近期不少绿电的投资者转战综合电力股，主要逻辑是火电转型潜力巨大。本人后知后觉，错过10月份调整后的绝佳机会，最近才追高买入30％仓位的华电和华能。其中的逻辑和未来发展，@大草驴 和@一颗骑牛心 以及其他大佬已经阐述得很明白了，这里出于我的忐忑和谨慎，从静态财务报表的角度，对部分央企综合电力股（因港股数据处理麻烦，没有比较华润和中电，国投是衬托用的）做个简单分析，也是抛砖引玉，希望增强持股信心。
赚钱靠预期差和大局观，不是靠静态和细节。再次声明：本人是“新电力”的坚定支持者，是友非敌，但因为非专业、偏保守，数据和观点难免存在错误，1811我只看明白2-4之间就是证明。欢迎大家讨论交流，但不要据此决策。
一、三大前提看火电
火电股静态的ROE、ROA是非常一般的，而且今年会迎来较大亏损，上半年也是大家避之不及的品种。但8月份开始画风突变，我总结机构看中火电可能有三大前提：
1.长期看电力消费持续增长。根据国家能源局预测，2025年全社会用电量将达到 9.1-9.5万亿千瓦时，“十四五”期间年均增长4.3%-5.2%。预计在碳达峰期间将持续增长，我国能源电力需求存在较大发展空间，电力行业将迎来新的发展机遇。
供需是“新电力”投资的最深层次逻辑，那些将这次行情归结于政策、炒作、运气的人，未免看得太简单了点。反过来说，一旦用电量出现拐点，将值得警惕，这意味着电力行业完全进入内卷。
2.中期看调峰主力。碳中和政策和用电量互为因果。“实现碳达峰碳中和是推动高质量发展的内在要求，要坚定不移推进”，更是保增长的要求，使得“新电力”成为景气行业，投融资政策扶持不断加强。
从绿电到储能到电网再到综合电力，其实也是确认火电才是调峰主力的过程。原因建议大家看一下大杨总的贴子。最近发布的《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》我看不懂，但直觉告诉我未来切蛋糕时必然会体现火电的调峰价值，由此形成的储能配比和发展绿电项目的优势更加不可估量。
3.短期看煤电联动。“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价。”
近期，全国煤炭交易大会将2022年动力煤长协基准价定在了700元/吨，浮动区间为550--850。广东、江苏相继公布了2022年电力市场年度交易结果，广东省成交均价497.04厘/千瓦时（其中绿电成交均价513.89厘/千瓦时），比基准价463上浮7%多；江苏省成交均价466.69厘/千瓦时（其中绿电成交均价462.88厘/千瓦时），比基准价391上浮19%多。
煤电联动效果到底如何,火电价值重估是否值得期待？后面也将用“呆会计”的方式试着分析一下。
二、资产负债表
综合电力股几千亿的资产对于外行来说，真没办法看。其中主要是固定资产和在建工程，这个资产的质量，只能从2020年报摘两句凑个数：华能公司燃煤机组中，超过50%是60万千瓦以上的大型机组，超低排放机组容量达到 98%。华电公司90%以上是 300 兆瓦及以上的大容量、高效率、 环境友好型机组。大唐公司在役燃煤火电机组累计完成超低排放改造 106 台，均已按照超低排放环保改造限值达标排放。国电公司拥有60台60万千瓦以上机组，占火电装机容量的比重为66.76%，18台100万千瓦及以上机组，占火电装机容 量的比重为26.83%，均采取脱硫、脱硝、低氮燃烧以及安装高效除尘器等措施,污染物排放浓度可达到超低排放标准。国投公司百万千瓦级机组占控股火电装机容量的 67.53%，具备超低排放能力的机组装机占比接近 95%。
另外从比较的角度提几点：
1.华能高达117亿元的商誉
这个主要是因为2008年从淡马锡收购大士能源有限公司100%股权(“大士能源”)形成的。关于这个收购，华能在2020年4月《关于对上海证券交易所问询函回复的公告》有比较详细的描述。简单来说，华能集团以42.35 亿新币的对价收购，再平价转让给华能公司，形成商誉 22.25 亿元新币（2013年，公司针对商誉计提减值0.62亿新币，余额 21.63 亿元新币一直至今，年初112亿元与年末107亿元是由于外币报表折算差额所致）、无固定使用寿命电力生产许可证无形资产 8.02 亿新币（40亿元，从未摊销）。下面看一下盈利情况（单位是亿元新币）：
2020年情况：公司全资拥有的新加坡大士能源有限公司（「大士能源」）全年机组安全稳定运行，全年累计发电量市场占有率为21.4%，同比上升0.7个百分点。新加坡项目（中新大士合并）税前利润人民币1.31亿元，较上年同期的亏损人民币5.69亿元减亏增利人民币7.00亿元。巴基斯坦萨希瓦尔燃煤电站是中巴经济走廊首家投产发电的大型燃煤电站，极大缓解了巴基斯坦电力短缺局面。巴基斯坦项目于二零一八年十二月三十一日纳入合并报表范围，二零二零年税前利润为人民币7.38亿元，较上年同期减少人民币0.01亿元。新加坡业务营业收入同比减少 19.26 亿元，较上年同期下降 15.05%，主要原因是新加坡市场电价下降。巴基斯坦业务营业收入同比减少6.79 亿元，较上年同期下降 14.13%，主要原因是受新冠疫情影响电量下降。根据评估结果（对依据有兴趣的可以看年报或者上面提到的公告），2020年大士能源的商誉不存在减值(2019年:无)。
综合上面看，大士能源乍一看是个坑，但很难说肯定是个坑。毕竟也辉煌过，未来也有可能辉煌。2021年12月3日据彭博社报道，新加坡本地电力批发价已经上涨至每兆瓦时4499新元（约3293美元），而就在本周二该价格仍为每兆瓦时323.61新元（约236.6美元），涨幅高达1290%，创下了历史最高纪录。就算是323.61新元，折合（目前汇率4.7左右）人民币约1500元，是广东电价的3倍多。所以预计大士能源今年也可能盈利，不会计提减值，除非管理层想来一次彻底的财务洗澡。
2.华能火电区域分布占优
华能的火电主要分布在江苏、浙江、广东、江西、河南、福建、上海、湖北，全国各地都有较大的规模；华电主要在山东、湖北、安徽、宁夏、河南、河北、四川、广东，其余各地就很少了；大唐主要在京津冀、内蒙、广东、安徽、云南、黑龙江、江苏，分布也比较广；国电主要在江苏、安徽、浙江、宁夏、内蒙、新疆、辽宁、山西，其余各地也比较少。国投主要在福建、天津、广西，其余各地几乎没有。
3.国投盈利水平优异
看ROE和ROA，国投明显高出一大截，水电、绿电的原料成本几乎为零的优势不言自明。
三、利润表
总体来说，综合电力股燃料成本占收入的比例超过60%，盈利水平依赖于电价和煤价的博弈，导致毛利率和净利率都相当低。
1.经营差异并不大。从供电煤耗水平和利用小时看都差不多，并无同行内的经营优势。这里列示的火电单位燃料成本只有华能是公布数，其他是计算数，不一定对：一方面受燃煤和天然气的比例影响；别一方面也受主要火电资产距离产煤区远近生产的运费影响。
2.减值计提是关键。大家都有问题资产，但华能计提特别狠。下面列一下表：
3.国企员工真幸福。看一下平均人工成本，都在20-30万元区间。相对我看过的物业和高教股6-7万元的人工成本，简直是天差地别。一方面可以说国企人浮于事，但另一方面也可以说民企在人工成本（特别是社保费用）上面的问题较大，需要谨慎对待。
4.会计准则有影响。华能H股2020年按国际会计准则编制的报告中归母净利23.8亿元，股东净利6亿元，基本每股收益0.04元，与A股差异很大。主要是由同一控制下企业合并会计处理差异及有关资产折旧及摊销差异-39.5亿元，以及由此差异产生的递延税项9.5亿元、归属于少数股东损益9.1亿元。主要是中国会计准则中同一控制下企业合并，固定资产等是按原来的账面价值记入合并后的企业的，而国际会计准则不区分是否同一控制，主要按公允价值（购买价）入账的，所以导致国内准则下的少计折旧等情况。而华电在这方面的影响为1亿元左右，可忽略不计。
5.经营现金流虽好但不要美化成自由现金流。就算一年几百亿的到期负债可以续借，但起码注意去掉当年需要支付的利息费用。
四、煤电联动分析
总体思路是取四家火电公司前两年的数据，推算出整体平均的煤耗成本和电价，再按照神华的长协价水平，假设电价上涨的比例，来预测今年价差亏损的幅度，以及明年三种假设下的盈利幅度。
1.2019年至2020年，火电行业的毛利率在13％-15％左右，主营业务成本之外的费用在9％左右，净利率在4％-6％左右。四家只考虑燃料成本的价差在1600亿左右。
2.2021年，假设煤价涨幅30％，发电量和电价均涨幅5％，则价差为1270左右，比2020年减少330亿左右，占收入比例为8％左右，意味着毛利率在6％左右，亏损幅度在3％左右。
3.2022年，假设按700的长协价，煤价大约比2021年再涨5％左右；发电量维持不变；电价假设在2021年基础上上浮5％、10％、15％（基本上没上浮5％，电价涨两分钱），则价差分别约为1340、1540、1740亿元（基本上间隔200亿），比2020年变化为-260、-60、140亿元，占收入比例分别为-6％、-1％、3％，大概的盈利幅度为-1％、4％、8％。也就是说明年电价上浮10％，火电盈利水平和2019-2020年基本相当。不知道这个结果达成的概率有多大。
4.至于各家的水平，由于盈利和亏损的幅度都相当有限，还是要看计提减值和处置资产的情况，最大如华能，大概今年火电业务也就亏损50亿左右，毕竟前三季度还略有盈余，全年应该也还好。
5.的确可能如机构和大家预计的一样，电价涨幅对于火电的盈利敏感度很强，涨幅越大，数量级越高，值得期待。
五、风险点
下面是华能报告中的风险分析，我觉得值得一读，直接复制过来看一下：
1.减值风险：很难判断无效及低效资产到底有多少，当年会计提多少。
2.电力行业及市场风险：
（1）随着中国及全球有关国家碳达峰、碳中和目标及相关政策的提出，未来大量新能源项目规划及投产将对传统火电业务造成直接冲击，机组利用小时可能持续下降、部分小机组根据政策要求和实际运行情况被迫关停以及其他限制火电的相关政策等都将对公司境内外火电业务产生负面影响。
（2）中国境内煤电机组的定位将逐步从电量型电源向电力调节型电源转变。当前， 容量回收成本机制的缺失、辅助服务市场的不健全以及单边降价的电力市场导向，制约了发电成本的有效疏导，加大了火电业务的经营风险。
（3）未来中国部分区域将执行更加严格的“能源双控”政策，部分高耗能用户用电受限，区域燃煤消耗总量受限，对火力发电影响持续存在。
（4）随着中国电力市场改革进程进一步加快，直接交易规模不断扩大，现货市场试点全面推进，新能源开始平价并进入市场，特高压输送电对发达地区电力市场产生冲击，预计市场竞争将更加激烈。同时公司市场交易电量比例将继续扩大，结算电价存在下行风险。
公司将把煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，同时加快新能源跨越式发展，优化调整公司能源结构。加快煤电结构优化升级，通过淘汰、替换、转型，向清洁高效煤电、灵活性调峰、热电冷多联产、污泥耦合发电、综合能源服务等方向发展。主动参与市场建设，发挥稳定市场作用。
3.燃料采购市场风险：
（1）国内煤炭市场，主产地安监环保政策、矿难、恶劣天气等对煤炭供应影响很大； 同时，大型煤炭企业合并重组，煤炭产能继续向山西、陕西、蒙西等地区集中， 火电企业议价能力进一步减弱。
（2）国际煤炭市场，经过前期减产，对国内市场的补充功能或将被动降低。
（3）2021年，伴随全球经济复苏，中国宏观经济持续向好，耗煤量较大，对电煤供应影响加大。同时，清洁能源快速发展，火电的调峰作用进一步加强，再加上电力现货市场推进，发电量预测难度加大，燃料采购的不确定性增加。
公司将密切跟踪煤炭市场变化，加强政策及市场形势的解读研判，持续提升公司燃料集约化、精益化管控水平，打造长期稳定的供应商队伍，抓实源头资源挖掘，降低采购成本，保证燃料稳定供应。
4.环保风险
公司所属燃煤发电厂的新建机组均配备了技术先进、功能强大的烟气净化系统，其他机组也已按中国政府的要求完成了超低排放改造，对天气状况、燃料品质、电热负荷等内外因素的波动具有良好的适应性， 通过了地方环保部门的验收，获得了能源监管机构的认可。根据生态文明建设的现状和需求，中国政府还在不断地完善和深化包括但不限于京津冀、长江经济 带、珠三角等重点区域的环保政策，在水体保护、扬尘治理等方面提出新的、更严格的要求，公司各级机构认真研判社会舆论的走向，积极跟进环保部门的关切，谨慎选取先进、适用的 技术方案，在改进废水处理系统、建设煤场封闭设施、完善灰渣综合利用等方面有所作为， 各类环保风险得到了及时的响应和有效的化解。
5.利率风险：这个倒是有点利好，假设明年下降10BP，1000亿元负债就可以减少1亿元利息。
六.结论
综合考虑，火电综合股煤电联动对盈利水平有改善，但同时也决定了不可能暴利；调峰价值和绿电发展优势凸显，但前景要看政策力度和各自禀赋，所以维持30％的仓位配比，看看形势再说。
不考虑估值的话，倒是国投相当有看点。考虑到煤炭行业有些暴利，冬季高峰即将过去，新能源新增装机发挥作用，加上扩产因素，价格有下行风险，准备将10％的陕煤部分或者全部换到国投。