火电企业08年整体利润将下降50%

    2003～2007年是我国经济加速发展的时期，我国发电行业进入了黄金发展时期，行业改革破冰，工业进程持续、消费升级等都带来电力需求持续旺盛，行业内部结构升级亦大规模展开。截至2007年底，全国发电装机容量达到7.13亿千瓦，发电量32777亿千瓦时，较5年前增加了一倍。其中，火力发电量约占全部发电量82.86%，全年实现销售收入2763亿元，同比增长16%，净利润合计为298亿元，同比增长近20%，较高的增长率背后隐藏着巨大的矛盾。

    2008年一季度我国电力需求同比增长13.04%，增幅同比下降1.4个百分点。从紧的货币政策下，第二产业用电需求有所回落所致，另一方面雪灾也对一季度的用电需求有所抑制。根据中电联最新公布的2008年1至5月电力企业生产数据，1～5月发电量同比增长13.7%，增速同比下降2.1个百分点，降幅有所扩大。5月单月增长11.8%，增速同比减缓4.7个百分点；1～5月全国火电平均利用小时为2139小时，比去年同期降低58小时，下滑幅度继上个月又有微幅扩大。

    煤电企业主要原料是煤炭，占到了公司总成本的一半以上。作为煤电企业主要原料的电煤价格2007年持续上涨，全年电力上网电价一直保持平稳，“市场煤，计划电”是电厂经营最好的写照，2008年初南方雨雪天气放大了煤、电矛盾，作为发电行业主体部分的火电行业进入了濒临全行业亏损的困难时期。

   2007年9月份之后，煤炭出厂指数开始小幅上涨，同期电力出厂价格仍旧维持在第二次煤电联动之后的水平。2008年一季度电煤价格继续高位上涨，在2007年涨幅的基础上，电煤合同价格均再次上涨35～45元/吨，部分地区价格上涨甚至超过70元/吨。

    粗略计算，火电行业的综合燃料成本在20个月内已上涨达到30%～35%，远远超过煤电联动规则中调升电价的要求。此前2005年4月22日的第一次煤电联动的触发点是火电类公司2005年一季度燃料单价相对2004年四季度涨幅约8%。

    成本上涨直接导致电力企业财务紧张。2008年一季度，56家发电公司中，21家上市公司亏损。有42家每股收益同比下降，3家持平，只有11家小幅增长。实现净利润19.16亿元，同比下降68%。业绩同比下降的都是装机容量大、电力供应覆盖地域广的大型火力发电公司：大唐发电每股收益0.04元，同比下降73%；国电电力每股盈利0.031元，同比下降74%。

    电力企业做为资本密集型企业，成本上涨不仅吞噬电力企业的盈利能力，而且对公司的现金流量产生了负面影响。电力企业的现金流量在2008年一季度大幅下滑，据我们统计，在56家上市公司中，31家企业的经营活动产生的现金流量净额同比下降，16家公司一季度经营活动产生的现金流量净额为负值。五大发电集团下属上市公司2008年一季度经营产生的现金流净额同比均出现下降，下降幅度最高的华电国际降幅达到96%。在现金流量减少，主营业务成本增长的背景下，央行的多次加息，更使资本密集特点鲜明、资产负债率高的电力企业承受了更大的资金压力。

    资金压力对火力发电企业最严峻的影响是减少电煤的采购。而电煤供应不足将影响到中国整体经济的安全，因此，在这样的形势下，尽管提高电价或将进一步加大通胀压力，却也是必然之举。

    火电企业经营遭遇空前困境之时，火电企业中长期盈利能力的怀疑之声再起。由于火电在电力生产中绝对的主力位置，如何疏通这一利益链条，美一方面是用电需求的增速不断下滑，另一方面是“市场煤，计划电”的挤压。

    受制于电煤价格高涨，各火电企业苦不堪言，纷纷自找出路，或者与煤炭公司签订长期合同，或者向上游拓展。兖州煤业6月3日称，公司与华电国际签订2008年度煤炭买卖合同，合同量为730万吨，比2007年度增加52.1%，合同净价格在2007年的价格基础上上涨37.9%。从更长期看，国内五大电力集团已经频频向上游延伸，降低煤价上涨带来的业绩风险。

    对于火电公司而言，尽管前两次煤电联动之后火电企业毛利率均得到显著改善，但由于本次上涨幅度没有完全覆盖成本的上涨，所以对业绩的提升幅度有限。从第一、第二次煤电联动的经验来看，上网电价的上调约占销售电价上调幅度的70%，本次上网电价上调约1.75分/千瓦时，除税后相当于1.5分/千瓦时，按照煤电联动公式计算，应上调2.78～2.96分/千瓦时（不含税）。电价上调使电力行业净利润比原来预期的增加64%～73%，但仍将比2007年下降约45%～50%。