓生不逢时、忍辱负重、身兼重任,不过根据水电的赢利特征,二滩的美好时光很快就会来临:
1、收入分析:
(1)就上网价格由于与四川电网与重庆电网的合同要到2015年到期短期无法提升,但自2012年1月1日起停止向攀枝花高耗能企业供电,原供电协议涉及的25亿千瓦时电量将全部纳入四川省上网电量范围,这其实是提高了二滩平均上网价格能显著提升收入;
(2)上游的锦屏1级电站2012年汛期可能会蓄水并开始发挥调节功能,这能有效的提高机组利用率,增加发电量带动收入的增长;
(3)锦屏1级的调节功能不仅能够提高机组利用率还能对水量在丰枯峰谷之间进行分配,四川电网实行丰枯季节、平枯时段的浮动电价,水电企业丰水期电价下浮24%,枯水期电价上浮为30%。,二滩可以通过锦屏1级的调节分配更多的枯期电量,从而提高整体的平均上网电价再次带动收入的增长。
(4)未来随着雅砻江枢纽大坝两河口的投入,其多年调节能力发挥作用,机组的利用率及水量的分配能力还将继续提升,收入水平还要上一个很大的台阶。
2、成本分析:随着锦屏、官地、桐子林等后续项目的资本金逐步到位及逐次投入运营,二滩水电的压力渐轻,其自身折旧现金流可以全部用于还贷减轻利息费用,二滩电站的总体成本是稳中逐降。
根据上面的分析及水电资产高边际效益的特性,二滩做为一个独立的水电站其未来的赢利能力具有持续大幅提升的潜力,未来仅二滩一个电站就有可能创造10亿-15亿以上的纯利润。