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投资者关系

大唐发电2017年中期业绩发布会会议记录

主题:大唐国际发电股份有限公司2017年中期业绩发布会速记稿

时间:2017年8月16日

地点:上海

主持人:尊敬的各位投资者朋友们,大家下午好!感谢大家在百忙之中莅临现场,参加大唐国际发电股份有限公司2017年中期业绩发布会,我是主持人孙妍&。首先由向各位介绍出席本次业绩发布会的领导,他们是:大唐国际发电股份有限公司执行董事、副总经理、董事会秘书应学先生,大唐国际发电股份有限公司燃料管理部主任白福贵先生,大唐国际发电股份有限公司财务管理部主任孙延文先生,大唐国际发电股份有限公司证券事务代表魏玉萍女士&。

接下来有请公司执行董事、副总经理、董事会秘书应学军先生致开场词&。

应学军:女士们,先生们,非常高兴与在座各位投资者和分析师朋友们再次相聚,我谨代表大唐发电向各位朋友对大唐发电的关心和支持表示衷心的感谢&。

2017年上半年,全国新增装机5056万千瓦,受实体经济驱稳向好的影响,全国全社会用电量同比增长6.3%,保持了较快的增长势头,火电设备利用小时2010小时,同比提高了46个小时,但是电煤价格上半年依旧在高位运行,同比涨幅高达60%到70%&。与此同时,随着电力体制改革不断深化推进,上半年市场电量份额继续扩大,发电企业经营形势十分严峻&。面对新的严峻的经营形势,公司怀着自强不息的决心和信心,在完成煤化工资产剥离以后轻装上阵,凝神聚力,聚焦主业,对标一流,奋勇拼搏,上半年完成发电量906亿千瓦时,同比增长了10.52%,一改近年来发电量同比萎缩的态势,发电量实现大幅超发,时间过半,任务过半&。

上半年,发电板块利润总额实现22.42亿,公司煤机,燃机,水电,风电,光伏以及核电在内的发电业务各板块均实现盈利&。根据中国会计准则,公司2017年上半年归属于上市公司股东的净利润实现10.81亿元,同比下降了36.19%&。虽然业绩同比有所下降,但是在煤价爆涨且持续居高不下的严峻局面下,能够实现较低的同比降幅,已实属不易&。

下面由公司证券代表魏玉萍女士对公司2017年中期业绩做具体的介绍,之后我和其他同事将与大家就市场关注的问题进行深入的探讨&。谢谢大家!

魏玉萍:各位投资者分析师朋友,大家下午好!很荣幸由我代表管理层,同大家分享大唐发电2017年上半年的经营情况,共同回顾公司2017年上半年所面临的市场环境,并就公司下半年业务前景展望以及运营策略做简要的介绍&。

首先,先向各位介绍公司在过去六个月里取得的主要业绩以及业务进展情况&。

主要经营业绩方面,截至2017年6月30号,公司装机容量达到了47092兆瓦,同比增加了8.33%,上半年公司完成了发电量约906亿千瓦时,同比增长了10.52%,主要原因是全国电力需求增加,以及火电大幅超发,带动发电量整体形势上涨&。上半年火电较去年增长了94亿千瓦时左右,上半年公司累计的平均利用小时是2032小时,同比增加了104小时,增幅达到了5.39%&。上半年公司的平均上网电价为人民币370.08元每兆瓦时,同比降低了7.1元每兆瓦时&。

介绍一下公司的财务数据,上半年公司实现经营收入300.48亿元,同比增长了2.91%,实现归属上市公司股东净利润10.81亿元,同比降低了36.19%&。截至年中,公司资产总额实现2318亿元,比去年同期降低了约693亿元,降幅为23.04%,主要原因是公司对煤化工资产的剥离&。另外,公司资产负债率完成74.28%,比去年同期降低了5.34个百分点,主要原因也是公司煤化工板块剥离后,公司的财务状况有所改善&。

装机容量方面,2017年上半年,公司装机容量增长了2756兆瓦,公司装机结构进一步优化,其中火电的装机比重进一步下降,水电以及风电等可再生能源的装机比重进一步提高&。截至2017年年中,煤机占比为71.35%,燃机占比为6.14%,水电占比为17.18%,风电占比为4.65%,光伏占比为0.68%&。

从发电量方面看,公司发电量同比增加,市场电量占比也是大幅跃升&。2017年上半年,公司的火电发电量实现780亿千瓦时,水电发电量103亿千瓦时,风电发电量是20亿千瓦时,光伏发电量是2亿千瓦时左右&。总体来看,上半年发电量较去年同期增加了10.52%,主要原因是两个方面,外部而言,是全国电力需求增长强劲,同时风电、太阳能同比也分别增长了16.83%和9.45%&。就内部而言主要是公司各责任主体,针对公司市场化进程的不断深入,主动作为,把抢发电量工作贯穿全年,提前发力,特别在市场电量上争在先,抢在先,火电大幅超发带动发电量整体形势的上涨&。市场电量方面,公司上半年结算的各类市场电量大概是224亿千瓦时,同比增加了175%,占公司上半年总上网电量的26%左右&。由此可见,今年上半年市场电无论是绝对量还是在总销售量中的占比都比往年有一个大幅提升&。

公司的机组利用小时,2017年上半年,公司累计平均完成发电利用小时是2032小时,同比增加了104小时,其中火电是2219小时,水电是1411小时,风电是1146小时,光伏是840小时&。

公司电力板块的盈利情况,2017年上半年,公司电力板块共实现利润17.82亿元,其中火电盈利是16.71亿元,水电盈利是0.59亿元,风电企业盈利是4.45亿元,光伏企业盈利是0.67亿元&。同比而言,火电减利了35.71亿元,水电减利了4.89亿元,风电增利了1.26亿元,光伏也微增了0.1亿元&。利润总额同比减少,主要有这么几个原因:一个是标煤单价同比升高了252.92元每吨,影响利润总额减少了50亿元&。第二是发电量同比升高86.2亿千瓦时,影响利润总额增加了近10亿元&。第三是含税电价同比降低7.1元每兆瓦时,影响利润总额减少了约5亿元&。

公司发电成本方面,上半年公司累计完成入炉标煤单价(不含税)是595元每吨,同比升高每吨252元左右,涨幅达到了74%&。上半年,公司单位燃料成本(含燃气)为每兆瓦时195元左右,较上年同期上涨了68.72元每兆瓦时,不含燃气的单位燃料成本为184.33元,也比去年同期上涨了约77.63元每兆瓦时&。从2017年上半年经营成本结构来看,燃料成本占比约58%,折旧占比约21%,维修以及保养占比约为2%,工资以及职工福利占比约5.76%,地方政府税金占比大概是2%,其他事项占比约10.7%左右&。

公司节能环保方面,2017年的上半年,公司继续加大环保减排力度,公司主要的污染物排放指标连续多年实现同比较大幅度下降&。截至2017年年中,公司所属的发电企业已累计完成了60台发电机组超低排放的改造工作,其中今年上半年完成了两台机组的超低排放改造&。

公司规划建设方面,2017年上半年公司经核准的项目全部为清洁能源项目,共计核准了406.7兆瓦,其中风电是400兆瓦,光伏是6.7兆瓦,这些新核准的项目主要分布在内蒙古,江西以及海南等地&。2017年上半年,公司新开工的项目也全部是为清洁能源项目,共计开工了140兆瓦左右,其中风电是99.5兆瓦,光伏近40兆瓦,这些也是主要分布在江西、青海、辽宁等地&。

下面我们回顾一下上半年公司所面临的电力市场环境&。

从电力需求来看,上半年全社会用电量完成29508亿千瓦时,同比增长了6.3%,增速同比提高了3.7个百分点,延续了2016年下半年以来较快的增长势头&。第二产业用电量同比增长了6.1%,拉动全社会用电量增长了4.4个百分点,这是全社会用电量增长的主要动力&。第三产业用电量同比增长了9.3%,拉动全社会用电量增长了1.2个百分点,所占全社会用电量比重为13.7%,同比提高了0.4个百分点&。受2016年同期高基数以及一季度天气偏暖等因素影响,居民生活用电同比增长4.5%左右&。

从供给侧看,上半年全国新增装机容量5056千瓦,同比少投了643万千瓦,截至6月底,全国6000千瓦及以上装机容量是16.3亿千瓦,同比增长了6.9%,供应能力充足,煤电有序发展效果比较明显,煤电投资同比下降29%,煤电新装机规模同比下降了48%&。电源结构以及布局持续优化,新增的非化石能源发电,装机占比总体73%左右,比重同比提高20个百分点&。

从发电设备利用小时方面看,1—6月,全国累计平均利用小时是1790小时左右,比上年同期降低了7小时,其中水电是1514小时,同比降低了144小时,火电是2010小时,同比增加了46小时,风电是984小时,同比增加了67小时&。总体上看,上半年全国发电装机容量增速放缓,整体供需形势是宽松的&。

从市场化交易电量方面看,年初国家发改委、能源局在云南召开了电力体制改革座谈会,在会上透露出2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破了一万亿千瓦时,约占全社会用电量的19%,其中直接交易的电量接近8000亿千瓦时,预计2017年市场电量将进一步扩容,市场电量份额将进一步扩大&。从前面介绍公司的实际市场电量情况看,确实市场电量份额在进一步扩大&。

煤炭市场方面,其供应和价格走势将主要受政策因素影响&。今年以来,国家层面保供应稳煤价政策逐步实施,煤炭先进产能也陆续释放,但受到国家煤炭去产能政策以及阶段环保限产的制约,电煤供应总体偏紧,电煤价格依然在高位运行&。

下面就简单的介绍一下公司下半年的前景展望以及运营的对策&。

从电力市场宏观方面看,预计下半年全国电力供应能力总体是富余的,部分地区相对过剩,电力价格继续高位运行,市场交易电量规模会继续扩大,发电企业生产经营继续面临着严峻的困难和挑战,但是电价的上调将一定程度上缓解发电企业的经营压力&。

预计2017年下半年,全社会的用电增速会略高于4%,全年同比增长在5%左右,与上年总体上是持平的&。预计2017年年底,全国发电装机容量将会达到17.6亿千瓦,同比增速在7%左右&。预计全国发电设备利用小时可能在3720小时左右,其中火电设备利用小时将会在4150小时左右,好于年初的预期&。

就公司而言,下半年面临的机遇和挑战表现在以下两方面,从压力方面看,全国电力供应过剩局面尚未扭转,利用小时下行格局依然存在,煤炭市场量以及价格的平衡机制正在形成,煤炭价格虽整体平稳但居高不下&。从动力方面看,7月1号国家以调整电价结构的方式,提高了上网电价,取消了向发电企业征收的工业企业结构调整基金,为公司下半年的经营带来了一定的利好&。另外,电力行业的改革重组大幕已经整体拉开,煤电也将由主体电源逐步向“同时提供可靠容量、电量和灵活性调解能力的基础性电源”转变,加之正在着手实施的“绿证”制度,和将要开展的配额制等,电力行业的转型发展也是势在必行&。

为此,公司下半年将在下面几个方面继续努力:第一是继续保持全力抢发的拼搏干劲,力争区域对标领先,巩固并扩大抢发电量优势地位&。第二,优化煤炭结构的采购策略,加大优质长协煤采购力度,开拓低价市场煤来源,抓住市场机遇提高库存&。第三,把握“一带一路”建设、京津冀协同发展以及能源结构调整的战略机遇,优化公司“十三五”发展规划,调优火电结构,加速发展非水可再生能源&。

公司业绩暂时介绍到这里,谢谢各位!

主持人:接下来是问答环节,欢迎在座各位朋友踊跃提问,请各位在提问之前报一下所在的机构&。

提问:各位领导好!我是来自厚山投资的王龙,第一个问题,我看到二季度发电量比一季度发电量环比增长20亿左右,为什么销售收入二季度比一季度还要低5个多亿?第二个问题,上半年大客户直购电这块折扣大概是多少钱,跟去年同期比有什么样变化?第三个是宁德核电的,福建省在7月份降低了宁德核电三号机跟四号机的电价,中广核的公告说,新的电价执行是从三月的时候开始执行的,宁德核电三号机和四号机都是2016年投产,新的电价会不会追溯到以前的年份,比如以前多收的会不会退回去?第四个问题,能不能介绍一下7月份煤电基础电价往上调,综合到上市公司平均电价往上调,能够调到多少钱,这个会不会影响到年底的煤电联动,公司自己有没有测算过能往上调多少?最后一个问题,介绍一下未来两年到三年每一年新增机组投产的计划,这次煤电供给侧改革会不会对我们有所影响,会不会有一些在建的机组也停产?

应学军:我先回答第二个问题,大客户直购电,今年上半年一共是156亿度,平均降价幅度是每度电四分五&。2016年上半年大客户直购电是59亿度,平均降价幅度是每度电四分九,大客户直购电的降价幅度略微有所收窄,但也差不太多,去年四分九,今年是四分五&。

提问:华能中报说今年大客户直购电比去年少了四分钱左右,为什么我们只少了四厘钱?

应学军:可能由于区域结构不一样&。我们在京津唐地区比重比较大,去年我们在京津唐地区只做了60多个亿,其中送山东的降得比较多,但是今年准备做到230个亿,其中送山东有一部分,降价比较多,但是区域内降价幅度就非常低了,今年京津唐区域内降价幅度仅仅不到两分钱,量比较大,比例比较高,所以各个发电集团之间,这个数字的比较不一定能说明太多问题&。

我们今年跨省区的电量,今年发生了36个亿,这36个亿平均的降价幅度是一毛一分六,去年一年降价幅度在九分七,基本差不太多&。还有一块是替代电量,这部分电量今年的量比去年量上要少,去年大概十个亿,今年大概三个多亿不到四个亿,这部分降价幅度一毛一分一,去年是一毛二分三,这两个降价幅度差不太多&。从降价幅度来讲,这三部分电量应该跟去年差不太多&。

未来两到三年新增产能的计划,现在在建的火电机组,大概在建的有700万千瓦左右,这次有四个厂是面临缓建,加起来四个厂有475万千瓦左右,这四个厂要在未来两三年完成&。我们从今年开始加大了新能源,特别是风电的机组建设,新能源这块今年上半年投产了十五六万千瓦,目前在建的有五十万千瓦,还有二十六万千瓦下半年要进行核准,现在已经核准尚未开工的还有一百万千瓦&。未来的发展当中,风电的比例在逐渐增加&。水电在建项目,还有四川长河坝1台机组今年要投产,另外还有两个水电项目加起来20万千瓦,预计明年投产&。

提问:二季度跟一季度比,为什么二季度比一季度发电量多20亿度,而销售收入二季度比一季度还要低5个多亿?

孙延文:我们营业收入一季度电力板块的收入是134亿,二季度136亿,二季度虽然电量增多,为什么电力收入没有增那么多呢?主要是二季度市场电量占比增加,实际上一季度我们市场电量占比17%左右,到二季度到30%左右,所以虽然电量增加很快,但是收入没有增加那么快&。但是从两个季度而言,二季度的电力收入是要高于一季度的电力收入的&。

第二个问题宁德核电的情况,宁德核电应该是今年7月份,福建省物价局发了一个关于调整核电上网电价的文件&。这个文件出来之后,一二号机的电价是没有受影响的,主要是三四号机受到了影响,三号机变成了四毛零五,四号机变成了三毛七分二左右,但是具体的追溯时间还在跟政府相关部门协商,目前我们还没有确定&。

提问:还是会追溯的?

孙延文:也不敢保证说一定不会,但是至少我们会跟政府去争取,尽量维护企业利益,跟政府及时去汇报沟通,尽量减少影响,但是一点影响都没有这也比较难&。

第三个问题关于七月份这次调整电价的事情,这次国家取消了工业企业结构调整基金,腾出空间做了一个对煤机上网电价的调整,对大唐发电而言,综合起来讲,大概影响在八厘钱左右,对于下半年的收入影响会在3亿左右,因为这个调整只是对于计划内的,浙江是没有调的,对我们来说比全国的平均数稍微低了一点&。至于年底的煤电联动,从目前的煤价情况看,根据2015年国家发改委出的文件政策,从煤价和现在对比的情况看,应该是要调的,应该是触发了煤电联动的机制,但是具体调多少,怎么调,什么时候调,我们会积极向国家相关部门去汇报,争取按照煤电联动政策的机制去动&。但是动与不动,实际上不仅仅是考虑到企业,还有对整个社会的影响,所以大家也都习惯了,一般降价的时候很快,涨价的时候每次都有点慢,也相对来说比较困难,但我们都努力的去争取,因为现在煤价毕竟还在高价运行&。

提问:宁德核电一号机跟二号机没调,以后会不会也往下调,未来煤电价格往上走的话,三号机,四号机能不能调回去?

孙延文:现在核电也有一部分已经参与市场竞争了,至于将来会不会调,至少我现在不能准确地回答你&。但是,我们尽量去争取,因为现在整个电量富余程度还是比较大&。

提问:我是中信证券的&。我有三个问题,第一个问题关于市场化交易电量降价的部分,降价的幅度针对的基准标杆,是脱硫标杆还是整个加脱硫、脱硝、除尘、超低排放之后的一个标杆?第二个问题浙江调价的问题,浙江准备做批发市场,这次7月1号浙江省是不调了,还是正在讨论幅度的问题?第三,咱们对行业展望里面有一个电力行业改革,未来由主体电源逐步向可靠容量、电量和灵活性调解能力的基础性电源进行转变,其实我觉得这个影响还是比较深远的影响&。未来我们灵活性改造,我们怎么看待未来灵活性改造之后煤电参与调峰,定价的机制是怎么看的?

应学军:第一个问题,交易电量折合价格是按照全口径定价的,含着脱硫脱硝&。至于我们有一些特许经营,脱硫脱硝电价有的跟我们是特许经营关系,我们跟他们之间有时候还要谈一谈,但是你们看到的是全口径的&。关于灵活性改造,将来在电价上有什么政策?原来我们一些机组,过去计划时期,我们只要把我们安全生产搞好,将来就能有口粮吃&。随着供给侧改革的推进,越来越把这个计划电量推向市场,我们机组更多倾向于适应电网的需求,来争取更多的“粮票”,要走向用户,跟用户去谈我们的口粮问题&。随着电力需求新的变化,其中有提到灵活性的调峰问题,过去调峰基本按照60%,50%甚至到40%,现在随着新能源需求特征的变化,比如空调等等,白天和夜里的偏差比较大,造成需要我们的电厂有更深的调峰能力,这方面我们也是比较积极的,根据所在区域的电网对我们发电企业的要求,积极的推进&。现在我们在浙江区域,福建区域都有尝试,京津唐区域也提出这样的要求&。针对这方面,我们是跟着电网的节拍走,一旦有政策了,有要求了,那么我们在这方面逐步跟进,我们并没有提前主动去做,因为这块毕竟需要投入,现在政策基本是这样,现在有灵活性调峰,我可以给你加多少利用小时&。其他的区域,目前来看并没有特别要求,也没有特别的奖励政策&。

孙延文:刚才问浙江那个事情,据目前我们了解,浙江是不准备调的,实际上我们区域里还有一些没调,比如云南&。

提问:浙江那个工业企业结构调整基金之前收的那笔钱去哪了?

孙延文:这个钱去哪了现在没有说法,但是至少燃煤机组,上网电价它这次是不调的&。

提问:我是申万的王璐&。一季度和二季度煤价的平均数是多少?另外目前我们的长协煤的占比以及其中结算上月度和年度的情况?

白福贵:入厂煤采购价格一季度是588.96元,二季度是557.53元,上半年累计572.63元,是逐渐下降的趋势&。长协占比是这样的,全年一共长协订货订了4080万吨,占当时我们年度预算总需求量的大数是65%,现在看上半年实际采购煤量涨幅同比上涨了19%,结束了连续五年大幅度下降,从11年开始每年以千万吨级的速度下降,大唐国际2011年耗量超过了一亿吨,到去年大数到了六千万,整四年降了四千万吨,但是今年上半年大数增加了,上半年耗用天然煤量增加了597万吨,如果照这个速度增加下去,全年有可能同比要增加一千万吨,结束了四连降的历史&。今年上半年长协煤采购量是1316万吨,占总采购比重的42%,长协煤按时间的兑现进度来看,达到了77%&。沿海电厂长协煤兑现率达到了92%左右,总数量77%,比较少,主要是京津唐直达电厂,受资源还有运力影响,而且这部分还没有受到国家严格的监管,只是沿海电厂和港口煤国家有严格管制,京津唐还没有严格管制,所以这部分兑现率偏低,一个是资源,一个是运力的影响&。

提问:我是镕腾资产管理的马涛,太阳能在分布式能源这块是否有项目与政府合作,以及接入电网这块怎么样?

应学军:关于分布式能源,公司也在策划推进,因为下一步这也是发展的趋势&。实质推进的项目,目前只有一个分布式光伏项目,6700千瓦,位于海南&。

提问:我是国泰君安的研究员&。我们在各个区域做大用户直购之后,会不会影响到原来计划电的利用小时数,因为在河北地区貌似有些区域做得非常激进,拿到市场电,直接按比例把计划电减掉?

应学军:各个区域是不太一样的&。但是拿到市场电以后,大部分区域都是要减计划电的,只是减的比例不同而已&。各个区域的比例是根据各个区域的实际情况,主要还是发改委来做这个事情,实际上扣罚的比例不是太多&。比如我们送山东,在京津唐区域送山东的比例基本上是扣5%,但是有的地区可能扣20%,30%,这个比例都不一致.但是总体来讲,所有这些大客户直购电,扣罚基数电价的比例会在报价之前给提出来,不是一比一的扣,会稍微扣一点基数,让你在报价的时候测算报的比重价值,应该说大家都知道怎么算&。

提问:我是浦银安盛郑思恩,公司对定增的进展或者预期的进度大概是怎么样的?今年年内什么时候能够拿到批文?还有港股和A股价差还是比较大的,A股和H股要同时完成这样一个发行,公司认为能够最终落实的难度有多大?

魏玉萍:我来介绍一下定增的进展情况,自从今年6月份完成了证监会第一轮的回复意见之后,截至目前为止没有提第二轮意见&。据了解,在A股方面正在排队等待初审,了解的情况是现在再融资的公司比较多,如果按照一周有四五家公司能上初审会测算,估计我们上初审会的时间在九十月份之间&。第二,H股和A股的差价问题,H股是一个确定的价格,3月31号股东大会完成之后就已经确定了它的价格是每股2.26元,A股按照新政,价格现在不能确定,只有在发行的时候才能按照已经确定的原则确定发行价格,A股和H股的发行我们有一个条件,就是A股和H股都获得了相应的核准之后才能够进行发行&。现在股东大会也给了A股及H股发行相应股份数的上限,届时会结合核准下来之后的时机来确定发行价格,和大股东共同协商确定发行的时间,全面发行完成之后,我们初步测算大股东在大唐国际的持股比例应该不会低于50%,应该还是跟最开始的预测接近的&。

提问:我是中信建投证券的万炜&。关于央企的煤电重组,公司或者整个集团这边有没有听到新的方案,除了神华和国电之外,比如剩下的四大电力集团将来有什么重组计划?

应学军:市场今年以来一直传言比较多,现在我们看到国电停牌,神华也很神奇的在同一天进行了停牌&。因为重组工作,电力体制改革的推进速度比我们这些身处当中的发电企业的预期要快,但是跟国家计划相比还要慢,但是第一轮已经展开了,还是稳步在推进当中&。有没有第二轮?随着国企混改,包括电力体制改革,已经写进了政府工作报告,应该说是大势所趋&。但是真正到底怎么去改?目前我们还没有接到这方面任何行政方面的信息,当下还无法给你明确答复&。

提问:我是中金公司的刘佳妮,一个问题是关于上半年财务成本的水平大概是多少?特别是二季度对于一季度是不是有所增加?第二个问题,下半年整个煤价的走势公司怎么看?

孙延文:关于第一个问题,今年二季度相对于一季度,今年上半年相对于去年同期财务成本尤其是财务费用方面确实有所上升上升,今年上半年我们平均利率在4.5%,去年大概4.2%&。大家知道今年很多央企都取消了发企业债,主要是因为发债的利率比较高&。大家反过来去要贷款的额度,这样把贷款的价格也抬起来了,所以对我们来说整体财务成本确实是上升的&。

白福贵:下半年的煤炭走势主要是受政策影响,现在也不是买方市场也不是卖方市场,是政策市场&。去年下半年开始整个煤炭供需发生逆转,完全是因为国家宏观调控,去产能造成的&。从国家层面来看,将会继续持续出台政策,保供控价&。从长协煤的定价上看,基础价是535元,加上两个指数进行修正,535元是国家发改委认为比较合理的价格,但是从年初到现在一直远远高于这个价格6%以上,高于6%,它就认为不是在这个合理区间了,上个月是557,这个月是565元,又涨了8块钱,这是长协煤的价格,市场在640元到650元之间,应该说价格还是偏高的&。现在发改委密集出台释放产能的一些指导意见,特别是这月15号到17号,发改委会同国土资源部,环保部,农业部,能源局还有煤矿安全局一起到东三省进行实地考察、调研煤炭的供应情况,现在煤炭最紧张的就是东三省,尤其是黑龙江跟吉林,出现了硬缺口,如果这个硬缺口不尽快解决,今年的冬季供暖就没有煤,所以政府对保供应非常重视&。在释放产能的过程中也确实受到一些干扰,比如环保的检查,安全的检查,都是依法行政,但是这种检查对于煤矿的生产是有影响的,特别是在耗用高峰期,或多或少影响了部分产能,造成短时间供应紧张,煤价上涨&。现在看从主产煤省,山西、陕西、内蒙,安全检查,环保检查都已进入尾声,特别是内蒙古作为主要产煤省,70周年大庆正在进行中&。随着它的结束,应该说产煤量会有所增加&。现在是用煤高峰已经接近尾声了,应该说全年的耗煤高峰期马上就要结束,随着这个结束再加上国家释放产能进一步的显现,从供给侧有所宽松,我们认为煤炭的供应关系,现在虽然是平衡,但是偏紧,我想应该有一个明显的变化,也就是说9月份10月份供应应该相对宽松,价格应该有所回落&。到了冬季,北方供热又达到了需求的小高峰&。但是今年从国家决定新的产能释放,优质产能释放至少两亿吨,上半年只释放了九千万吨,也就是说下半年至少还要释放1.1亿吨&。虽然今年冬季有一个需求的小高峰,我们认为也不会比夏季供应偏紧的程度高,肯定达不到这个程度&。所以我们预测今年最紧张的是夏季,而且价格最高的也是夏季,所以下半年我们预测,主要受国家政策宏观调控影响,煤炭供应是趋于平衡的,煤炭仍然会在高位运行,不可能大起大落,但是小幅的回落是完全有可能的&。

主持人:非常感谢各位的踊跃发言,接下来有请大唐国际发电股份有限公司副总经理,董事会秘书,应学军先生致结束词&。

女士们,先生们,刚才魏玉萍女士代表公司向大家介绍了公司2017年中期业绩及相关情况,公司管理层也与大家就目前市场关注的问题进行了深入沟通,感谢各位朋友对公司的关注与支持,公司上半年工作取得了一定的成果,下半年公司面临的形势依然十分严峻,各项工作面临更多挑战,对此,公司将不遗余力,全力以赴,直面困难,迎挑战,抓机遇,创成果&。

2017年下半年公司所面临的市场形势可以用三个严峻来概括,一是电力市场竞争的形势异常严峻,随着电力体制改革深入推进,计划电量的比例不断压缩,市场电量降价幅度持续加大,下半年市场电量的占比还将进一步增大,增量保价的难度将会更大&。二是电煤保供控价的形势异常严峻,受煤价去产能政策影响,煤价仍总体高位盘整,下半年煤价的不可预见性还很大&。三是能源行业转型发展的形势异常严峻,依据政策导向,煤电将由主体电源逐步向同时提供可靠容量、电量和灵活性调节能力的基础性电源转变,倒逼火电企业转型升级,明年将启动可再生能源配额制和绿证强制约束交易,公司非水可再生能源不足的问题将日益凸显&。

与此同时公司也面临三大机遇,一是电价结构调整有利于增收创效&。7月1日国家以调整电价结构的方式提高上网电价,取消向发电企业征收的工业企业结构调整基金,对公司增收创效带来积极影响&。二是严格管控将抑制煤价的非理性上涨,能源主管部门加强推进优质产能释放,产能重组置换,强化产运需衔接,即去年长协令之后再次启动限价令,煤价有望向合理区间回归&。三是发展结构优化将为公司发展增添动力&。无论是去年煤化工顺利重组还是今年托电五期,长河坝水电顺利投产,以及加速推进的新能源项目的建设与发展,这些结构优化给公司经营带来新的活力,更为下一步优化发展奠定了良好的基础&。下半年公司将重点做好双优工作,一方面是全力以赴优化发展,加大新能源项目开发力度,加大精品工程创建力度,持续推进股票增发和资本运作等各方面工作,促进公司资产结构不断优化&。另一方面全力以赴优化运营,全力以赴做好安全生产,全力以赴抓好电量抢发,全力以赴降控成本费用,公司全体员工将凝心聚力,自强奋进,确保全年业绩实现既定目标,向股东和投资者递交一份满意的答卷&。最后,我代表公司对各位投资者和分析师朋友们,长期以来对公司所给予的信任与支持,致以诚挚的谢意!

主持人:今天的业绩发布会到此结束,再次感谢各位的积极参与,祝愿各位身体健康,祝愿大唐国际发电股份有限公司业绩更上一层楼,会后如有任何问题,欢迎大家通过电话等形式与我们进行沟通,再次感谢!

责任编辑:郝思剑    来源:证券与资本运营部

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