公司指引与信息
发电：年初制定了2020年发电量指引为4100亿千瓦时，对应的全国电量增速假设是4-5%。认为实际电力增速可能在2-3%。
煤价：1Q20入炉标煤单价730.51元/吨，同比下降5%。争取全年燃煤机组单位燃料成本同比下降3.5%左右。
长协煤：1Q20兑现率73.4%，长协煤占全部煤炭比例62.9%。目前已经签订的主要是陆运长协，长协基准价格下行15-30元/吨。在此基础上，月度价格根据市场情况另有20-50元不等的优惠。
市场电：1Q20市场电量占比33%，受疫情影响暂时较低，预计后续回升。市场电度电折价3.7分/千瓦时，1Q19为3分/千瓦时，折价扩大主因是华东、华中等折价相对较低的地区，发电量受疫情影响下滑较多，预计后续折价会收窄。
1Q20业绩
公司1Q20营业收入403.5亿元，同比下滑11.6%；归母净利润20.6亿元，同比下滑22.4%；折算EPS为0.11元，同比下滑31.3%。
指引
全年投产新能源机组420万千瓦左右。主动参与市场竞争，努力完成全年发电量4100亿千瓦时的目标。积极优化燃料采购策略和定价机制，争取全年燃煤机组单位燃料成本同比下降3.5%左右。降低资金使用成本，提升盈利能力。
年初做发电量预算时，是基于中电联对全国发电量4-5%的增长预测。目前受疫情影响，全年电量增速可能比年初的预计有2个百分点的下调。
Q&A
1Q20煤价
公司一季度原煤采购价格487.96元/吨，同比下降5.3%。折合标煤730.51元/吨，同比下降5%。
燃料成本
不含税标煤单价：1Q20火电是715.18元/吨，其中煤机667.88元/吨。
煤机单位燃料成本190.99元/MWh，燃机346.08元/MWh。
煤价展望
2Q20，国内疫情得到基本控制，但国际疫情蔓延，外贸需求受到影响，宏观经济压力较大。用电量增幅会延续低增长态势，新能源装机继续快速增长，清洁能源发电比例增加，对火电产生一定影响，对电煤需求形成抑制。
供给方面，国家核准的大型煤矿继续投产，供应将保持稳中有增。安全检查对煤矿生产的影响逐年弱化，煤矿生产处于较为充足的状态。国家统计局显示，1Q20全国煤炭产量8.3亿吨，同比仅减少0.5亿吨；3月煤炭产量3.4亿吨，同比增长9.6%。由此可以看出，虽然疫情对煤炭的供需都有影响，但从煤炭的生产情况看，产能基本恢复，但需求的恢复速度不及预期。
总体看，2Q20的煤炭市场将以宽松为主，煤价重心将逐步下移。从4月的秦皇岛价格来看，从4月初的520元/吨下降到近期的480元/吨，也印证了这一趋势。3Q20和4Q20，虽然市场仍有不确定因素，公司认为市场大概率仍是维持宽松局面。
1Q20煤炭长协
1Q20，公司长协比例是62.92%，同比增加2.5个百分点。在没有签订之前，部分长协是按照2019年的机制先延续进行供应，价格也在此前机制的基础上加上优惠。从煤炭购销的角度，已经有部分进行了结算。后续随着合同的签订，预计对燃料价格的影响是比较小的。
1Q20，公司长协合同兑现率73.4%，兑现率相对低一些，主要是受到疫情影响，2月煤矿复工相对延后，资源兑现受限。此外，供需双方对下水煤长协没有达成一致，也导致了兑现率偏低。
煤炭长协签订展望
截至4月20日，公司共签订电煤长协5754万吨，同比下降明显，占总需求的31.8%。下降的主因是下水的长协合同仍在谈判过程中。已经签订的主要是陆运长协，长协签订基准价格下行15-30元/吨。在此基础上，月度价格根据市场情况另行优惠，目前的优惠幅度大约是20-50元/吨不等。今年最终长协合同的签订量将视谈判的实际情况以及市场的实际情况进行调整。
关于下水煤的长协签订，仍在密切接触中，大的分歧在逐渐减少，具体的条款上仍有一定分歧。相信最终会达成一致。
对于长协合同的意义，整个行业都是非常重视的。尤其是从2016年煤炭市场发生较大变化以来，国家力推中长期合同机制，大家对长协的重视程度日益提高。在供应紧张时期，长协合同保障供应、稳定价格的作用是非常明显的。在供需宽松的情况下，长协合同如果有好的价格机制，也能起到很好的控价与稳定市场的作用。未来，煤炭市场仍有较多不确定性，因此中长期合同仍有较大意义。这也是公司继续加强中长期谈判的意义所在。
市场电量价
1Q20市场电交易电量261.35亿千瓦时，市场电占比为33%，该部分结算电价362.41元/MWh，相比1Q19下降了1.1分/千瓦时，相比标杆电价下降3.7分/千瓦时，降幅同比扩大7.67厘/千瓦时。
1Q20市场电交易比例偏低，也是受到疫情影响，各地的交易迟缓。预计后续交易比例将有10-20个百分点的上升。从历史看，一季度的市场电量占比在各个季度中也都是偏低的，一般各地都是年初开始布置工作，逐步加大交易力度。
市场电降幅受到疫情的影响，在西北等地区电价降幅稍大。未来待华东、华中等市场电折价比例较小的地区发电量回升，预计公司整体市场电折价幅度会收窄。
4Q19的电价较标杆电价偏低29.75元/千瓦时；3Q19折价30.12元/千瓦时。1H19是31.33元/千瓦时。
后续电价展望
公司综合电价受影响因素主要是地区之间发电量的涨跌结构变化，未来综合电价趋势与疫情的控制会有很大关系。如果华东、华中等电价相对较高地区的发电量能较快恢复，公司电价将较快恢复正常。
浮动电价
各地对新进入交易市场的中小用户，规定最高可以涨10%，最低可以降15%，但具体涨跌幅要根据市场情况与用户特性来决策。目前新进入的以中小用户为主，电量小，谈判能力总体偏弱，并且大部分用户电费占成本的比例远远低于之前的大用户，对降电价的预期也就弱。因此我们认为新进入用户的电价折扣应该是收窄的。
2月份国家发改委先后下发政策文件降低企业用电成本，电网企业承诺不向发电企业与政府性附加基金分摊降价责任。因此这项政策对发电企业也没有影响。
电量
截至4月21日，公司4月发电量同比下降6.33%，降幅较1Q20的下降17.9%已经大幅收窄。
全国西北、东北发电量较好，华东华中发电量相对较差。公司恰恰在华东华中的机组较多。
1Q分部净利润
燃煤16.26亿元，燃机2.46亿元，风电6.99亿元，光伏0.58亿元
成本降幅
1Q20营业成本环比4Q19下降了22亿元，其中燃料成本环比下降35亿元。收入结构中，1Q20电力收入占81%，329.42亿元；热力收入占13.46%，54.32亿元；其他的租赁、巴基斯坦业务等占4.9%，共16.76亿元。
1Q19境内营业成本290.48亿元，同比下降42.62亿元；燃料200.72亿元，同比下降43.27亿元。
资产减值
减值是按未来收益的折现来计算，与帐面价值比较，未来无法回收的差异就提了减值。石洞口、滇东、福建海港公司等，如果将来运营的结果与实际测试情况比较符合，且没有出现其他政策性或其他意外事项，应该不会有进一步减值。
绿证
这个是全国性、原则性的政策，各地要制定具体实施细则，目前还在制定具体政策过程中，公司的各二级公司也都在跟进。各地有的说按地区区分责任，也有的说按集团区分责任，各种说法都有。公司对整个华能做了测算，整体的消纳责任权重，不论是风电光伏还是非水可再生能源的消纳权重，均可以覆盖火电。最终要看各地的交易办法具体如何实施。