由于煤炭價格的大幅上漲，去年的火電企業業績普遍較差，從已經發布業績預告以及披露年報的企業來看，多數火電企業去年虧損嚴重，盈利的企業業績也大幅下降。
作爲火電組的一員，在煤價如此之高的情況下，華潤電力(00836)雖然淨利潤也下降了79%，但和其他電力相比，華潤電力全年實現15.93億港幣的淨利潤還是特別顯眼。
火電大虧59.4億港幣VS可再生能源大賺83.81億港幣
智通財經APP了解到，近日華潤電力發布2021年度全年業績報告。報告顯示2021年公司實現營業收入898億港元，同比增長29.1%;歸母淨利潤15.9億港元，同比減少79%;全年派息0.295元，派息率達到89%。
按收入結構劃分來看，華潤電力的收入包括電力銷售和熱能供應。其中電力銷售約占公司92%，熱能供應銷售收入占比約8%。電力銷售又可進一步分爲火力發電(包括燃煤電廠及燃氣電廠)和可再生能源(包括風力發電、光伏發電及水力發電)。從銷售收入占比來看，火電銷售收入約占總收入比例的69.67%，是華潤電力最大的收入來源。
但由于煤炭供給緊張，2021年秦皇島動力煤的平均市場價格爲1028.5元/噸，同比增長78%。華潤電力平均標准煤單價和單位燃料成本均同比上漲60%至1022元/噸和305.8元/兆瓦時。因此，2021年公司火電板塊歸母淨虧損(不包括非現金彙兌損益)59.4億港幣。盡管火電業務大幅虧損，不過公司的可再生能源核心利潤大增85.4%至83.81億港元。
煤炭價格的大幅上漲導致火力發電的企業虧損嚴重，因此爲了穩定煤炭價格，2022年以來，國家穩定煤價政策層層加碼，發改委“四增一控”政策以及對煤炭中長期合同簽訂履約情況開展專項核查。具體而言，“四增一控”政策爲：(1)增産能：采取綜合措施增加3億噸的有效産能;(2)增産量：全國日産煤量要維持在1260萬噸/日;(3)增儲備：全國實現6.2億噸的儲備，中央政府7000萬噸、地方政府1.5億噸、發電企業2億噸、煤炭企業1億噸且必須做到7天儲備能力，其它大用戶1億噸;(4)增長協：煤炭企業簽訂的中長期合同數量應達到自有資源量的80%以上，發電供熱企業年度用煤應實現中長期供需合同全覆蓋;(5)控價格：5500大卡長協價570-770元，基准價675元執行，坑口價不得超700元，港口不得超900元。
煤炭價格的下降，對于火力發電的企業將是重大利好。公司初步判斷2022年單位燃料成本同比約個位數下降;在電價方面，目前公司已經簽訂的長協電量70%-80%都按上浮20%來簽訂的，預計全年電價漲幅在15%-20%之間。
值得一提的是，盡管當前的煤炭價格較去年四季度有所下降，但下降幅度並未非常大，因此今年一季度各火力發電企業業績將繼續承壓。
火電靈活性改助力火電企業更快完成雙碳目標
在雙碳目標下，很多人認爲火電的曆史使命已經完成，實則不然。2021年的拉閘限電讓大家意識到了火電的重要性。2021年中央經濟會議中提出：傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上，要立足以煤爲主的基本國情，推動煤炭與新能源的優化組合。今年以來，火電靈活性改造更是被大量提及。
《2022年政府工作報告》便提出要推進煤電靈活性改造。近期發布的《“十四五”現代能源體系規劃》也提出：全面實施煤電機組靈活性改造，優先提升30萬千瓦級煤電機組深度調峰能力，推進企業燃煤自備電廠參與系統調峰。同時還提出，力爭到2025年，煤電機組靈活性改造規模累計超過2億千瓦。
根據中電聯數據顯示，我國發電裝機以煤電爲主，抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%，“叁北”地區新能源富集，風電、太陽能發電裝機分別占全國的72%、61%，但靈活調節電源不足3%，調節能力先天不足。比較而言，歐美等國靈活電源比重較高，西班牙、德國、美國占比分別爲34%、18%、49%。
光有目標也是不行的，經濟賬也要落在實處。
3月24日，南方電網發布《南方區域電力並網運行管理實施細則》《南方區域電力輔助服務管理實施細則》(征求意見稿)(以下簡稱《意見稿》)。
《意見稿》進一步提高了深度調峰補償力度，並增加30%以下檔位。以廣東煤電爲例(其他省區均有提高)：第一檔：煤電機組出力40%-50%，補償標准由66元/兆瓦時提高至99元/兆瓦時;第二檔：煤電機組出力30%-40%，補償標准由132元/兆瓦時提高至792元/兆瓦時;第叁檔(新增)：煤電機組出力30%以下：補償標准1188元/兆瓦時。
從《意見稿》來看，補償標准大幅度的提升，也說明國家對火電靈活性改造的需求極大。而對于火電企業來說，一方面較高的補償標准可以增厚靈活性改造後火電企業的利潤，另一方面由于華潤電力的調峰能力提升，風電光伏的建設指標也更容易獲得，且獲得的風光資源也會相對好于行業。
年報顯示，華潤電力全年運營的風電場滿負荷平均利用小時爲2464小時，較2020年上升228小時或10.2%，超出全國風電機組平均利用小時232小時。光伏電站滿負荷平均利用小時爲1510小時，較2020年上升87小時或6.1%，超出全國光伏發電機組平均利用小時229小時。由于風電光伏價格采購全國基本一樣，所以利用小時數越長，毛利率越高。
補貼一次性發放完畢，新能源運營商迎來重大利好
相對于新能源運營商來說，除了調峰能力以外，另一個困擾他們的便是新能源補貼。近期，補貼或將一次性發放到位，這無疑對新能源運營商是極大的利好。
3月24日財政部網站公開中央政府性基金預算，其中2022年本級支出7183億元，較2021年增加4048億元。根據報道顯示，目前，主管部門正在就可再生能源補貼欠款事項進行系統性清查，3月底前將完成企業自查。預計最快一個季度，主管部門將對上述企業清查完畢，此後國家將一次性發放曆史拖欠補貼。
倘若補貼一次性發放完畢，對于新能源運營商來說，對于現金流不足的可以緩解現金流不足，資産負債率過高的可以償還債務減少利息支出，沒什麽問題的可以擴大再生産。假設按照25%本金：75%貸款的資金配比計算，有望撬動1.8萬億綠電投資，假設風電光伏開發資金分配1：1，可以撬動180GW風電+225GW光伏項目。
根據申萬宏源的預測，華潤電力累計補貼拖欠約138.4億元，約占淨資産的18.4%;補貼收回約節省利息4.84億元。
另外，公司的風光資源儲備充裕。截至2021年底，公司已核准或備案了約1.8GW風電和35GW光伏項目，獲得風電和光伏建設指標分別爲6.36GW和5.95GW，並獲得70個整縣分布式屋頂光伏項目的開發權。2022年公司計劃新增風電和光伏項目並網容量目標爲6.3GW，資本開支預計約爲376億港元，其中約305億港元用于風電、光伏電站的建設。十四五期間，公司目標新增40GW可再生能源裝機，預計2025年底，可再生能源裝機占比超過50%。
隨着可再生能源裝機量的提升，公司的業績也將大幅擺脫煤炭的影響。