发电企业2017年报盘点 | 16家电企利润再滑坡,大唐发电、甘肃电投扭亏为盈
eo实习记者 潘秋杏
截至4月20日,华能集团旗下上市公司华能国际、大唐集团旗下大唐发电、华电集团旗下华电国际、国家能源集团旗下国电电力,以及国家电投集团旗下中国电力2017年年报已出炉,多家地方发电集团的上市公司也披露了2017年年报。
去年,eo也对十余家发电企业上市公司2016年的业绩进行了盘点,煤电的溃败?发电企业2016年报盘点:业绩齐齐下滑,大唐发电再陷亏损,甘肃电投净利润跌500%(想对比的戳这里)。
eo查阅了5家发电央企旗下的上市公司和11家地方发电集团旗下的上市公司2017年年报和业绩快报,发现发电行业整体利润下滑,其中9家企业净利润降幅超50%,其中有5家降幅超80%。看点如下:
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五家发电央企上市公司的营业收入均有增长;净利润方面,华能国际、华电国际、国电电力、中国电力降幅均超50%。
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五家发电央企上市公司的发电量、上网电量均有上升,电力销售收入增加,其中华能国际增幅超过25%;五家企业供电煤耗均下降,国电电力燃煤机组平均供电煤耗最低、可再生能源装机比例最高。
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地方发电集团上市公司净利润普遍下降。甘肃电投由亏转盈,由于2017年所属水电站所处部分河流流域来水情况好于上年,发电量相应同比增加。
1 五大发电央企上市公司
2017年,五大发电央企上市公司营业收入有所增加,增幅在2%-25%之间。归属于上市公司股东净利润方面,除大唐发电以外,四家降幅均超过50%。
华电国际营业收入增幅最大,为24.72%,主要原因是煤炭贸易及发电业务收入增加的影响。华电国际上游发展煤炭产业、煤炭物流和贸易业务,拥有煤炭资源约 22 亿吨。2017年,华电国际售煤收入为128.04亿,比上年增加938.93%。
2017年,大唐发电的净利润为17.12亿元,比2016年增加 43.35亿元。2016年,大唐发电净利润为-26.23亿元,其在年报中解释,亏损主要是由于2016年公司出售了亏损的煤化工项目及关联项目股权。
2017年,全社会用电量63077亿千瓦时,同比增长6.6%。2017年,五大发电央企上市公司的发电量、上网电量均有上升,电力销售收入增加。其中,华能国际增幅最大,超过25%。华能国际,大唐发电,中国电力均表示上网电价的上调是营业收入增加的原因之一。
华能国际的电力销售收入在五家公司中最高,增幅也最大,为33.95%,其发电量和上网电量也最大,分别为3944.81亿千瓦时和3713.99亿千瓦时。
电价方面,根据各家公布的年报,华能国际含税平均上网结算电价为414.01元/兆瓦时;华电国际平均上网电价为398.38元/兆瓦时;大唐发电平均上网电价为364.02元/兆瓦时;国电电力平均售电价位281.65元/兆瓦时;中国电力火电平均上网电价为313.14元/兆瓦时。
五家公司的营业成本继续上升,幅度在14%-45%之间。华电国际营业成本增幅最大,为44.14%,其在年报中解释,主要原因是燃料成本、煤炭销售成本大幅增加的影响,华电国际燃料成本约为人民币396.41亿元,同比增加约37.45%。
燃料成本在五家公司的营业成本中占比均在50%以上,分别为:中国电力55.6%,国电电力50.2%,大唐发电57.3%,华电国际56.1%以及华能国际68.6%。
华能国际、华电国际、国电电力、中国电力均表示煤价是影响发电成本上升的主要原因。同时,华能国际、国电电力、大唐发电提到,发电量较上年同期上升使得燃料消耗量增加,也是导致燃料成本增加的原因。
华能国际指出,煤价同比上升使得公司燃料成本相应增加194.65 亿元,电量上升使得燃料成本相应增加23.76 亿元。
大唐发电表示,单位燃料成本比上年同期升高 45.30 元/兆瓦时,影响燃料成本增加 70.97 亿元;火电发电量同比升高 212.84 亿千瓦时,影响燃料成本增加30.06 亿元。
中国电力表示,集团火电业务的平均单位燃料成本为人民币209.19元/兆瓦时,较上年度的人民币154.41元/兆瓦时上升35.48%。
截至2017年12月31日,华能国际可控装机容量104321兆瓦;国电电力控股装机容量52225兆瓦;华电国际控股装机容量49180兆瓦;大唐发电管理装机容量48031兆瓦;中国电力权益装机容量17052兆瓦。
在可再生能源装机比例方面,国电电力比例最大,为37.5%。中国电力、大唐发电、华电国际、华能国际依次为23.4%、24%、11.7%和6%。
在2017年新增机组方面,大唐发电新增可再生能源机组容量最多,水电机组2805兆瓦、风电机组126.5兆瓦;国电电力除了新增水电机组1449兆瓦、风电机组新增 1021.9兆瓦,还关停了江苏公司谏壁发电厂和宿州二热的火电机组共计1127.5兆瓦。华能国际新增火电机组容量最高,其中燃煤供热机组150 兆瓦,燃气机组1660 兆瓦。
在煤电机组超低排放方面,华能国际燃煤发电机组全部实现超低排放,华电国际需完成超低排放的87台中已完成82台,大唐发电改造 66 台共计30380兆瓦,国电电力完成45台共计24150兆瓦,中国电力完成全部19台。
五大发电上市公司燃煤机组2017年全年平均供电煤耗均下降。
其中,国电电力燃煤机组平均供电煤耗最低,达299.55克/千瓦时。随后依次为华电国际299.61克/千瓦时,大唐发电300.65克/千瓦时,中国电力304.23克/千瓦时,华能国际306.48克/千瓦时。
发电利用小时均数方面,华电国际、国电电力下滑。利用小时数最高、增幅最大的是大唐发电,其利用小时数为4334小时。
2017年,全国 6000 千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为 3786小时,其中火电设备平均利用小时为4209小时。与全国水平对比,中国电力平均火电发电利用小时数为4104小时低于全国水平;华能国际燃煤机组利用小时数为4194小时,低于全国火电平均水平。
华电国际指出,电力市场方面,2018 年供大于求的矛盾依然突出,发电设备利用小时,尤其是煤电机组利用小时将面临下滑的风险。
2 地方发电上市公司
在eo梳理的11家地方发电集团上市公司中,除甘肃电投和湖北能源,其余9家归属上市公司股东的净利润均下跌。
甘肃电投由亏转盈,净利润上升330.6%。甘肃电投的主要业务为水力发电、风力发电和光伏发电,其在业绩快报中表示,2016年所属电站所处河流流域来水偏枯,弃风限电率较高,发电量减少,致2016年度亏损,2017年所属水电站所处部分河流流域来水情况好于上年,发电量相应同比增加。
湖北能源在其业绩快报中称,净利润同比增加的一个原因是发电业务中水电业务、新能源业务和燃机发电业务贡献利润同比增幅较大。
京能股份表示,营业收入同比增加主要是原因是售电量同比增加;营业成本大幅度增长主要原因是燃料价格居高不下,导致燃料成本增加所致。浙能股份、豫能控股指出,市场煤价维持高位运行,火电行业盈利能力下降、效益下滑。
3 挑战与机会
随着电力市场改革持续推进,电力交易规模将持续扩大,交易电量比重将逐步提高,市场竞争日益激烈,多家企业把电力体制改革列为公司未来面临的风险之一。各家也为探索、适应电力市场作出计划。
华能国际:在当前交易电价明显低于批复电价情况下,给公司平均结算电价带来较大压力。将积极参与各地电力市场建设方案、规则的研究和制定,参与各种类型的电力交易,加强发电、售电、供热业务的协同。
华电国际:计划电量逐年缩减,市场化交易电力的比重逐步提高,给公司增发电量和提高市场份额带来不确定性。新建风电、光伏项目的电价政策,电价整体呈走低的趋势,电力企业盈利能力有降低的风险。发挥规模优势,加强电量结构优化,狠抓节能减排,提高机组可靠性,深入挖潜压降成本,实现发电效益最大化。
大唐发电:发用电计划逐步放开,部分省份大用户直接交易降价幅度较大且交易规模将继续扩大,煤电企业效益将进一步被压缩,企业生产经营继续面临严峻困难与挑战。积极争取一切有效益的替代电量,同步抓好内部优化调度。
浙能电力:政府价格主管部门调整上网标杆电价以及随着电力体制改革的深入,电力直接交易扩大,电力市场竞争加剧,发电企业的经营压力加大。加强发电、配售电及相关业务领域前沿、关键和核心技术的跟踪、研究、开发和应用。
深圳能源:从长远看,发电行业将出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面,发电企业能否在协商电价、市场定价中占据优势将直接影响企业的生存。公司将强化市场化意识,积极参与电能直接交易,延伸企业业务链条,实现经营业务的外延式增长。
福能股份:电改政策深入推进,综合上网电价存在下调风险。公司加强电力和供热市场营销,努力提高热电联产机组发电利用小时数;加快新能源项目建设进度,提高新能源发电业务比重。
赣能股份:地方发电企业长期处于单打独斗的状态,缺少集团专业化、集中化等支持,面对重组后的央企,在规模化生产、成本控制等方面的差距将进一步拉大,特别是在目前电力体制改革持续深入的背景下,地方发电企业在竞争性电力业务上的谈判话语权、议价能力将持续削弱。继续做优做强发电主业,积极、稳健地进军新能源产业,实现能源结构多元化和适度产业多元化。
甘肃电投:电力需求不足会影响发电业绩,公司将积极关注国家关于新能源发电行业的最新政策,及时采取有效措施争发电量,提升营业收入,降低用电增速放缓对公司的影响。
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