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深圳清洁能源REITs关于电价和天然气成本波动的回函

发布时间:2022-06-16  分类:深圳教育  作者:admin  浏览:1450

1.请结合相关电价确定机制和天然气长期购买协议到期后成本波动的风险,详细分析相关因素对项目盈利能力、现金流稳定性和资产评估的影响;在此基础上,制定有效防范项目现金流波动和资产评估风险的对策,完善信息披露和风险揭示。答:(1)电价决定机制根据现行广东电力市场交易规则1,目前,东部电厂(一期)工程(以下简称“东部电厂”)的电价收入主要由电网购电(原“基电”)收入和电力市场收入构成。其中,市场电量收入主要包括年度双边谈判、月度集中竞价等长期市场化合同电量收入、现货市场电量收入(近期、实时)等。1.电网购电(原“基电”)电价电网购电(原“基电”)是指政府主管部门根据未来一年电力供需平衡预测(包括需求预测、新投产机组和购电计划)确定的各机组每年发电量(2021年及以前年度为基电,按上网电价结算;2021年底后转入电网购电,按广东电网代理购电方案结算)。根据《南方(以广东起步)电力现货市场2022年结算试运行实施方案》等广东电力市场规则文件,目前电网购买电量按“月平均市场价格和发电侧可变成本补偿价格”结算。月平均市场价格,即广东电力市场各品种的月加权平均价格。发电可变成本补偿价格是根据机组核定上网电价与参考标杆电价的差额,对发电企业进行补偿。目的是解决不同类型机组燃料成本差异大,实现所有类型机组同平台竞争。因此,电网购电电价,即“月平均市场价格参考基准价”,本质上是“月平均市场价格与参考基准价的差价”。与之前的基准电价相比,电网购电电价还考虑了市场月度电力供求,有利于更好地传导发电成本波动和稳定利润。目前政府批准的适用于东电厂的上网电价为0.484元/千瓦时(含税),根据广东电网代理购电方案结算适用的参考基准价为0.463元/千瓦时(含税),因此东电厂结算的发电侧可变成本补偿电价为0.021元/千瓦时(含税)。月平均市场价格以广东电力交易中心每月公布的数据为准。2021年12月至2022年4月公布的发电侧市场均价(不含可变成本补偿)分别为0.456元/千瓦时(含税)、0.511元/千瓦时(含税)、0.502元/千瓦时(含税)、0.499元/千瓦时(含税)。加入可变成本补偿价格后,2021年12月至2022年4月东电厂购电加权平均实际结算价格为0.507元/千瓦时(含税),高于0.484元/千瓦时(含税),即电网购电价格也在上网电价的基础上反映了2021年12月至2022年4月全市场的电力供需情况,说明现行电价机制有利于缓解发电成本2.市场电价。市场售电交易主要包括年度交易、月度交易、即期结算交易等交易模式;(1)年度交易年度交易以年度双边谈判为主,售电公司与发电方形成年度交易意向并签订书面合同 月度集中竞争交易是指每月在电力交易机构的技术支持系统上,售电公司与东部电厂之间或主要电力用户与东部电厂之间的集中竞争申报。电力交易机构匹配供需价格和数量,通过市场化确定交易价格。3)现货交易现货市场主要进行日前和实时电能交易以及备用、调频等辅助服务交易。现货交易模式类似于月度集中竞价交易,即根据市场规则通过竞争确定中标电量和价格,反映当前和实时市场的电力供求关系。在月度竞价和现货竞价中,发电侧根据自身的发电容量、发电成本、检修计划、经营策略等条件自行报价。所以电力市场中通过竞价最终形成的价格在一定程度上反映了发电侧的成本。总体来看,随着广东电力市场化改革的深入,主要由市场决定电价的机制将逐步完善,能够更好地反映电力供求关系,传导发电成本,有利于保持发电机组的盈利能力和现金流稳定,保障电力安全有序供应。此外,广东省将适时实施发电容量成本回收机制2,帮助东部电厂回收固定成本;电力市场也将继续完善电力辅助服务市场,促进电力辅助服务市场更好地体现东部电厂天然气机组作为灵活可调资源的市场价值。(二)长期协议到期后天然气采购成本波动分析1。LNG价格波动因素分析(1)短期因素LNG现货价格波动主要取决于供需。90%以上的LNG项目产能是在上游FID(最终投资决策)后以长期协议的形式签订的,只有5%-10%的LNG产能用于现货市场交易。因此,短期因素对LNG现货价格波动影响较大。短期因素一般包括突发事件和极端天气。如2017-2018年“煤改气”导致国内需求增加,新冠肺炎疫情对上游勘探活动和下游需求的影响,卡塔尔T4生产线故障、俄乌冲突等地缘政治因素,寒潮等极端天气导致天然气供需紧张,价格上涨。(2)长期因素长期来看,LNG价格波动主要受供需错配的影响。由于需求端的经济周期、油价波动、项目中上游投资节奏不平衡、建设周期长等原因,全球需求和供给增量的释放往往不匹配,存在一定的滞后期,从而影响LNG价格。包括:1)经济周期对天然气的需求会随着经济周期的变化而变化而波动,在经济繁荣期,能源企业会更有动力和信心进行天然气的开采,然而开发天然气亦存在一定的时间周期。有可能当大量的天然气被开采并向市场供应后,经济已经入衰退期,各行各业对天然气的需求大幅降低,导致LNG价格降低。而此时能源企业对未来几年的经济看衰,降低开采成本,当经济进入繁荣期后,天然气的供应又无法满足市场需求,导致LNG价格升高。所以需求端的经济周期会长期影响天然气的价格。2)中上游项目投资节奏根据思亚能源咨询统计(见图1),2016年至2017年全球仅有3个LNG液化项目FID,考虑投资建设所带来的滞后期,天然气中上游的供给节奏放缓,在一定程度上影响了2021-2022年度天然气价格。根据思亚能源咨询统计数据,由于2019-2021年度LNG液化项目FID的增多,导致天然气供给量的上升,最终可能会在2025年以后的天然气价格中得以体现。FID的投资节奏会对天然气的价格造成长期影响。2、2025年后LNG价格或重回宽松局面进入2025年后,多因素叠加或将使LNG供应重回宽松局面。(1)国内LNG产量有较好增长潜力我国2018年天然气已探明储量为6.1万亿立方米,占世界份额的3.1%,而2018年我国天然气总产量为1,615亿立方米,占已探明储量的2.6%。3在国家能源局发布的《中国天然气发展报告(2021)》中,中国天然气产量在2025年将达到2300亿立方米,预计在2040年及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上。因此,国内天然气市场在中长期内国内LNG产量有较好的增长潜力,LNG对外依存度将得到改善。(2)2025年后全球LNG供应或重回宽松局面尽管短期LNG价格波动剧烈,但从中长期趋势看,天然气供应将步入供大于求的阶段。根据《BP世界能源》展望预计,2025-2035年全球天然气供需两旺整体呈现宽松态势4。全球天然气市场将进入供大于求的状态。由于上游LNG液化项目建设周期长,存在一定滞后性,一般滞后期长达6-7年。根据图2,2018-2019年期间的近9个LNG液化项目FID陆续将于2025年后投产,是2016-2017年FID投产后新增产能的近9倍左右;2021-2025年卡塔尔天然气有近2,300万吨/年的长协到期,需重新谈判;2025年前后的多个卡塔尔燃气与亚洲买家的长协进入价格复议期,买家有权在复议不能达成一致的情况下终止合同,将大幅降低亚洲买家与卡塔尔历史高价长协的斜率;卡塔尔3,300万吨/年新建液化项目的投产将给卡塔尔带来一定的天然气长协合同销售压力。根据IEA预测(IEA GAS 2020),至2025年,全球LNG贸易增长将逐渐低于LNG液化产能,全球LNG供需状况或将有所改善。(见图2)综上,预计上述因素或将引导2025年以后全球LNG长协价格有所改善,LNG市场采购价格或有下降预期。2、非澳气电厂采用中长期协议抑制短期波动的情况根据Wind数据显示(见图3),2014年至2022年4月LNG现货价格整体基准在3,000-4,000元/吨,剧烈波动期主要体现在2017年、2020年以及2021年下半年至2022年初,且波动期间较短,均未超过1年,其中历史峰值出现在2022年1月,8,437.2元/吨,最低点为2020年9月,2,493.20元/吨。从2014年至今近LNG现货的平均价格为4,109.46元/吨。因此可以看出,LNG现货价格有较大的短期波动性,但波动周期均未超过1年,价格波动带来的影响周期较短。长期来看,LNG的现货价格整体在一定区间内浮动。经与深圳能源燃料专家访谈了解,绝大多数非澳气电厂通过集团内外部天然气采购平台签订中长期协议保证稳定运营,更好防范天然气价格波动。根据深圳能源旗下某非澳气电厂2013年12月至2022年4月天然气价格采购数据与LNG市场现货价格进行对比,该电厂LNG采购价格较LNG市场现货价格相比更加平稳,波动性小,主要集中在2,800元/吨至3,800元/吨范围内波动,由此可看中长期协议可抑制LNG现货价格短期波动对电厂造成的成本压力。因此,预计东部电厂在长协到期后,即使无法与澳方或其他天然气出口大国签订国外LNG长协,也将与国内供应商或深能燃控平台签署中长期供应协议抑制短期LNG现货市场波动风险。​​