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。

《电鳗快报》