2020年11月30日星期一
 
專家論市
Martin Hennecke
 
中電控股
HKEx 股份編號 : 00002 
 
公司簡介
公司的主要業務為投資控股,附屬公司的主要業務為發電及供電。

業務回顧 - 截至2012年12月31日止年度

香港電力業務

滿足需求

我們早已表示,中電表現的最重要部分,是我們每年每天都可滿足香港市民對電力需求的能力。在2012年,我們再次展現這份能力。

本地售電量為31,995百萬度,較2011年上升2.7%。售電量增加,主要由於2012年第一季的空氣濕度較高,而第二季的天氣較炎熱所致。住宅、基建及公共服務客戶的售電量強勁增長,商業客戶的售電量僅錄得溫和增幅,而製造業客戶的售電量則輕微上升。

2012年,集團售予中國內地的電量減少37.8%至1,838百萬度。2012年的總售電量(包括售予本地及中國內地的電量)下跌0.9%至33,833百萬度。

資本性投資

2012年,中電為發電、輸供電網絡、客戶服務及配套設施投入了86億港元。這些投資項目加強了集團供電網絡的可靠度、穩定性和效率,有助提升客戶服務質素,並確保在我們供電地區的住宅發展和一直進行中的基建發展項目,如廣深港高速鐵路、沙田至中環線、港珠澳大橋、西九龍及啟德發展項目等,適時獲得電力供應服務。另外,中電於2012年繼續在龍鼓灘發電廠興建新天然氣接收站及進行設備改造工程,令電廠可由現時使用崖城氣田的天然氣,過渡至使用日後來自中國內地的天然氣氣源。

天然氣供應

1996年,我們取得20年的崖城天然氣供應合約,因而使我們可以為香港供應充裕可靠的電力及大幅提升環境管理表現,並維繫一個穩定的電價機制。鑑於崖城天然氣供應行將枯竭,香港特區政府與中央政府於2008年簽訂了諒解備忘錄,提供三個可從內地為香港長期供應天然氣的新氣源,其中「西氣東輸」二線管道是最早可作出供氣的氣源。

中電與中國石油訂立的天然氣供應協議於2012年12月獲得批准。據此,中電可從中國石油的「西氣東輸」二線管道輸入天然氣,標誌著落實諒解備忘錄向前邁進一大步。首批循這條長達9,000公里管道輸港的天然氣已於年底前到達。這條新的天然氣輸送管道途經新建的深圳大鏟島輸氣站,連接一條海底管道並以龍鼓灘發電廠為終點站。這些新設施統稱為「香港支線」,由中國石油(佔60%)與中電(佔40%)共同擁有。位於龍鼓灘發電廠的新天然氣接收站現已竣工,而八台燃氣發電機組的改裝工程預期於2013年中完成。

根據獲批准的天然氣供應協議,氣價將採用一套清晰、透明的機制,按反映天然氣成本和運輸費用的方程式,依據中央政府的監管指引來釐定。

香港支線項目是本港與廣東省能源基建設施融合的重要一步,並接連至中亞洲的龐大氣源供應。該項目總投資成本約40億人民幣,中電將根據其佔股比例負責當中的40%。中電於香港支線項目的投資並不計入管制計劃資產之中,投資回報水平為合理及穩定,並受國內監管指引規範。中電將由2013年起,根據天然氣供應協議,以向青電收取運輸費用的形式收取回報。

視乎香港政府的能源、環保及氣候變化政策的進一步發展,我們預期天然氣的使用量將會持續增加。若是如此,2010年代下半段所需的天然氣供應,便有可能超出我們根據近期與中國石油所訂協議而能獲得的供氣量。我們正研究諒解備忘錄其餘的供氣方案,包括從中國石油擬建的深圳液化天然氣接收站(預計於2013年獲國家能源局批准),以及來自南中國海的新氣田取得供氣。我們正就多項長期供氣安排進行磋商。

供電可靠度

中電提供可靠度在全球名列前茅的電力服務。自2000年起,中電的供電可靠度已提升接近80%。在過去三年,一般中電客戶每年經歷的「意外停電時間」平均只是2.6分鐘。相比之下,紐約、悉尼及倫敦的電力用戶經歷的停電時間為19至40分鐘不等(於2009至2011年間─為可得的最新數據)。

電價

要維持供電可靠度、電力質素、卓越客戶服務以至環境改善措施,必須付出代價,並且一定會反映於客戶支付的電費之中。雖然中電已盡力維持合理的電價水平,但於2013年上調電價是在所難免的。中電一直嚴格控制資本性及營運開支,加上2012年天氣較炎熱而錄得高於預期的售電量,中電因此能夠把2013年的平均基本電價維持不變。然而,由於燃料成本上升,加上地租及差餉特別回扣的調整,使2013年的平均淨電價須上調5.9%,惟其中的4.7%是由於「西氣東輸」二線管道的新天然氣令燃料價條款收費增加所致。儘管新天然氣價格是按當前的國際市場價格釐定,將是現時所使用崖城氣田氣價的三倍。崖城天然氣價格早於20年前簽訂,當時能源價格遠比今天為低。

踏入2013年,中電會向所有客戶提供每度電2.1港仙的地租及差餉特別回扣。中電透過這項回扣向客戶退回政府多收的地租及差餉,估計到2013年底便會全部退還。

中電還由2013年1月1日起推出新的「節能回扣」計劃。這項計劃將為低用量客戶提供協助,同時鼓勵能源效益。視乎用電量,35%的住宅客戶及44%的小型商業客戶所支付的電費不但不會增加,甚至可能輕微減少。為推廣節能,住宅用戶的電價結構已作出調整,以鼓勵高用量客戶考慮節約用電(這將影響約1%的住宅客戶)。另一方面,中電推出一次性的關顧社區津貼計劃,每戶合資格家庭可獲300港元的津貼,以減輕低收入家庭的電費壓力。這項舉措預計於2013年可協助中電供電範圍內逾萬個低收入家庭。

即使在2013年作出調整,中電的電價與其他主要國際都會比較仍然極具競爭力。當中許多城市仍不及中電的供電可靠度、電力質素及客戶服務,由此可見,中電的電價競爭力著實驚人。

澳洲能源業務

企業層面

中電在澳洲的全資附屬公司過往以「TRUenergy」品牌經營,並以這個名稱於2011年3月向新南威爾斯省政府收購EnergyAustralia的零售客戶群及DeltaWestern售電權合約。收購事項令TRUenergy的客戶數目增加逾倍、發電容量擴大,覆蓋範圍更大幅擴展至包括澳洲最大的能源市場新南威爾斯省。作為及後的安排,TRUenergy於2012年10月更改品牌名稱,將維多利亞省及新南威爾斯省最優秀的兩個舊有品牌合二為一,以EnergyAustralia的單一品牌全新命名,注入動力。

零售

EnergyAustralia為澳洲三大能源零售商之一,為維多利亞省、新南威爾斯省、昆士蘭省、南澳省及澳洲首都領地的住宅及工商客戶供應燃氣和電力,共有約2.8百萬名客戶。在新南威爾斯省和維多利亞省,我們的市場佔有率超逾25%,在南澳省約為12%,而在昆士蘭省則少於5%。

9月,我們推出全新的客戶服務及發單平台。新系統比舊系統容易使用,效率也更高,並大大提升了業務營運中使用的零售數據質素,讓EnergyAustralia能為客戶提供遠比承傳舊系統更加優越的服務水平。

2012年7月1日,澳洲各省上調大眾市場及工業用戶零售電價,以轉嫁澳洲政府於同日引入的碳成本。新南威爾斯省、昆士蘭省及南澳省的電價,亦透過年度電價檢討程序同時上調。維多利亞省透過相若的年度檢討程序,於每年的1月1日調高零售電價。

電價上調,加上澳洲能源零售市場競爭激烈,使EnergyAustralia更加需要提升客戶服務及嚴控成本,以挽留現有客戶和吸納新客。2012年,EnergyAustralia在保持其市場地位方面表現出色,於維多利亞省的客戶流失率(計算客戶轉換能源零售商的比率)低於業內平均水平,而於新南威爾斯省,縱使有很多新零售商在積極角逐市場份額,其客戶流失率仍為僅僅高出市場水平。

2012年,我們見證著本身客戶群的用電量萎縮。例如,在我們的舊有市場,主要是維多利亞省的客戶群﹙原先由TRUenergy的品牌提供服務﹚,其平均大眾市場用電量便由2011年的6.5兆瓦時下降至2012年的5.8兆瓦時,即約為10%。

客戶用電量下降是受到若干因素影響,包括客戶取態漸趨節儉、能源效益和天氣因素而導致基本需求出現改變,另外,供家庭式使用的太陽能光伏發電設施增加亦帶來了影響。

批發電力

至於EnergyAustralia在Tallawarra和Hallett的燃氣發電廠,年內保持安全可靠的運行表現。在引入碳價後,Tallawarra電廠生產的電力更具成本競爭力,加上燃氣成本下降,使電廠於下半年取得佳績。Iona燃氣廠亦表現理想,商業可用率高企。

2012年6月6日,Morwell河道河床的一條運煤帶隧道倒塌,導致河水流入雅洛恩煤礦場,影響了燃煤運輸,令雅洛恩電廠的產電量減少。事件中無人受傷,廠方已即時展開工程堵塞水流,並抽走煤礦場的積水。這是一次嚴重且造成重大損失的突發事故,但EnergyAustralia員工及夥伴公司人員應變出色。運煤帶已於7月11日恢復運作,使投入發電的機組由一台回復至三台。全部四台機組已於8月初正常投入運作。第二條運煤帶亦於10月8日恢復運作。我們正在河道中增建襯墊和排水系統,以免日後再發生河道崩塌事故。

雖然雅洛恩電廠的四台發電機組於8月開始重新投入運作,但由於7月1日引入的碳價機制,加上電力需求下降促使批發電價低迷景象,EnergyAustralia決定把發電機組運作減至三台。在這期間我們為個別機組作出規劃檢修工作。由於夏天電力需求增加,我們於2013年1月初回復以四台機組運作的策略。

EnergyAustralia於新南威爾斯省北部Gunnedah盆地擁有Narrabri煤層氣項目的20%淨權益,提供達500千兆兆焦耳的3P燃氣儲備。這項權益開拓了另類燃氣供應,並進一步分散遠期的燃氣供應組合。該項目由Santos營運,其為一家資深的煤層氣開發及營運商。2012年,項目由於政府檢討相關規例和附近居民的反響而遭受延誤。現時規管架構已經出台,項目的主要准許證亦已批出,Santos已就先前遺留下來的問題推出一項大型計劃,包括就現行設備和水質處理設施作出改善,並提高健康、社會及環境標準以符合企業要求。於2013年的主要計劃,將包括進一步推展開採、檢查鑽探結果及生產燃氣的工作,作用為擴展及確認燃氣儲備,並且會進行工程設計和實施計劃、社區溝通活動,以及編製一份環境影響聲明書。EnergyAustralia已組成一隊合營管理團隊,並為關鍵的煤層氣業務拓展新的知識領域。

中國內地電力業務

燃煤發電廠

防城港電廠是廣西境內可靠度最高的發電廠之一,具備使用進口煤的競爭優勢。2012年內,除了於鍋爐設計階段原定採用的煤種外,我們順利完成更多種類的燃煤測試,因而增加了燃煤供應的選擇性,並進一步擴大了節省燃料成本的空間。防城港電廠的2期擴建計劃已取得國家能源局的原則性批准,將於現址增建兩台各660兆瓦的機組。項目的籌備工作進展理想,並將在獲得國家發展和改革委員會最終審批後立即全面展開工程。我們希望可於2013年上半年取得有關批准。

可再生能源-風電項目

2012年,在中電持有少數股權的22個風電項目中,有20個已經投入商業運行,且並無發生重大的運行事故。在餘下的兩個風電項目中,上海的48兆瓦崇明風電項目因相關的輸電基建工程而延遲,而山東的49.5兆瓦海防風電項目亦因當地土地許可證問題而受阻。為符合中電專注發展全資項目的方針,我們預期對少數股權項目的進一步擴展只限於山東省的萊州2期項目。

我們之前解釋過,中電與合作夥伴中廣核對擴建中廣核風電合營公司的速度及規模意見不一。中廣核希望能以較原先預期更快的速度擴展有關業務,但中電卻關注這種擴展速度或會令項目未能符合集團所定的投資準則。在這情況下,中電同意合營公司作出重組及所持的股權由32%攤薄至15.75%。這安排於2013年1月獲得內地有關政府機關批准。

中電第二個全資風電項目,即位於山東省的蓬萊1期項目(48兆瓦)已於2012年2月投產。全資擁有的萊蕪1期項目(49.5兆瓦)亦已獲得最終批准,預計工程於2013年初展開,並預算於2014年初投產。

可再生能源─水力、生物質能及太陽能項目

由於降雨量低於平均水平,尤其在上半年,因而導致江邊和大理漾洱水電站的產電量下跌。然而,廣東省懷集的降雨量卻高於平均水平,使懷集水電站的發電量較去年上升約50%。

我們透過優化操作程序及生物質原料的可用率,繼續致力改善山東省博興生物質能電廠的表現。然而,由於所採用的燃料價格昂貴但質劣,電廠仍為錄得營運虧損。監管架構未有提供足夠的電價支持,而且在生物質原料供應有限的情況下沒有控制生物質能發電容量的擴展,令問題進一步惡化。因此,集團就博興生物質能電廠作出減值94百萬港元。若於中國的生物質能發電項目經營模式沒有顯著改善,我們預計不會再投資這類項目。

隨著太陽能光伏技術漸趨成熟、太陽能板價格顯著下降,以及國內對太陽能發電的併網電價穩定維持在一個相對合理的水平,我們已著手探索於太陽能項目的投資商機,並重點集中於擁有豐富太陽能資源和強勁電力需求的地區。

在這基礎下,中電於2012年11月訂立框架協議,並現已完成收購位於甘肅省的100兆瓦金昌太陽能發電項目的51%權益。這是我們在國內的首個太陽能項目,並為國內至今最大型配備跟著系統的太陽能電站。甘肅省發展和改革委員會於2012年12月發出最終的項目批准,而合營公司的營業執照相繼於2013年1月作出變更。項目現正施工中,預期於2013年第二季完竣。

核電

2012年,大亞灣核電站的使用率為92%,而2011年則為93%。核電站的運行維持順暢,而釋放至環境中的放射性物質亦遠遠低於規管限值,因此並無對鄰近居民或環境造成負面影響。

中國政府在福島事故後對內地核設施進行全面的安全大檢查,並於2012年6月發表檢查結果及改善措施。檢查結果確認,在內地運行中的核電機組已全面採用國家核安全標準,以及國際原子能機構的最新安全標準。大亞灣核電站已獲確認制訂了適當指引,能有效應對嚴重意外事故,包括受到可能於區內發生的海嘯影響。即使如此,大亞灣核電站亦已推行多項改善措施,務求延續核電站長期以來的卓越安全紀錄。

2011年1月,大亞灣核電站引入經強化的非緊急「核電站運行事件」的公眾通報機制。2012年4月,核電站錄得一項「零」級的非緊急運行事件。雖然該事件並無影響核安全,亦無礙外界環境及公眾安全,但我們仍按機制於事發後兩個工作天內通報事件。

中電繼續與大亞灣核電站的長期合作夥伴中廣核合作,爭取規管當局批准中電收購廣東陽江核電站項目(包括六台各為1,080兆瓦的機組)的17%股權。項目將分階段投產,1號機組預期於2013年投產,為廣東一帶供應電力。

印度電力業務

由於受燃煤供應問題影響,電廠的商業可用率於2012年8月至2013年1月期間只達到33%,而我們的預測可用率約86%。這嚴重影響到購電協議下的收入,包括哈格爾電廠收取全容量運行收費的能力。電廠在燃煤供應不足期間難以運行,加上產電量不可靠而且減少,令電廠與購電商出現多項爭議。這些問題包括開始支付容量費的日期、對運煤代理商費用的處理、就輸送途中損失燃煤所支付的款項等。哈格爾電廠正將該等事宜提交哈里亞納邦電力監管委員會(Haryana Electricity Regulatory Commission)裁決。目前爭議的金額約達56百萬港元。我們計劃按照購電協議條款,鍥而不捨地追究有關問題。

最近幾個月,哈格爾電廠的營運表現有所改善,這主要由於進口煤運抵電廠及運煤流程得到短暫改善。我們亦已掌握到在運作新電廠時出現的技術問題,其由於燃煤供應不足及質劣而擾亂及中斷了運作流程的關係,令情況更加惡化。電廠於8月的技術可用率僅錄得45%,而截至1月底的四個月期間的平均可用率則為96%。

我們在古加拉特邦Paguthan的燃氣發電廠表現良好,並仍然是我們在印度的主要收入來源。Paguthan電廠可用率仍超過91%,反映電廠一直貫徹高度的運行及維修標準,同時保持一流的安全、健康和環境管理標準。然而,Paguthan電廠要長期獲得價格合理的燃氣供應,仍然是一項挑戰。

風電項目

年內,集團的印度風電組合錄得明顯改善的業績。在安得拉湖和Sipla項目,有77.6兆瓦的新增風電容量投產,使集團的風場總發電容量達到521兆瓦,鞏固了中電印度作為印度最大風電生產商的地位。此外,在馬哈拉施特拉邦的Yermala、古加拉特邦的Mahidad、拉賈斯坦邦的Sipla、Bhakrani及Tejuva,合共有451兆瓦的風電容量正處於發展階段,預期全部可於2014年3月底之前投產。

印度風電投資項目的盈利上升,不單反映這個資產組合持續增長,更印證集團累積了豐富的風力資源評估經驗,有助對項目的取捨。大致上來說,我們早期的項目(例如古加拉特邦的Samana項目)並未達到預測的風力資源水平,而我們後期項目的表現則較為接近預期。我們對運行和維修機制採取了一系列細緻的改進措施,有助提高產電量及可用率。雖然我們對風場的營運和維修工作是長期外判予設備供應商執行,但我們對這些外判商作出監督,已比從前更加積極投入和熟練。

東南亞及台灣電力業務

和平電廠繼續為台灣電網提供可靠和合乎經濟的電力,調度電量反映出高水平的使用率。

位於泰國55兆瓦Lopburi太陽能項目(中電透過Natural Energy Developmen t Co.,Ltd.持有33%權益)於2012年3月達致全面運行。這是中電發電組合中首個具備工業規模的太陽能發電項目,並按成本預算如期完成。毗鄰8兆瓦擴建項目已經動工,預期2013年初投入商業運行。中電在項目的發展、施工及營運階段均提供管理人才及技術支援。

中電與三菱商事株式會社共同發展位於越南的兩個燃煤發電項目,兩個項目均會採用進口煤和「建造、營運及移交」的發展模式。於1,320兆瓦的VungAng2期項目上,我們已掌握確實的資金及營運成本,將能夠與越南政府展開電價磋商。至於1,980兆瓦的VinhTan3期項目,我們現正與越南政府磋商主要的項目文件。上述磋商的結果應有助中電確定有關項目的可行性。

業務展望 - 截至2012年12月31日止年度

香港

如上所述,我們的優先目標是持續管理中電與監管機構(即香港特區政府)的互動關係。在香港,中電已加強管理與業務有關人士的關係,並在這方面投放更多資源。這些工作的成效對若干事項可否取得圓滿結果尤其重要。這些事項包括:

•管理電價,包括上調基本電價和燃料價條款收費。中電將採取一切可行方法來控制成本和提高經營效率。然而,由於燃料成本不斷上漲,加上有需要避免燃料價格調整條款帳赤字進一步顯著擴大(當中電向客戶收取的燃料費低於在發電方面所支付的實際燃料成本,燃料價格調整條款帳便會出現赤字),電價進一步上調是無可避免的。

•2014至2018年發展計劃。該計劃將訂出中電獲通過在現行管制計劃屆滿前剩餘年期內的資本性開支。在發展計劃期間,我們預期已計劃的資本性開支將受到嚴密監察。正如「主席報告」所言,雖然政府將高度關注增加投資對電價的影響,但新增投資相對在系統及營運層面上的需要、效益或後果亦不容忽視。

•中期檢討。現行管制計劃協議規定於2013年進行一次中期檢討。透過這次檢討,經中電與政府雙方同意便可以對管制計劃作出改動。一如之前的中期檢討,中電將以具建設性和開放的態度與政府進行磋商。但如果修訂有欠公平、偏頗,並有違管制計劃協議作為雙方一紙具約束力合約的基本特性,那我們便不會接受。

•基於中央政府與特區政府於2008年就能源合作簽訂的諒解備忘錄,中電須簽訂長期商業協議,並於粵港兩地投資所需基建設施,以配合香港過渡至使用更潔淨的能源。有關協議及相關投資項目將須獲得特區政府的批准。

•空氣質素─政府有關改善本地空氣質素的政策將在多方面產生影響,包括香港發電業的減排目標、達致減排目標所使用的燃料組合,以至我們用以增建、更換機組或提升發電容量的資本性開支。

中電要維持在香港的「社會專營權」,除了需要妥善管理與香港特區政府的關係外,更有賴保持業務的優良質素,以及在電價、可靠度、環境影響及客戶服務水平等方面獲得政府及市民的認同。在持續作出符合目標的資本及營運開支的前提下,我們將盡一切努力提升電力服務的質素。

2012年3月,中電宣布正與埃克森美孚進行磋商,將與中國南方電網(南方電網)合作向埃克森美孚全數購入其所持有的60%青電權益。中電與埃克森美孚的磋商曠日持久,就該項收購的估值及條件,中電/南方電網與埃克森美孚之間存在相當分歧。在現階段,我對早前的宣布並無任何補充,亦無法肯定中電能否或何時方會與埃克森美孚達成協議。但我強調,若最終達成協議,這表示董事會和我將確信交易條件可於日後為股東締造價值,而我亦必定會把有關條件如實向股東披露。

澳洲

2012年的營商環境異常充滿挑戰,我們的業務備受多項外在市場因素影響。這包括碳稅的引入、能源批發價下降、客戶對能源價格上升的關注、能源需求減少及對未來需求的預測向下大幅修訂,還有我們主要零售市場方面的持續高度競爭,以及新南威爾斯省和昆士蘭省對電價規管的不確定性。凡此種種,皆對業界整體有所影響,使我們以致我們的主要競爭對手同樣處於艱難的營商局面。

因此,我們在澳洲專注於業務的基本因素,並以滿足客戶未來的要求作為定位。我們為業務更新品牌、使用全新的零售發單系統、引入新的零售商品、捍衛我們的市場佔有率並優化組合內的發電盈利能力。我們繼續對尤其是有關燃氣市場透明度和零售價格規例的議題採取和傳達出強烈的倡議。由於Morwell河道崩塌致使雅洛恩電廠的運作受到短暫干擾,我們更全力以赴,靈活地調動資源作出回應。

在營運方面,EnergyAustralia正專注推行一套改善計劃,包括:

•全面檢討成本及流程,推行一連串管理措施以提升整個業務組合的表現;

•應付由於能源需求增長放緩促使能源批發價受壓的影響。為此EnergyAustralia需要實施有效調配發電容量可用率及能源交易活動的策略;

•Morwell河道於2012年6月崩塌後,須以具成本效益和長治久安>的方法,完成雅洛恩電廠的長遠修復工程;

•減少客戶發單及收賬方面的延誤;

•在充滿競爭的市場上保持零售客戶數目和提高效率;及

•完成整合新南威爾斯省私有化計劃中收購的零售客戶基礎與TRUenergy業務的原有客戶群,當中包括於2014年初終止過渡期服務協議(而之前擁有該項零售業務的新南威爾斯省國有企業Ausgrid會繼續於過渡期提供客戶支援服務),這應會有助大幅降低新南威爾斯省電力零售客戶的服務成本。

雖然我們尚未就EnergyAustralia上市計劃的原則、時間表或條件作出任何決定,但我們曾於2012年認真考慮過這個方案。基於迫切要解決的營運問題和以上所述的普遍經濟環境,以及業務當前的盈利表現尚未達致我們認為該項業務長遠可持續的水平,我們已決定擱置有關計劃。上述種種因素顯示,若EnergyAustralia業務於2012年上市,將無法為中電股東在澳洲的投資帶來充分的回報。

短期內,我預計中電不會在澳洲大規模投資新資產或新項目,而只會有限度地發展風力發電容量,並可能參與新南威爾斯省政府對所持國有發電資產餘下權益的私有化計劃。在過去兩年,我們已加強EnergyAustralia高層管理團隊的陣容及提升其組織實力,該公司現已有清晰的目標及具備提升業務表現所需的能力。

中國內地

2012年,中電在中國內地投資的傳統及可再生能源項目表現理想,反映中電繼續採取「利基」策略,選擇性地投資中國內地的燃煤發電及可再生能源項目,同時出售中電佔少數權益、無重大控制權且增長前景有限的合營項目(以燃煤發電為主)。我們可選擇出售項目的時間,並將會視乎出售價格和條款是否理想等市場狀況而決定。

預期中電在內地進行的一項主要投資項目,是開展防城港2期電廠(中電將持有其70%權益),將其新增的1,320兆瓦發電容量投產。防城港1期已證明是一個成功的投資項目。雖然我們必須以防城港2期本身的條件來衡量是否值得投資,即使考慮到其使用時數可能較初期的防城港1期為少,但防城港1期的表現已足夠為這項擴建計劃定下信心。

我們期望中電全資擁有的風力發電組合將穩定增長,並將廣泛聚焦於華南地區的項目。即使當地的風力資源或會遜於內蒙古和其他北部省份,但電網限制帶來的影響卻會較少。除了持有萊州2期49.5兆瓦項目的45%權益外,中電預期不會增加投資非全資擁有的風電項目。

中電邁向可再生能源發電,亦將包括發展佔大多數股權的太陽能發電項目。中電料會把握可能會是短暫性的機會,以受惠於太陽能板價格的下調和尚未隨項目成本下降而調低的電價資助。相對其他可再生能源,中國內地的中小型水電項目並沒有得到電價機制的支持,因此這方面的投資步伐已經放慢。但中電在懷集和江邊項目的成功經驗,有助我們把握這類項目的投資機會。

核電

中電已與中國廣東核電集團有限公司(中廣核)達成原則性協議,以購入陽江核電站的17%權益。然而,由於發生福島事故及須待《關於全國民用核設施綜合安全檢查情況的報告》完成,陽江核電站的六台機組亦延遲完成。就國務院最近通過的核電安全及中長期發展規劃(2011至2020年),中電正在評估更改陽江項目設計對整體成本的影響,以及其5號及6號機組的技術選擇,然後才呈報規管當局審批,以完成收購陽江項目的17%股權。雖然集團目前仍未有決定,但我預期中電在檢討項目成本、設備選擇及投資回報後,在可獲得所需批准的情況下,將確實中電投資陽江項目的原則性決定。

印度

新近投產的哈格爾電廠營運及財務表現欠佳,繼續是中電印度首要處理的重點工作。該項目的每個環節都帶來重大的挑戰。

這些挑戰都直接或間接源於燃煤供應問題。世上沒有一種辦法或「靈丹」能夠迅速有效地解決這個項目所面對的種種問題。然而,中電已採取連串措施,包括採用進口煤(初期佔電廠所需燃煤量的15%,於2013年1月16日取得原則性支持,將於2013年4月1日至2014年3月31日止的印度財政年度有所增加,該支持亦已得到哈里亞納邦首席邦長於近期的會議上確認),以及改善燃煤運輸設備。

儘管於投產期間受到燃煤短缺的嚴重影響,電廠的技術表現得到顯著改善。電廠於2013年1月的技術可用率達96.7%,意謂如若燃煤供應到位,電廠將可達致全面可靠發電。雖然哈格爾電廠可能需要二至三年才能達致被視為穩定可靠的運行狀態,並提供相若當初分析投資方案時所要求的回報,但透過不斷努力,中電預期在未來6至18個月,哈格爾電廠的財務及營運表現將會改善,主要原因是哈格爾電廠逐漸可在當地和國際間獲取穩定的燃煤供應,雖然過程可能緩慢。經考慮所有情況,我們認為於本年度的財務報表為哈格爾電廠作出350百萬港元﹙除稅後為315百萬港元﹚的撥備是合適的舉措。

中電在位於Paguthan的655兆瓦燃氣電廠的長線投資,繼續表現理想。現行購電協議已就供氣量及燃氣價格方面的困難提供了重大保障。多年來,我們一直努力為Paguthan電廠取得穩定可靠和價格具競爭力的燃氣。假若努力未能成功,那電廠的經濟表現恐會於現行購電協議於2018年屆滿時受到負面影響。

在這情況下,我預計中電印度目前不會再進一步投資火電項目。我們專注改善哈格爾電廠的表現,並確保Paguthan電廠有長遠的經濟前景。

印度風電組合的財務表現由於下列原因而得以持續改善:

•對測量新項目風力資源的能力有所改善;

•透過一系列改善措施,監督和積極管理供應商對風力渦輪機的營運和維修工作,導致產電量有所增加;及

•風力資源逐漸趨向預測水平。

我們在印度的新投資項目,將以不斷擴展中電的風力發電組合為重心。為建立均衡的可再生能源組合,我們或會在研究相關項目的質素後,考慮進行投資若干太陽能發電及水電項目。

東南亞及台灣

我們預計不會增加在東南亞市場的投資,大概只會就於越南正在洽談並有可能會實現的一個或全部兩個全新燃煤發電項目作出投資。在未來12至18個月,這些經過多年開發的項目可能會有所進展,屆時中電將要決定是否繼續推進,抑或是把已完成的發展工作出售套現。

鑑於中電只持有項目的少數股權且增持潛力有限,中電在台灣和平電廠剩餘的20%權益或可視為舊有資產。儘管如此,中電管理層只需向和平電廠投入有限度的時間和資源,集團便能繼續定期獲取穩定的盈利貢獻。

融資

過去五年,中電為配合策略的落實而作出龐大投資。雖然集團的資產負債狀況維持穩健,但基於下列原因,我們需要考慮能夠配合集團業務融資需要的方案:

•因應集團策略把握在各業務地區的投資機會;

•維持派發強健和穩定的股息;

•確保良好的投資信貸評級;及

•展現審慎的資本狀況。

因此,中電決定於2012年12月配售相等於中電當時已發行股本5%的新股。配售所得收入淨額為75.6億港元,將用以配合中電業務的預期投資需要,特別是香港電力業務的持續投資,舉例如內地供港天然氣的相關基建設施,以及提升中電在現有市場的發電容量,如擴建防城港電廠及發展可再生能源項目。

資料來源: 中電控股 (00002) 全年業績公告
集團主席 米高嘉道理 發行股本(股) 2,526M
票面值 港元 5 市價總值 (港元) 162,198M
 
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