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中广核美亚:集团非核能源唯一平台,4年内并购装机量翻倍(下)

在上篇我们分析了公司的基础业务和盈利结构,以及中国的电力行业分析。接下来,在下篇中我们将带来更深入的公司分析!


5.韩国电力行业分析


5.1 韩国电力供不应求


根据韩国政府的预测,韩国的电力需求至2015年将按平均年率约4.0%增长。


韩国是一个缺电的国家,多次出现电力供不应求的现象:


2011年9月:温度意外升高导致电力消耗急剧上升,韩国多次连续停电


2012年11月:两座反应堆因牵涉检验证书造假丑闻而关停,导致电力供应不足,备用余额逐渐压缩至仅有的3.8%


2013年6月:温度升高导致用电量剧增,电力交易发出警告并削减了6GW的用电量。


2013年8月:电力储备降至350万千瓦以下,电力交易所发布“关注”级别的预警。


电力供不应求的一个原因是销售电价较低,容易出现过度用电;另外2012年的缺电,与核电站关停导致调峰不到位有关。


图示:韩国的生活电价和工业电价较低



5.2 韩国的能源规划


韩国电力行业以燃煤、核电、燃气为主,三者在国家能源规划中也占据较高的位置。


图示:燃煤、燃气、核电发电在韩国有较高的地位



5.3 韩国电力行业的市场结构


韩国的电力行业在1987年以前属于高度垄断模式,由国家电力公司,即KEPCO负责电力的生产、输电、配电和销售的全过程。


1980年末,韩国开启了国企改革的过程,电力行业的改革也自此开始。


在1999年以前,电力体制改革的核心是KEPCO的有限民营化,发电、输电、配电、售电垂直一体化公有垄断经营并没有改变,只是通过股份的多次出售,直至1999年初政府拥有KEPCO的股份进一步减少到52.6%。


从1999年以后,韩国政府通过重组,逐步打破KEPCO垂直一体化的公有垄断经营模式。2000年到2002年期间,KEPCO的非核发电部分拆分重组成五个发电子公司;2003年到2008年期间,配售电资产从KEPCO分离出去,按地区成立数家配电和售电公司,配电公司之间通过价格投标开展竞争,KEPCO只剩下输电资产。2009年以后,解除配电公司的地区控制权、放开配电网,形成零售竞争的阶段,完成市场化改革。


市场化改革以后,电力市场的主体主要包括发电商、输电商(KEPCO)、配电商、输电商和消费用户。发电商可以分为KEPCO旗下的六大发电公司和独立发电商,装机容量占比分别为85%和15%。


发电商和KEPCO在电力交易中心(KPX)完成电力的交易,KEPCO是电力市场的唯一买家。KEPCO购买电力以后,向配电公司、IPP收取电力输送费用;持有售电执照的售电商可以利用配电公司的电网在任意一个地区向用户售电,并向配电商支付网络使用费。


图示:韩国电力市场的运行过程



电力交易市场是购电方和售电方完成电力交易的市场,是一家独立的非营利组织,主要担任电力交易市场的运营职责,包括成本核定、市场价格确定、电力调度以及市场监管、争议裁决。


完成交易的业务流程可以分解为:发电商每天向KPX提交每台发电机组每个时段的可用容量;成本评估委员会每月确定每一机组的变动成本,每年确定每一机组的容量成本;然后根据电力供给和需求预测,规划电力调度计划,确定市场价格;并且向发电商支付容量费用和系统边际价格。


图示:电力交易过程的撮合



其中,容量费是为了确保发电商建设成本的回收。系统边际价格按照每小时的电价厘定,上限为韩国指定标准电厂(新仁川联合循环燃气涡轮机被指定为标准电厂)的单位可变成本金额与有关电厂该小时间的单位发电成本的较高者。


这一价格疏导机制,使韩国不同电源的机组都能获得合理的价格。电力交易市场市场每天按照电量成本排序进行调度,产生一个基荷边际出清价格和一个非基荷边际出清价格。发电企业通过控制电量成本和提高机组可用性,以获得低于边际出清成本和高于平均可用性以上的超额利润。


5.4 天然气发电:电价定价机制保证投资收回,天然气价格的亚洲溢价有下降空间


图示:韩国天然气发电成本较高,但电价定价机制有助于价格疏导



根据韩国能源经济协会,韩国煤炭发电成本67韩元/千瓦时,天然气发电成本约142韩元/千瓦时,石油发电成本为224韩元/千瓦时,核电成本为39韩元/千瓦时。


图示:天然气发电成本较高



天然气价格存在亚洲溢价的现象。2013年,北美Henryhub平均价格为3美元/百万英热单位,欧洲NBP价格约为9美元/百万英热单位,东北亚的到岸价则高达16美元/百万英热单位。


图示: 普尔日韩基准价格从2009年到2014年2月呈上涨趋势



亚洲溢价主要原因在于全球的供需形势和亚洲的定价体系。


从供需形势来讲,天然气是一个区域性市场,分布不均衡。目前天然气消费主要集中在北美、欧洲和亚洲,而亚洲由于天然气源不足,亚洲LNG占全球进口量的70%,其中前三大进口地是日本、韩国和中国大陆。


图示:日本、韩国和中国大陆是LNG前三大进口国



从定价体系来看,目前天然气是区域性的定价体系,由于历史原因(日本当年引进LNG主要是为了替代原油发电),亚洲采取了与日本进口原油加权平均价格(JCC)挂钩的定价公式。虽然这一定价方式已经不契合日本和亚太其他国家的市场现状,但目前尚无供需双方都能接受的其他方式,只能通过设定JCC封顶价格和封底价格的方式来规避风险。


天然气价格从今年以来存在下降趋势:近期 LNG期货价格降至油价的13.5%-14%,现货价格从16美元/百万英热单位下降到10.5美元/百万英热单位,降幅达到34%。


这一下降主要是由于供需体系改变引起的。从供给来看,澳大利亚出口增加、美国成为净出口国,俄罗斯、卡塔尔开始加大布局亚洲市场;从需求来看,短期核电重启使日韩购买量降低,如韩国天然气公司推迟了10船LNG的交货时间,但中长期来看需求依然会保持较高的增长。总之,亚洲逐步从卖方市场转变为买方市场,亚洲买家的话语权地位逐步提高。


目前亚洲买家合作寻求定价体系改变的动作越来越多,但与日本原油价格挂钩的定价体系难以改变。


因此,供需体系的改变使亚洲天然气价格逐步下降,短期需求降低也使今年以来价格出现探底。中长期来看,亚洲溢价依然会存在,只是难以回到14年初的高位。


韩国天然气公司KOGAS,在韩国是唯一的天然气进口商,也是全球最大的LNG进口商,年需求约3500万吨。它的独家地位确立了买方的谈判能力,购买价格平均比日本低10%。尽管KOGAS垄断韩国的天然气运输通道,但天然气在韩国国内的销售采取政府垄断的定价模式,由政府规定的“LNG成本+运营成本+经营利润”,确保了韩国国内能获得相对较低的天然气价格。


6.战略与资本动作分析


公司的战略可以总结为:以中国和韩国市场为核心,专注于清洁及可再生能源项目,通过项目升级、新建、收购等方式,成为亚洲最具盈利能力的独立电力生产商之一。


围绕此战略,公司的核心策略可以归纳为三个方面:第一,自建新的电力项目;第二,对现有项目进行扩建或升级;第三,收购电力项目。


6.1 自建新的电力项目


公司的在建项目主要有浮石二期项目和大山二期电力项目。


浮石二期预计2014年12月开始商业运作,计划装机容量为18兆瓦。


大山二期电力项目目前处于开发建议的初步阶段,公司已购买七幅邻近大山一期电力项目的土地拟用于开发大山二期电力项目,预计2014年12月前取得土地用途更改的批文,目标为于2016年年底前开始兴建大山二期电力项目。预计资本投资总额为10,000亿韩元,资金来源以韩国项目产生的盈利为主,这也是公司在韩国市场的主要策略。


图示:目前浮石二期水电项目和大山二期电力项目在建



6.2 对现有项目进行升级


对现有项目进行升级,主要目的是提高成本效益和提高生产效率,包括提高燃料使用效率、改善设备可用率、维持与电网公司有效沟通以提高利用小时数、减少设备采购成本。


在环保政策趋严的背景下,国家对煤电项目的环保标准逐步提高。而公司的燃煤项目中,普光、黄石一期的燃煤消耗率仍然较高,与最新的《煤电节能减排升级改造行动计划(2014—2020年)》提出的标准有较大差距。


图示:公司燃煤项目的净标准煤消耗率较高



目前,由于排放控制设备供应链紧张,公司仍未完成黄石一期电力项目及普光电力项目的改善工程。公司已获相关当地机关批准延长时间,就未符合当地规例项下排放规定支付相关费用,2011年、2012年、2013年和2014年4月30日支付的成本分别为230万美元、230万美元、210万美元及40万美元,预期2014年的持续合规成本约260万美元。


6.3 收购电力项目


收购电力项目是公司未来发展的重点,收购的来源包括中广核集团旗下项目和第三方,其中以收购中广核旗下资产为主。


(1)收购中广核旗下资产


公司与中广核集团签订不竞争协议,协议的核心内容是:中广核同意促使其附属公司在非核业务上不与本公司竞争,并授权公司收购中广核集团的保留业务的权利,授权公司按照不竞争契据条款收购新业务或股权投资机会的权利。这一协议主要针对中广核控股的项目,如果中广核或其附属公司持有的股权不超过50%且不以其他方式控制其管理或营运的项目不受此协议的限制。


根据此不竞争协议,公司预计未来四年分批次向中广核收购总装机容量为3.0吉瓦至5.0吉瓦的非核清洁及可再生能源电力项目,收购将使公司的装机容量翻倍。


图示:中广核旗下非核清洁及可再生能源资产
*声明:文章为作者独立观点,不代表格隆汇立场

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