内蒙华电历年各项成本对比
由下表得,历年的电力成本波动主要在83%-95%之间,热力成本在113%-153%之间,煤炭在35%-37.2%之间;热力销售增大越多,公司亏损越大,这个投资越多,亏损越多,目前还在不断增长,远期看以后亏损估计到5亿左右。电力销售成本波动主要是煤炭波动,后续煤炭供应越来越多,本身能够平稳煤炭价格能力越强,按照成本85%计算,因为开采煤炭增量的成本固定折旧稀释,成本越来越低,按照37%计算,因2022年的电价基本达到顶峰,后续价格很难超越。
2022 | 2021 | 2020 | 2019 | |||||||||
分行 业 | 营业收入 | 营业成本 | 成本比率 | 营业收入 | 营业成本 | 成本比率 | 营业收入 | 营业成本 | 成本比率 | 营业收入 | 营业成本 | 成本比率 |
电力 销售 | 207 | 176 | 85% | 164 | 156 | 95% | 139 | 121 | 87% | 131 | 108 | 83% |
热力 销售 | 4.9 | 7.6 | 153% | 4.6 | 6.7 | 146% | 3.7 | 4 | 110% | 2.97 | 3.34 | 113% |
煤炭 销售 | 17.5 | 6.5 | 37.2% | 20 | 6.7 | 35% | 9.7 | 5.6 | 58% | 9.6 | 4.6 | 48% |
由下表得,历年的火电电力价格逐年上升,由236元/兆瓦时)上升到345元/兆瓦时),风电价格基本持平,是什么原因助推上升,这个上升的动力是否能够长时间维持呢?根据相关报道,只要是2021年后,西电东送特高压贯通后,有效消纳内蒙的电力,分流一部分电力到华北地区,以及环保要求,企业用电基准基础上,耗能较大的企业上浮20%的价格,目前长江电力上网电价是0.21元/千瓦时远低于内蒙华电上网价格,对比全国上网平均电价2020年,2021年,均在0.33元-0.337元左右,供应北京天津大约是560-570元之间,华北地区维持平稳价格波动不大,蒙西价格随着风电增加,预计会有下降趋势,待后期验证。
经营地区/发电类型价格 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 |
内蒙古蒙西地区 | 378 | 320 | 246 | 247 |
火电 | 377 | 313 | 236 | 240 |
风电 | 375 | 404 | 385 | 375 |
内蒙古蒙东地区 | 430 | 415 | 428 | 450 |
风电 | 430 | 415 | 428 | 150 |
华北地区 | 349 | 290 | 279 | 265 |
火电 | 345 | 285 | 279 | 265 |
由下表得,历年的电量增量主要在蒙西地区,而且主要是火电方面,华北地区的用电量基本维持平稳,基本的耗电都在内蒙古消化,目前内蒙的GDP增长在6%左右,风电于光伏的增量预计两年后持平,3年后内蒙消耗不完电量,价格将会有下降趋势,唯一指望就是特高压外送。
经营地区/发电类型发电量 | 2022 | 2021 | 2020 | 2019 |
内蒙古蒙西地区 | 358亿 | 337亿 | 349亿 | 308亿 |
火电 | 340亿 | 317亿 | 331亿 | 292亿 |
风电 | 16.5亿 | 19亿 | 17亿 | 15.8亿 |
内蒙古蒙东地区 | 1.9亿 | 1.9亿 | 1.9亿 | 1.6亿 |
风电 | 1.9亿 | 1.9亿 | 1.9亿 | 1.6亿 |
华北地区 | 250亿 | 233亿 | 226亿 | 244亿 |
火电 | 236亿 | 224亿 | 226亿 | 244亿 |
风电 | 14亿 | 9亿 | 0 | 0 |
由以上得,内蒙华电总体电价和电量都处于量价齐升的状态,什么原因导致价格波动如此大?个人觉得就要聚焦到煤炭价格波动上;而且对比全国用电上网价格,火电已经超过平均价格,后续用电价格应该下降趋于330元/兆瓦时附近。大概收入应在610亿*330亿=201亿左右。
生产同样的电,570亿,消耗的燃料成本在61-103亿之间,340亿*0.07元=24亿,加上多出来的2.6亿,共计多出27亿左右。42-27亿=15亿,这个15亿就是煤炭波动价格多出来的。2022年正是煤炭价格高峰期,它的利润为17.6亿,按照电价下降10%计算,利润减少6亿,煤炭价格下降到稳定水平中线,节省成本7.5亿,风光发电增量较少,作为安全垫,保底业绩位于19.1亿附近,如果考虑增加通过审核的300万吨煤炭审批,后续还能增加3亿的利润,总计22亿,按照目前估值220亿,正好是10PE附近,分红率70%,是一个可以考虑的标的,按照最不利情况,业绩越15亿,估值约14PE。估值在150亿-290亿区间波动均为合理区间。