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投资者关系

大唐发电2015年中期业绩发布会投资者问答记录

一、公司中期业绩发布推介材料

女士们,先生们,各位朋友大家好!很荣幸由我代表大唐发电的管理层向大家介绍公司2015年上半年业绩和业务的进展情况,分析市场政策环境,展望公司下半年经营形势&。我的介绍分三个部分&。

第一部分,2015年上半年经营业绩及分析;

第二部分,2015年上半年市场政策环境分析;

第三部分,2015年下半年业绩前景展望&。

 

第一部分,2015年上半年经营业绩及分析&。

截止到2015年6月底公司装机容量达到41522兆瓦,比2014年底增长了0.43%&。上半年发电量累计完成870.03亿千瓦时,同比降低4.32%,公司控股参股的煤矿产量有所增长,上半年累计完成1995万吨,同比增长20%,聚丙烯产量完成1.38万吨,同比下降79.77%&。

公司2015年上半年主要财务情况&。受电量下滑和电价下调影响,公司2015年上半年实现营业收入316.09亿元,同比减少9.29%,公司归属于母公司股东净利润完成20.44亿元,同比增长3.5%&。每股盈利实现0.1536元,同比增长3.5%,公司合并资产负债率79.1%,比2014年下降0.03%&。上半年公司进一步优化债务结构节约财务费用1.23亿元&。

2015年上半年控股电厂共计177兆瓦容量投入商业运营,公司管理装机容量同比分别增长0.43%和1.98%,公司发电能力继续提升&。2015年上半年公司电源结构持续优化,煤电机组占总机组比重同比有76.15%降低到75.82%,清洁能源占比进一步提升,截止到2015年中公司清洁能源装机容量比例由2014年的23.85%提高到24.18%,水电,风电和光伏分别在12.37%,4.38%和0.46%&。

2015年上半年公司发电机组利用小时同比有所下降,上半年全口径机组平均利用小时实现2096小时,同比降低200小时,其中火电机组平均利用小时实现2252小时,同比下降270小时,水电机组平均利用小时1465小时,同比增长183小时,风电机组平均利用小时实现1043小时,同比略有增长&。公司利用小时与全国平均水平相比,上半年公司全口径利用小时高出160小时,火电高出94小时,水电低出47小时,风电高出42小时&。

2015年上半年公司电力板块优势明显,火电业务效益突出,上半年电力业务实现盈利61.87亿元,创历史新高&。2015年上半年火电合并实现利润56.8亿元,占电力板块总利润的91.8%,水电、风电与光伏发电均将实现盈利&。

下面对公司2015年上半年发电成本结构和变动情况进行回顾与分析,上半年公司成本管控成效显著,在成本结构中占比最大的燃料成本占利润成本的比例达到49.99%,较同期54.06%有显著下降,主要原因是受市场煤价下降的影响,上半年(不含燃气)单位燃料成本实现137.72元/兆瓦时,同比降幅为15.54%&。

2015年上半年公司继续加大节能和环保治理工作&。包括二氧化硫、氮氧化物、烟尘和废水在内的主要污染物排放物指标不断优化&。上半年公司累计脱硫投运率达到100%,脱硫效率达到57.04%,脱硫综合效率达到97.04%,累计脱销投运率达到99.56%,脱硫效率达到81.99%,脱硫综合效率达到81.71%&。单位供电煤耗有较大下降,上半年单位供电煤耗达到304.72克,同比降低5.23克&。根据国家和地方政府的要求,公司共安排28台机组总容量为9440兆瓦进行超低排放改造&。上半年公司完成两台机组共计660兆瓦容量的超低排放改造工作,下半年确保完成6台机组1720MW容量的超低排放改造工作,力争完成20台机组7120MW容量的超低排放改造工作&。

2015年上半年公司在项目前期工作方面取得了显著成绩,截止7月底公司共计九个电源项目获得了核准,共计4877兆瓦,其中火电项目为广东雷州火电,内蒙锡林浩特火电,河北唐山北郊热电,辽宁葫芦岛热电,共计4720兆瓦,乌江银盘水电增容45兆瓦,平湖风电项目共计30万兆瓦,光伏项目3个共计80兆瓦&。

下面介绍公司煤炭业务方面的情况,2015年上半年煤炭总产量有所增加,公司4家参股煤炭企业原煤产量实现1995万吨,比去年同期增加了333万吨,但是受市场因素影响,总体效益持续下滑&。蔚州矿业上半年亏损6370万元,同比增亏4539万元,同煤塔山上半年实现投资收益8769万元,同比增利41万元,锡林浩特矿业上半年亏损2.59亿元,同比增亏0.16亿元

下面介绍一下公司煤化工方面的情况,2015年上半年公司积极推进煤化工重组工作的同时,更重要的是煤化工业务管理实现了安全生产,环保达标的目标&。其中多伦煤制聚丙烯项目2015年上半年完成环保改造和甲醇合成装置气冷反应器检修,累计生产聚丙烯1.38万吨,同比减少79.77%&。2015年上半年累计亏损15.55亿元,同比增亏3.13亿元&。

第二部分   2015年上半年市场政策环境简要回顾&。

2015年上半年受经济结构调整影响,全社会用电量仅增长1.3%,增速同比回落4.1个百分点&。截止到6月底全国规模以上电厂装机容量达到13.6亿千瓦,同比增长8.7%&。上半年全年发电设备累计平均利用小时实现1939小时,同比下降151小时&。其中火电平均利用小时实现了2158小时,同比下降217小时&。2015年上半年,受宏观经济运行以及环保压力增大的影响,主要耗煤企业需求量大大减少,导致煤炭市场供大于求,促使煤炭价格大幅度下降,并保持低位运行&。预计下半年,煤炭价格继续保持在低位运行,当然有可能煤炭企业生产调整会使煤炭价格略有上升的趋势&。

3月份国家发布了中共中央九号文件,正式开启了新一轮电力体制改革&。新电改要解决我们五个方面的问题&。第一市场交易机制缺失,资源利用效率不高;第二价格关系没有理顺,市场化定价机制尚未完成形成;第三政府职能转变不到位,各类规划协调机制不到位;第四,发展机制不健全,新能源和可再生资源开发利用面临困难;第五,立法修法工作相对滞后,制约电力市场化和健康发展&。

新电改近期的突破点主要是在大用户直供以及售电侧放开&。新电改后将有越来越多的电量采用市场化的方式进行交易,包括大用户直供的方式;在电力供应相对过剩的情况下,市场化交易的电量(包括大用户直供)其交易价格将明显低于政府管制价格(各类标杆上网电价)&。

第三部分:2015年下半年业务前景展望&。

首先公司将进一步提升电力板块的盈利能力,煤电方面,利用下半年夏季供电高峰和冬季取暖积极抢发电量,进一步降低煤耗,压低煤价;燃机方面争取更多的发电量并网,同时争取政府补贴及时到位;水电,风电,光伏等新能源通过优化调整,增发电量,同时减少弃水,弃风,弃光现象;核电方面,由于宁德三号机组投运,而且二号机组大修完成,争取下半年能够大幅度的增加电量,进而大幅度的提升投资收益&。

其次,下半年将尽可能的降低非电项目的亏损&。煤制聚丙烯项目,甲醇气冷反应器泄露缺陷消除后,整体装置重启后运行状态良好&。6月份以来三台气化炉连续大负荷并列运行,创造了甲醇日产量的历史新记录,有利于下半年的减亏&。煤制气项目,A单元重启后恢复并网运行,完成了限制产能提升的动力车间环保改造,天然气结算问题也得到较好解决&。煤制化肥项目,目前生产稳定,单耗水平不断降低,已进入良好的运营状态&。锡林浩特矿业,能够保障克旗,多伦项目的煤炭供应,随着克旗,多伦产量的提升,煤炭产量将增加,有助于下半年控亏减亏&。再生资源项目,上半年实现同比减亏,设备运状况不断好转,主要能耗、物耗持续降低,预计下半年将持续减亏&。

公司下半年的总体工作目标是全面提升公司的整体竞争力和盈利能力,重要举措:第一,抓好亏损企业的治理,提升发电企业质量;第二开展增收节支活动,提升企业经营效益;第三,确保在建项目按计划投产,年内实现抚州1号机组以及黄金坪4台机组如期投产,总装机容量达到1800兆瓦,进一步提升公司的发电能力,调优公司发电结构;第四,努力推动煤化工重组和母公司火电资产注入&。下半年在做好运营工作的同时,要特别做好公司十三五发展规划的编制工作,公司十三五发展规划将坚持价值思维和效益导向,以提高发展质量和效益为中心,以打造发电升级版为主线,以科技创新为动力,主动适应经济发展新常态,加快推结构调整,实现发电主业高效清洁可持续发展,将公司建设成为核心竞争力突出,具有较强持续发展能力的能源企业&。

二、投资者问答

提问1:目前煤化工运行良好,是不是表示着我们以前没有解决的问题都解决了,以后煤化工项目能够比较平稳的生产,不会有临时大型检修或者只是暂时的良好而已?

答:不仅资本市场在关注煤化工,整个社会都在关心着我们国家的煤化工,大唐只是在煤化工领域走得比较快的一家公司&。到目前为止,我对生产态势“良好”的理解是,我们现在开工的情况要比以前要好了&。为什么这么讲呢?从多伦来讲,上半年的产量虽只有1.38万吨,因为从2014年8月份我们收到内蒙古自治区给多伦下达的停产整改令,到今年2月整改完成&。3月1日启动设备生产,我们采用的中国第一个国产化的甲醇反应器又出现新的问题,4月1日停机检修至6月13日才恢复生产&。在这种情况下,我们产量是1.38万吨&。在这段生产过程中,气化炉连续运行57天,过去最长的记录是44天,且期间实现三台炉75%负荷下连续运行&。甲醇的最高产量达到了3782吨,相当于77%的负荷率,三台炉平均80%以上的运行达到了52天&。从这些方面来讲,个别技术问题正在逐步得到解决,技术指标也在不断创新高&。但是其他常规气化炉相比,项目还有需要改进的地方&。在前几次交流会上也谈到,多伦的气化炉是世界上第一套以褐煤为原料的壳牌气化炉,世界上第一套单炉投煤量为2875吨的气化炉也是第一台六烧嘴的壳牌气化炉,这三个第一合在一起,给我们造成了很多的困难&。但是通过我们的技术改进,取得了一些成绩&。从这些数据来看,负荷率应该能达到50%,60%,和过去比起来要好很多,也是我们生产经验不断积累的结果&。

克旗过去所遇到的气化炉腐蚀问题,到目前为止没再出现&。腐蚀的机理虽然没有完全得到认识,但是采用堆焊的处理办法后,从去年1月份到目前为止没有再出现腐蚀,没有再出现泄露,累计周期已经超过了330天,应该说已经得到了初步的解决&。当然我们还在进行研究,既然是国家的示范工程,我们希望在科研上做出一些工作&?似斓钠杏幸惶尤ツ11月17号到今年7月17号一共生产了240天,另外一台气化炉连续运行163天,在国内是比较先进的水平&?似斓钠鞘澜缟系谝惶40公斤压力的气化炉,而且是国产化的&。作为一个示范工程,承担着科研任务,我们在生产运行过程当中逐渐的摸索,为后续煤制天然气,煤制烯烃项目在汽化等各个方面积累经验&。

提问2:关于公司煤化工业务重组谈判进度怎么样?

答: 重组工作,从去年的7月份启动以来,得到了国资委和控股股东大唐集团的高度重视&。从尽职调查、审计评估到具体重组框架的设计,这些工作基本上都是在稳步的推进中&。目前,国资委面对的央企改革任务是十分繁重的&。特别是今年以来,一些国企重组工作也在推进&。无论是从国资委还是从控股股东大唐集团公司的立场上看,这项重组工作原来的方向没有变化,还是在继续推进当中&。但是时间上比我们预想的要晚,原来预想在14年年内能够结束,后来我们想能不能在2015年上半年结束&。但是在推进过程当中遇到了一些不确定因素,从现在来看,我们预计在年内将重组工作完成,这样我们就能在十二五的收官之年完成调结构的任务,这是我们最大的一项任务&。

提问3:公司财务报告在国际准则下,联营公司的投资收益都增长得比较多,除了宁德核电之外还有其他的增利因素?

答:企业投资收益确实今年上半年同比有较大的增长,增长主要体现在两个地方,一个是宁德核电,一个是北京的房地产项目&。宁德核电贡献了两个多亿,今年上半年进行了大修,创造了单台机组大修最短时间记录&。第二是北京的上善若水项目,是一个参股的房地产项目,按照央企投资要求项目收尾之后会退出,也拿到了预售许可证,我们是参股&。主要是这两个项目,影响近四个亿的投资收益增长,其他基本上是比较稳定&。

提问4:母公司承诺在今年十月份注入河北公司资产,公司现在有什么具体的想法和做法?

答:关于大唐集团注入火电资产的问题,也是受到了市场广泛的关注,从股权分置改革以来,大股东承诺在适当时候将河北公司的资产注入公司&。今年大唐集团公司再次承诺,将集团公司河北公司的火电资产在10月份之前注入到大唐发电&。这项工作从业务层面已经启动,在研究如何进行注入,从操作技术层面已经开始研究和讨论&。当前我们面临着煤化工重组和大股东资产注入这两项比较大的资本运作工作&。这两项工作在操作层面上会受很多的不确定因素影响&。大唐集团承诺注资这项工作,会受到煤化工重组进程的影响&。煤化工重组在推进过程当中,有它自身的复杂性,有它的一些不确定性&。当然我们寄希望于今年能够完成煤化工重组及河北发电资产的注入&。我们在做十三五规划的过程中也是按照完成河北资产注入来考虑的&。当前煤化工重组的进程,在操作层面上会影响到母公司注资工作完成时间&。

提问5:公司在国家启动新一轮电力体制改革之际有什么计划?同业公司已经逐步成立了售电公司,我们有什么具体想法?

答:今年三月份国家下发了关于进一步深化电力体制改革若干意见,启动新一轮的电力体制改革&。下发的若干意见精神主要是要有序放开输配电以外的电价,向社会资本开放售电业务,放开公益性和调节性以外的计划电量,推进交易机构独立运行&。这次售电业务的放开,也将成为各大发电企业关注的焦点&。目前五大配套文件国家还在酝酿当中,虽然推行了七个试点,但是基本都还在等国家配套文件发布后才会进一步推进&。新一轮电改符合当前电力行业发展的新常态,有利于社会,也有利于发电企业健康发展&。对各大发电企业来讲,有机遇也有挑战&。

在新的一轮电改过程中,公司将抓住机遇,迎接挑战&。具体讲就是要做好两方面能力的提升&。一个方面要做好内在竞争能力的提升,努力加大投入,降低我们现有机组的能耗水平,从而全面提升我们在市场当中的竞争优势&。过去若干年来,公司一直在能耗降低方面做了大量工作&。近期,三部委下发了煤电节能减排升级与改造计划&。按照这个要求,公司做了近期三年的综合升级改造的规划&。在这个规划当中,公司安排了托电,潮州,宁德、张家口等九个厂大概20余台机组升级改造的任务&。实际上就是要降低能耗水平,提高我们自身的市场竞争力&。第二方面,要做好市场应对能力的提升&。这次电改按照中央总体的框架要求,就是要管住中间,放开两头&。放开两头有两块重要的市场,一个是大用户直购电市场,一个是售电侧业务市场&。对于大用户直购电,大唐国际相关的十一个火电区域,除了京津唐地区外,其他区域都已开展或正在启动大用户直购电&。公司多年来在这些领域努力开展政策研究、市场分析、成本测算、加强与大用户沟通,并取得了一定的成果&。今年1到7月份,公司在大用户直购电方面已经拿到了70亿度的签约电量&。预计后几个月,云南,辽宁,福建等一些区域还有一些空间,公司全年有可能拿到80亿度到85亿度的大用户直购电量,相比去年大约增加一倍&。随着电力体制改革的进一步深化,大用户直购电交易规模将进一步扩大,公司在这方面也做好了充分的准备,加强人才培养,加强能力提升,通过扩展市场占有份额来获取我们的盈利增长空间&。关于售电侧业务放开这项工作,公司将紧跟电改的节奏,密切关注,跟踪下一步五大配套文件的出台,在市场竞争较为充分的地区,公司市场占有率较高的地区,公司将积极争取参与售电侧业务,通过售电侧业务的参与确保公司在市场竞争当中处于有利位置&。

提问6:克旗煤制气项目投产计划是怎么安排的?今年上半年的气价到底是多少?

答:按照相关规定,设备要达到设计预期的生产能力后才能转为固定资产&。但是因各种原因,克旗的生产设备还没有达到转固条件&。今年上半年产量大数是3.2亿标方,按设计产能应该达到6.67亿立方,从这种角度来讲没有达到转固条件&。

第二,关于气价的问题,今年四月份国家下发了一个关于气价调整的文件,尽管这个文件不是直接针对煤制天然气的,但是大唐和中石油之间的天然气合同里面有调整机制,经协商后的执行价格是2.47元,调整前的价格是2.75元&。 上半年的加权平均价格是2.58元&。

提问7公司在一季度和二季度的标煤价格和同比去年有多少变化,较年初有多少变化?上网电价在未来一段时间进一步下调的可能性是多少?

答:关于标准煤单价问题,从去年年底到现在煤价一直在下行,2014年12月份标准煤价是470块钱,到3月份达到460块钱,降了十几块钱,现在到六月底是达到了376块钱,总体1到6月份标煤单价是438块钱&。下半年我们认为煤的价格还是基本平稳的, 7、8、9月煤价应该不会上升,从10月份供暖开始后会加大需求,结合上游煤炭企业限产提价,后三个月煤价会提升&。

电价下半年会不会有所调整,这个事情我们一直和发改委保持着沟通&。从现在的情况表明下半年应该不会调整电价&。因为电价调整条件是以年为周期、超过5%时才进行煤电联动&。今年是4月20日调整了电价,从周期条件判断,今年下半年调整电价的可能性相对比较低&。

提问8今年以来央行三次调整贷款基准利率对公司融资有什么好处,现在公司融资成本是多少?

答:今年国家央行几次下调基准贷款利息,对实体经济是利好&。公司利用这个通道一直和金融机构协商沟通,通过多种方式来降低融资成本,比如调整利率的调整周期,因为原来合同很多是按照年比较长的调整周期,调整后按季按月,能够尽快享受到利率下调的好处&。第二,整个利率下调期间,整个融资环境相对来说比原来宽松了,公司争取利率下浮的机会就大了&。第三,公司将加大力管理协调力度,组织有能力的企业提前还贷,节省费用成本&。上半年,公司的财务费用大概节约了2.5亿元,公司预计全年跟年初的计划相比,节约财务费用5亿元以上&。通过公司一系列的措施,能够比年初的预算节省很多&。目前为止综合贷款利率在5.3%左右&。

提问9:公司今年资本投资计划是怎么样的?

答:今年年初的时候,大唐发电大型基建的资本开支计划为177亿元,目前公司根据实际情况做了相应的调整,安排年度投资计划调整为197亿元,其中火电78亿元,水电67亿元,风电和太阳能发电10亿元,煤矿6.8亿元,煤化工30亿元,其他2.7亿元&。公司投资的方向更侧重于发电板块,今年公司核准了487.7万千瓦的容量,主要包括广东雷州2*1000MW,唐山北郊热电联产2*350MW,锡林浩特火电2*660MW,葫芦岛热电联产2*350MW,青海共和光伏三期10MW,青海格尔木三期50MW,河北丰宁风电20MW,浙江平湖风电32MW,乌江银盘水电有45MW的增容&。对此,公司在发电方面的投入力度相对加大了一些,预计在2017年、2018年,公司的这些优质火电项目将来会有一个比较集中的投产,公司发电板块盈利能力的进一步增长将在两年后有一个集中体现&。

提问10:公告里面也有说到今年的资本开支整年大概是197亿元,包括上半年的56亿元,为什么下半年的资本开支比上半年多很多?

答:今年年初确定年度投资计划时,因为时间紧迫,对煤化工项目投资计划暂未列入&。当时安排投资计划177亿元&。之后随着煤化工项目投资计划盘子的确定,以及新核准的电源项目实际需求的调整,公司年度投资计划调整为197亿元,较年初安排增加了20亿元&。而这些新核准的电源项目集中在下半年安排开工,因而上半年和下半年整个投资的进度是有差异的,这也是符合公司基建工程计划实际情况的&。

提问11:上半年直供电的电价和当地的标杆电价平均值是多少?和去年同期相比价差会不会有所增加?有没有一些省份和标杆电价相比价差特别大?

答:上半年1-7月份公司一共有70.01亿度的直购电合同签约量&。1-6月份是66.04亿度,较标杆电价降低了21.52元每兆瓦时&。结算的交易电量是28.55亿度,较标杆电价降低了30.72元每兆瓦时&。今年直购电价降幅最大的电厂是锦州热电,降低了85分/兆瓦时&。大用户直供电量相对比较集中的电厂有福建宁德发电公司、广东潮州发电公司&。总体看,今年的直购电降价幅度与去年同期相比,水平大体相当&。

提问12:假设今年年底有一些因素导致重组工作还不能完成,公司有没有考虑过后备的方案?比如先把资产放到母公司,然后再从母公司层面跟国资委协调&。

答:在煤化工重组过程中,这个方案曾作为备选方案之一经过论证&。但论证之后,国资委所确定的方案就是国资委主导、市场化运作&。如果重组工作年底前完不成,会不会把资产放到母公司?目前还没有这种考虑&。

提问13今年上半年福建的电价下调以后,宁德新投产的3号机组和即将投产的4号机组电价会不会用现在的火电标杆电价来做?

答:福建核电的价格已经确定,3、4号机组的上网电价和1、2号机组的价格是一样的,都是0.43元/千瓦时&。

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