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智能电网行业报告:供应链金融业务前景看好

  用电量增长是支撑电网持续投资的根源,我国电力需求尽管增速放缓,但 增长的趋势仍在延续。电源与电网建设的根源是服务于终端用电需求,2012 年以来,我国用电量增速下降至个位数,其中2018 年增速最高,为8.5%,亦 高于当年GDP 增幅。2018年用电量增速回升有一定特殊性,主要原因为:制 造业和第三产业用电量快速增长;居民取暖“煤改电”等电能替代拉动。长期 来看,用电量与经济增长正相关的关系不会改变。在国内经济增速放缓,尤其 是高耗能产业受到严格管控,产业结构调整的背景下,两位数以上的用电量增 速难以重现,以十年的长期维度来看,预计用电量将维持低速增长,年均增幅 略低于GDP 增速1 个百分点左右是比较合理的区间。尽管增速下降,但用电量 在高基数上延续增长,电网保持投入也就有了终端需求的支撑。

  电网投资是基建投资的一部分,跟随基建投资波动,但近年来增速背离的 趋势愈发明显。2004-2018 年,电网累计完成了5.6 万亿投资,同期我国累计 基础建设投资124 万亿,电网投资在基建投资中占比4.5%。2010 年以来,电 网投资增速与基建投资增速背离的情况出现多次,其中2011 年、2014 年,2018 年基建投资增速下滑,电网投资增速则逆势上升。2012、2013 年基建投 资增速由7%大幅回升至14%、21%,但同期电网投资增速基本为0。2015-2017 年基建投资仍旧维持着15%左右的高增速,但电网投资增速2015 为15%,2017 年已迅速下滑至-1%,2018 年尽管两者的投资增速均为1.7%,但增速的趋势再 次出现分化。

  1) 经济发展电力先行的客观规律。整体来看,电网建设或电网优化改造 提前于基建投资,符合项目建设与经济发展的客观规律。

  2) 电网投资在基建投资中占比明显下降。2005 年-2018 年期间,电网投 资在基建投资中占比明显下滑,2007 年高点时占比超8%,此后基本逐 年下降,2018 年这一比例已降至3.3%,整体来看,电网投资对拉动基 建投资的作用本身就在减弱。

  3) 基建项目中,电网项目的投资回收模式确定性强。与铁路、公路、机 场等项目相比,电网投资可以通过电价将成本向全社会转移,投资回 收的确定性较高,在经济增长整体疲软的情况下,发挥电网投资的作 用是比较合理的选择。

  4) 国家电网与南方电网公司作为投资主体,投资规划能力已明显增强。 两网公司经过多年发展,资产规模持续扩大,截至2018 年两网固定资 产规模已超3 万亿;不论从收入、现金流还是融资能力来看,两网公 司对自身资本支出和电网投资的规划及调节能力也在增强。

  总结来看,用电量增长是支撑电力投资的基础,电网中长期的年均投资规 模有望保持在 5000 亿以上的较高水平。作为基建投资的一部分,且电网公司 作为投资主体,其年度之间的投资规模可能有所波动。

  2019年国家电网明确提出“三型两网”转型升级目标,“两网”为坚强智 能电网、泛在电力物联网。其中智能电网的建设已经开展了多年,2005 年以 来,智能电网关注度就逐渐提升,这既是现代电力系统日益复杂的要求,也受 益于 ICT 技术的成熟。智能电网的概念是众多技术、解决方案,甚至包括政策和监管机制的合集。各国由于既有电力系统的差别,建设智能电网的侧重点和

  进度也有所差异。我国国家电网公司在 2010 年提出坚强智能电网的定义为:

  “坚强智能电网是以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强网 架为基础,以通信信息平台为支撑,具有信息化、自动化、互动化特征,包含 电力系统的发电、输电、变电、配电、用电和调度各个环节,覆盖所有电压等 级,实现“电力流、信息流、业务流”的高度一体化融合的现代电网。

  电力供给侧新能源占比逐年提升,电网消纳能力的重要性凸显。清洁能源 占比提升是电力供给侧的大趋势,2018 年我国新增装机容量中,风电、光伏 的占比已经达到52%,累计装机容量中,非水新能源占比也已达到18.9%,未 来几年,新能源装机和发电量占比的提升必然趋势,电网必将围绕清洁能源消 纳进行系统化的投资升级。针对集中式新能源发电基地及大型水电站等,通过 特高压骨干网架进行电力的大规模、长距离稳定输送,可以有效解决三北、西 南地区的消纳问题。而中东部地区兴起的大量间歇性分布式并网也需要智能配 电网络的支撑。

  新一轮“七交五直”12 条特高压工程建设已经启动。2018 年9 月,能源 局印发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》,指出将加 快推进九项输配电重点工程,共涉及“七交五直”12 条特高压线 万千瓦,按照常规建设周期来看,2019-2021 年,上述特高压 线 亿的投资,目前部分工程已经核准进入招标建设期。

  配电网投入预计仍将保持较大规模。配电网投资不仅涉及到分布式能源的 消纳,更涉及到广泛用户终端用电可靠性,以及电动车充换电等多元新商业模 式的融合。我国电网建设的路径是“先主网后配网”,配网是相对薄弱环节, 但日趋复杂的电源和负荷又对配电网的运行控制能力提出了更高要求。配电网 改造的必要性和迫切性凸显。2015 年能源局发布《配网改造行动计划(2015- 2020 年)》,要求2015—2020 年,配电网建设改造投资不低于2 万亿元,参 考中电联口径,2016-2018 年,110kv 以下电网建设投资规模明显提升,2018 年配网投资规模3023 亿元,预计未来2 年仍有望维持在这一水平。

  电网产业链下游是广泛的终端用户,电网企业提供输送电服务,用户向电 网企业支付电费(目前电网企业仍然是最主要的售电主体),根据电价的差异,大致可以将用户分为:大工业、一般工商业、居民以及农业生产四类,其中大工业和一般工商业用户对应的电价高于居民和农业生产用电价。中游是电网建设及运营,传统模式下电网企业进行网架建设投资,通过购售电价差,收回投资及赚取收益。电网的上游包括建设环节的设备企业和运营环节的发电企业。其中电力设备企业不仅有硬件设备,也包括软件,系统集成等。电力作为产品,制造电力的企业即发电企业,是电网运营业务的上游。本文重点讨论电网建设及设备制造这一产业链。

  电网公司在产业链中处于较强势地位,现金流管理能力强。电网公司经过 多年方案优化和技术手段的辅助,基本实现了以预收款方式从最终电力用户处 收取电费,其应收账款的比例极低,仅为2%左右。电网公司在与发电企业的 谈判中同样处于较强势地位,支付给发电企业的电费基本滞后一个月按月结算。 对于上游的设备、工程服务等采取集中采购模式,不论中标价格还是付款账期, 电网公司都掌握着主导权。正是基于这一模式,电网公司应收账款占比极低, 应付款项、预收款项则相对较高。预收电费、延迟结算的模式为电网公司带来 了大量无息现金,实质上降低了公司的财务成本。

  我国智能电网的建设及运营高度集中于两网公司,地方独立电网公司在特 定区域供电方面发挥了重要作用。电网产业链的运营环节具有天然垄断性,又 涉及到全社会用电安全,国家电网和南方电网是我国最主要的两大电网运营商。 其中又以国家电网覆盖范围最大(国网公司经营区域覆盖我国国土面积约88%),因此在讨论电网投资时,集中于两网公司展开。但运营环节除两网公 司外,还有不少地方独立电网负责特定区域供电,主要包括 1 个省级电网,即 蒙西电网;13 个地级市电网和近400个县级电网。地方独立电网公司资产规模与两网公司差距较大,但具有独立投资能力,部分电力企业也拥有发电资源,除传统购售电业务外,还可以结合资产特点,开展垂直化的能源管理业务。

  在2015 年下发了9 号文及配套政策,明确电力行业要进一步完善“政企分开、 厂网分离、主辅分离的基础上,按照关注中间、放开两头的体制框架推进电力 体制改革”。9 号文之后,电力市场化改革深化,尤其近年输配电价改革及工 业降电价执行力度加强。电网企业是降电价主要贡献环节,两网企业盈利明显 受到影响。2018 年国网实现营业收入2.6 万亿元,同比增长8.7%;利润总额780.1 亿元,同比下降14.3%,是国网近5 年来首次出现利润下滑。南方电网2017、2018 年利润总额也分别下滑25%、8%。

  现金流及资产负债表仍然强健,国网集团内部形成了完整的资金池管理体 系。两网企业经营管控能力较强,现金流仍然维持良好水平,2018 年国网经 营活动净现金流超4000 亿,南网也维持在较好的水平。国网公司以中电财(中国电力财务公司)和国网国际融资租赁公司为主体,建立了公司级集团账 户体系,搭建了配套的金融业务支撑产业发展,可以说国网公司的业务及资金 形成了一定集团内部循环的能力,资金管理体系仍在强化。

  电网公司融资及资本支出能力很强,有能力将电网投资维持在一定水平。两网公司经过多年发展,投资资金来源渠道日趋多元化,主要包括:电费收入 形成的电费池、向控股及被投资企业获取的收益、直接及间接市场各类融资以 及中央的电力建设基金等。电网公司电费收入是非常稳定的现金流来源,两网 公司EBITDA 近年来表现稳定。直接融资市场上,国内外市场主体信用等级均

  为AAA,融资渠道多元,成本也具有优势。间接融资方面,授信额度充足, 2018 年末,国网公司获得的银行总授信额度已达 19425 亿元,未使用额度 12603 亿元;南方电网获得的银行总授信额度 8000 亿,未使用额度 6058 亿, 目前两网公司资产负债率约60%,同类央企中处于合理偏低水平。从现有的EBITDA、现金流以及融资能力来看,两网企业的投资能力依然很强。

  电力体制改革逐步推进将引导电网企业盈利模式的转变。2015 年 9 号文 发布后,本轮电改推动至今已有4年,输配电价改革是主要着力点,售电侧尽 管尚不成熟,但也已逐步放开管制,新模式展开了尝试。前文已分析,降电价 导致了电网盈利承压,但短期来看收入和现金流依然比较稳定。尽管电力体制 改革是渐进式推进,但电网企业非常有必要优化传统业务,并且在输配电这一 主营业务之外,构建新的市场化盈利模式。

  电网企业传统业务可分为:1)以提高售电量为目的的售电业务;2)以提 高准许收入为目的的输配电业务。

  “统购统销”模式便于电网提高收入及现金流规模,并且实现“两头垄 断”。电网“统购统销”模式下,售电业务收入可简化为售电量×售电价,售 电价格包含了购电价格和输配电价格,这一价格受到监管电网环节不可随意更 改,但通过提高售电量,电网可以创造巨大的收入体量,其盈利来自于购售电 价差额。这一模式下,电网还可以通过控制向发电企业和向下游用户的电费结 算时间差,实现一定的现金流占用。

  输配电价改革对电网传统业务的影响会从盈利端向收入、现金流传导。输 配电价改革后,电网环节的价格按“准许成本+合理收益” 原则核定,即电网 收入与发电、售电价格脱钩。尽管不同电压等级对应输配电价不同,但电网收 入所对应的价格,总是低于改革前的售电价格。输配电价的分离也为大用户直 购电和新售电主体的出现提供了基础,即电网售电量也会受到一定影响。伴随 新能源的发展,2018 年还推出了分布式发电市场化交易试点的通知,其中提 出了有别于传统的输配电价的“过网费”。这一“过网费”是专门针对分布式 发电电量市场化交易这一场景,如果按照试点中提出的,接入电网等级和分布 式发电等级输配电价差额的方式核定过网费,对电网而言高电压等级向低电压 等级的交叉补贴则完全抵消,实质上这一过网费较输配电价而言,会进一步降 低电网环节收入,但目前分布式市场化交易的试点推进范围非常有限,机制仍 待完善。

  现金流方面,除了收入下降会有直接影响外,直购电和市场化交易模式中, 电网企业不存在向发电企业占用电费的可能,售电侧由于竞争加剧,部分优质 大用户的预收电费可能也会受到影响,电网环节两端占用现金流的模式被打破。 本轮电改以来,市场化交易的电量逐年增加,2018 年市场化交易电量的比例 已达 30%,近期发改委颁发了《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的 通知》,预计未来 2-3 年,市场化交易电量的占比可逐步达到 50%以上。

  传统业务可通过调整准许成本、强化售电业务应对部分压力。输配电成本 主要包括折旧、运维两大方面,2019 年 5 月,发改委已明确,可适当延长电 网企业固定资产折旧年限,年均折旧率下降。运维方面则主要由运用新技术来 实现优化,例如无人机、智能巡检机器人等,如果可将上述投入纳入资产,则 效益将进一步提升。尽管售电侧放开了投资,但电网公司有用户、资产、数据、 资金、服务等方面优势,发挥自身优势,售电市场仍大有可为。

  电网企业新型业务主要包括综合能源服务和附加增值服务两方面。综合能 源管理服务是市场化导向的业务,对专业性、系统性的综合能力有较高要求。 这一模式面临市场竞争,但电网的节能服务公司具有资源调配、用能专业信息、 人员及资金优势。附加增值服务涉及业务较多,初具规模的包括,电动汽车充 电服务网络、电力系统供应链金融等,更长远的,基于数据和信息优势,电网 公司可能还可拓展能源类咨询分析等业务。国网公司“三型两网”转型目标中 的“三型”:枢纽型、平台型、共享型目标,指引了传统业务的优化和新业务 模式的拓展的方向。与传统模式相比,这些创新业务潜力较大,但对电网企业 的市场化能力提出了更高要求。

  新一轮特高压建设启动,设备需求确定性高。如前所述,2019 年新一轮 特高压工程的建设启动,按照常规 2-3 年的建设进度,2019-2021 年特高压设 备的新增需求比较确定。设备环节的竞争格局主要由设备本身的技术难度和壁 垒决定,也有部分地域等因素。特高压核心设备我国基本实现了国产化,且竞 争格局较好,以换流阀为例,设备的供应商主要集中于国电南瑞、许继集团、 中国西电、ABB 四方。直流设备的交付大年中,许继电气直流输电系统的毛 利率接近50%。此外特高压还会带动配套输电通道的建设,高压设备也会受 益,目前在高压设备中竞争力较强的企业包括:特变电工、山东电工电气、中 国西电、思源电气、正泰集团等。

  制造环节应收账款及票据规模大、占比高。由于下游相对垄断,设备制造 环节应收账款及应收票据额较高,在营业收入中的占比约 50%,经营活动现 金流的表现也较差。2018 年制造环节应收账款及应收票据规模约 3300 亿,同 比下降 2.3%,但在营业收入中占比仍高达46%,存货 1713 亿,同比小幅下 降 0.37%。二次设备及智能电网相关企业,应收账款及应收票据、存货均呈上 升趋势。经营活动现金流较 2017 年明显回升,但整体规模仍偏低,并且低于 2016 年水平。

  一次设备应收账款及存货周转天数下降。2018 年一次设备相关企业应收 账款及存货周转天数约下降了 5 天,分别为 133 天、86 天,电力设备板块整 体周转天数也有所下降。但二次设备及智能电网相关企业存货周转天数则呈现 上升趋势,应收账款周转天数分别为170、192 天。

  企业资产负债率及资产周转率比较平稳,资产收益率下滑。电力设备企业 资产负债率约 50-55%,基本处于制造业企业的平均水平。近三年资产负债率 比较稳定,资产周转率也基本稳定在 0.4-0.6 之间。2018 年行业 ROE 水平下 降至 5%左右,二次设备下降最为明显,ROA 水平约 2%。过去三年资产收益 率水平均呈下滑趋势。

  供应链金融业务尤其可以考虑从配售电侧切入。随着电改的推进,电网各 环节也逐步放开了社会投资,其中配售电侧由于贴近用户,发展最为活跃,配 网设备租赁、合同能源管理等新业务模式已有一定实践。以典型的设备租赁业 务为例,地方供电公司可以引入施工单位、配电设备厂家作为第三方社会投资 主体,解决部分大用户的用电需求(一般为特定工业用户),三方分别履行对 应的权责,供电企业负责用电费方案、接入工程等,协议期内售电量基本锁定;用电企业用能成本降低;设备企业是资产归属方,提供电气设备及运维等服务, 获得租金收入。设备租赁业务的盈利模式较为清晰,实质上将电网建设的初始 投资部分转移至了设备企业,由于国网、南网均有融资租赁子公司,基于产业 优势,承接了大量该类金融业务,但随着电力市场化程度提高,银行也可通过 供应链金融产品进行营销。

  电力设备下游基本属于垄断型行业,买方市场特性明显。电力设备的最主 要需求方为电网公司,此外还包括发电领域的五大发电集团以及近年来发展较 快的可再生能源领域及海外基建需求。

  两网公司及发电集团在各自领域具有一定垄断地位。上述企业设备购买通 常采用招投标模式(往往每年有定期批次),对设备规格、安全性、可靠性要 求高,还会对投标企业规模、资质和技术水平提出要求。整体来看,以两网企 业为代表的下游环节掌握了设备定价权(目前仅极少部分进口设备具有议价能 力)。

  工业用户、轨道交通等领域也有一定需求,对集成及专业性要求较高。工 业和城市轨交也有一定电力设备的需求,除对集成和产品专业性有要求外,部 分项目还有一定地域特性,企业开发客户亦有一定难度。

  海外电力基建潜力大,但面临风险更加复杂。海外与国内市场需求特性差 异较大,海外项目一般以总包模式开展,“一带一路”沿线是重点开拓区域。 过去由于政策原因,电力设备的海外输出主要由中电装(中国电力技术装备有 限公司)主导,设备企业只需提供设备,经营模式与国内招投标类似。近两年部分集成能力较强的设备企业开始联合工程企业直接参与海外竞标,设备企业盈利空间增大,但要求有相应的集成能力。尽管海外市场潜力和盈利空间大,但海外工程既受贸易政策的影响,又受地缘政策等复杂因素影响,工期明显长于国内,部分工程在造价明显高于国内的情况下,最终也仅能以盈亏平衡为目标,现金流不确定性很强,对企业管理能力有更高要求。

  从具体企业的海外经营情况来看,我们选择了10 家典型的电力设备企业分 析,近年来,海外收入占比从10%提升至15%左右,毛利占比提升则更快,一 定程度上,企业经过多年积累,海外业务能力有所提升。企业间开拓海外市场 的进度有所差异,以特变电工、海兴电力为代表的企业,海外业务基础较好, 过去几年海外业务的发展也保持较稳健态势。也有部分企业(以思源电气、正 泰集团为代表)加大了海外市场拓展力度,海外业务占比明显提升。

  电力设备制造环节收入规模可观,近三年呈增长趋势。电力设备行业制造 企业数量众多,具有一定规模的 A 股上市企业就超过 100 家,我们统计A股上市公司数据,整体来看,2018 年电力设备企业(包含了发电设备企业)收 入规模已超 7000 亿,其中输配电环节的一二次设备企业收入规模约3800亿。 参考 Wind 智能电网指数(具体公司名单参考附录),相关公司收入规模2371 亿,收入均呈上升趋势。

  但制造环节盈利能力仍然偏弱。由于设备需求主要由两网公司投资决定, 在招投标模式下,大量制造企业议价能力很弱。上游涉及到的核心零部件和原 材料部分具有通用性,设备企业也难以传递原材料波动的压力,整体来看,盈 利能力一直处于偏低的水平,毛利率约 20%,净利率 5%左右。2018 年行业 收入规模超 7000 亿,但净利润仅300亿,且毛利率、净利率水平均有所下滑。

  制造环节企业费用管控优化,但资产减值损失明显提升。电力设备制造行 业中企业,期间费用率整体处于10%-15%的水平,2018 年费用率明显下滑,同比下降约3 个百分点,但由于大幅计提了资产减值损失,净利润率依然呈下滑趋势。

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