2023年以来,煤炭价格持续回落,上半年火力发电企业的业绩正在逆转。

  从已经披露业绩预告的火电企业来看,华能国际、浙能电力、华电国际、粤电力、申能股份、深圳能源、上海电力、长源电力、皖能电力等多家火电企业归母净利润增幅在30%以上,行业基本面显著改善。

  而作为湖南省火电装机容量最大的发电企业,华银电力(600744.SH)本应该在行业回升期中大显身手。然而,公司的经营业绩并不理想。业绩预告显示,华银电力亏损情况仍未根本扭转,2023年上半年预计实现归母净利润-1.54亿元,扣除非经常性损益后的归母净利润预计为-1.72亿元。

  亏损似乎是华银电力经营的常态。翻开历年财报,华银电力最近15年中有14年扣非归母净利润为负,唯一盈利的2016年仅赚了600万元。亏损不断侵蚀公司的生存基础。截至2023年一季度末,华银电力未分配利润为-60.34亿元,资产负债率则攀升至93.16%。

  无疑,煤价的每一次上涨,对于以动力煤为主要发电原料的火电企业来说都是切肤之痛。然而,煤价高位运行是所有火电企业共同面临的局面。为什么做着同样的业务,行业整体在赚钱时,华银电力却仍在亏钱呢?

  累计14年扣非净利润为负

  过去两年,受产能供应紧缺、规范性政策趋严等多重因素影响,我国煤炭价格大幅上涨。2021年动力煤价格从年初的600元/吨持续上行至10月中旬的最高点2500元/吨,随后价格一路回落,演绎了一波先扬后抑的大行情。

  动力煤价格在2021年处于十年内高位,煤价飙涨导致我国火电企业遭受重创。按照中证指数行业分类(CICS),目前火电行业上市公司有29家。2020年火电企业集体盈利,净利润总额达606亿元。进入2021年,其中有20家转入亏损,合计亏损额超过500亿元(表1)。

  亏损的火电企业很多,亏损的程度却各有不同。在这场“比惨大会”上,华银电力显得尤其特别。公司2021年扣非后净亏损23亿元,创历史最高亏损纪录;2022年继续亏损9.86亿元。而彼时,受益于煤价下行、长协煤保供政策及电价上浮,行业整体经营业绩已大幅好转,部分火电企业扭亏为盈,全行业上市公司扣非净利润合计为-72亿元。

  拉长时间线来看,华银电力的业绩表现一直不尽如人意,净利润几乎陷入“微盈大亏”的反复循环。不考虑非经常性损益,除2016年微盈600万元以外,公司近15年来有14年为亏损(图1)。

  而在净利润方面,2015年因政府补助、重大资产重组、销售小机组容量指标,2016年因政府补助、资产处置,华银电力在账面上实现了利润转正。2022年,华银电力通过出售子公司先一科技100%股权给控股股东大唐集团取得收益8.1亿元,处置金竹山老厂土地、北京房产等资产获得收益2.24亿元等,在扣非净利润为-9.86亿元的情况下,实现净利润0.42亿元,避免了连续两年亏损。

  华银电力将亏损的原因归结为煤炭价格高位震荡。某券商分析师告诉记者,华银电力位于湖南,湖南属于内陆省份,本身不是产煤区,外地的煤运到湖南无法走水运,铁路也没有修过去,导致煤炭运输成本很高。再加上华中地区水电很多,丰枯期很明显,水电一来,电价就会被压低,导致它亏得很厉害。

  但是,煤价高是华银电力亏损的主要原因,却不是唯一的原因。

  毛利率长期远低于同行

  数据显示,华银电力的盈利能力一直远逊于上市同行,最近10年毛利率基本落后同行6个百分点以上。在火电全线亏损的2021年,火电行业销售毛利率(中位数)为1.33%,而华银电力的毛利率为-12.32%,比行业整体低13.65个百分点(图2)。

  为什么相比于同行业上市公司,华银电力的毛利率这么低呢?记者选取收入规模和业务结构相近,且披露数据较为详尽的长源电力进行对比。

  从业务结构来看,华银电力在稳定主业火力发电的情况下,不断加大对绿电的投资,风电和光伏装机量持续提升。截至2022年12月底,华银电力在役装机量为630万千瓦,其中火电机组524万千瓦,占在役装机量的83%。长源电力是邻省湖北的主力火电厂,电源种类主要为火电、水电、风电、光伏和生物质发电,2022年总装机量为730万千瓦,比华银电力略高,其中火电装机量占总装机容量的86%(表2)。

  从销售端来看,根据已披露信息,2019年~2022年华银电力的平均上网电价均高于长源电力。以2022年为例,华银电力每千度电的上网电价为564.48元,而长源电力为490.88元,仅为华银电力的87%(表3)。

  然而,在拥有更高售电价的同时,华银电力的盈利水平却不如长源电力。最近十年,华银电力的盈利水平持续低于长源电力。2022年,长源电力的毛利率为4.84%,高出华银电力5个百分点以上。

  成本控制能力明显偏弱

  毛利率差异的背后,实际是二者显著的成本差异。

  一是华银电力供电煤耗更高。

  火电企业的营业成本主要包括燃料费、折旧费、人员薪酬等,其中燃料费占大部分。煤炭是火电厂的主要燃料,在煤炭价格上涨后燃料费一般占到营业成本的65%至70%左右。因此,煤炭价格的涨跌与火电企业的盈亏息息相关。

  2022年,华银电力火力发电机组每供出1度电,平均消耗的标准煤为312.4克,而长源电力的供电煤耗为294.98克/千瓦时(表4)。供电煤耗越高,意味着每发1度电所需的燃料成本会更高。

  二是华银电力利用小时数较低。

  利用小时是衡量发电厂运行效率的重要指标,反映了一定时间内(常按1年计算)发电设备在额定功率下的运行小时数。

  从近五年财报披露的数据来看,华银电力发电设备利用率整体呈下降趋势,利用小时数由2018年4217小时下降至2022年的3237小时,也就是说,五年间发电时长下降了23%。单独选取火电来看,华银电力2018年火电利用小时4337小时,区域利用小时排名首位;而2022年火电利用小时3732小时,较区域平均值低307小时。

  相比于长源电力,无论是全口径数据还是单从火电来看,华银电力发电设备利用小时数都要更低。长源电力2022年火电机组利用小时为4953小时,比华银电力高出上千小时(表5)。

  利用小时数的降低,导致华银电力在装机量增长的情况下,发电量不增反降。2018年~2022年,华银电力装机量从566.75万千瓦增至630.05万千瓦,增幅11%;而发电量由2018年的239亿千瓦时降至2022年的198亿千瓦时,下降17%(表6)。

  众所周知,火电是典型的重资产行业,历来资本性开支较大,固定资产通常占到了总资产的一半以上。华银电力每年的折旧和摊销费近10亿元,占总营业成本的10%左右。利用小时数越低,发电量会越低,导致摊薄在每1度电上的折旧费会越多。这成为拉低华银电力毛利率的重要原因。

  财务费用大幅侵蚀利润

  火电本来就具有重资产属性,长期亏损加上近年来加码清洁能源投入了相当多的资金,导致华银电力资产负债率居高不下。只不过,华银电力的债务压力相比上市同行更高了一些。截至2022年末,华银电力的资产负债率攀升至93%,而火电行业资产负债率中位数为63%,华银电力高出近30个百分点(图3)。

  梳理公司的负债情况可见,截至2022年末,华银电力各类有息负债合计为168亿元,其中一年以内需要偿付的有息负债金额为63亿元,而当期公司仅有货币资金20亿元。

  高负债的一个突出问题就是企业会产生巨额的财务费用支出,直接导致企业盈利水平下降。长期以来,华银电力的财务费用率都要高于行业普遍水平。2022年,华银电力财务费用占营业收入的比例为5.78%,而火电行业上市公司的财务费用率中位数为4.40%(图4)。也就是说,仅财务费用率就将华银电力的净利率比同行拉低了1个百分点以上。

  较差的成本管控能力及较高的财务费用支出,严重侵蚀了华银电力的利润空间,也使得公司的净利率大幅落后于同行。2022年,华银电力扣非后销售净利率为-10.16%,比火电行业整体低10个百分点以上。

  火电行业生存环境堪忧,为扭转局面,近年来华银电力加速转型清洁能源。今年6月8日,华银电力一口气抛出总额30亿元的风电和光伏投资项目。7月28日,华银电力再次提出5项投资计划,加码光伏发电,巨大的资本支出对公司现金流提出了严峻挑战。而公司现在的财务状况,明显已经不堪重负。

  在煤价高企、低碳减排和安全保供等多重压力下,火电行业低碳发展面临“生存难、发展难、转型更难”的困境。华银电力受供电煤耗高、利用小时低等因素影响,毛利率长期低于同行,经营处于严重亏损状态。

  当前,全国多地遭遇持续高温天气,极端高温叠加经济回暖,多地电网负荷创下新高,湖南也在电力紧张省份之列。迎峰度夏进入关键期,在“越发越亏”的生存难题面前,华银电力仍需苦练内功。