特变电工：2018年净利润20.5亿元 同比下降6.73%增收不增利

2018年，国内外形势复杂严峻，世界经济增速放缓，全球投资大幅下滑，国内经济运行稳中有变，变中有忧，经济出现新的下行压力，有效投资增长乏力，实体经济困难较多。面对错综复杂的国内外环境，输变电行业的市场需求与电力行业发电装机及电源、电网建设密切相关。根据国家能源局发布的2018年全国电力工业统计数据，2018年全国全社会用电量68,449亿千瓦时，同比增长8.5%；2018年全国发电装机容量19亿千瓦，同比增长6.5%，其中可再生能源装机达到7.28亿千瓦，同比增长12%，可再生能源发电装机占全部电力装机的38.3%，同比上升1.7个百分点，发电结构进一步优化。

2018年全国电网建设投资5,373亿元，同比增长0.6%，电网投资继续向配网及农网倾斜，110千伏及以下投资增长12.5%，占全部电网投资的57.4%，较2017年提高4.5个百分点；电源建设投资2,721亿元，同比下降6.2%。特高压项目推动跨区跨省送电作用进一步凸显，全年全国跨区、跨省送电分别完成4,807亿千瓦时和12,936亿千瓦时，同比分别增长13.5%和14.6%。

根据中国有色金属工业协会硅业分会统计数据，2018年全球多晶硅在产产能为59.8万吨/年，其中中国产能38.87万吨/年，海外产能21万吨/年；中国多晶硅实际产量约25.9万吨，海外多晶硅实际产量18.9万吨。受“531光伏新政”影响，下游终端需求缩减，同时新建低成本产能在四季度陆续投产，导致多晶硅价格持续下滑，创历史新低。2018年中国多晶硅全年均价为人民币10.59万元/吨，同比大幅下滑21.6%。全年多晶硅价格震荡下跌，从年初的人民币15.30万元/吨跌至年底的人民币7.60万元/吨，跌幅达到50.30%。

根据国家能源局统计数据，2018年我国可再生能源装机规模持续扩大，达到7.28亿千瓦，同比增长12%，其中风电装机1.84亿千瓦，新增2,059万千瓦，继续保持稳步增长势头，光伏发电装机1.74亿千瓦，居世界第1位，新增4,426万千瓦，仅次于2017年新增装机，为历史第二高水平，集中式光伏电站和分布式光伏电站分别新增2,330万千瓦和2,096万千瓦，光伏发电发展布局进一步优化。我国可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。

同时，我国可再生能源利用水平不断提高，可再生能源发电量达1.87万亿千瓦时，其中风电发电量3,660亿千瓦时，同比增长20%,光伏发电量1,775亿千瓦时，同比增长50%；全年平均弃风率7%，同比下降5个百分点，平均弃光率3%，同比下降2.8个百分点；弃风弃光现象主要集中在新疆、甘肃，弃风率分别达到23%和19%，弃光率分别达到16%和10%。

2018年国家大力推进光伏发电由高速增长阶段向高质量发展阶段转型的步伐，多措并举的引导我国光伏产业发展从扩大规模转向提质增效、推进技术进步、降低发电成本、减少补贴依赖，推动行业有序、高质量发展。短期来看，各项政策叠加作用下新能源行业装机规模增速放缓，平价上网提前将倒逼产业链内产品价格大幅下降，市场竞争加剧，行业内企业盈利空间进一步被压缩；长期来看，新能源行业将逐步实现健康、高质量发展，有利于具备核心竞争力的光伏企业获得良好发展。

2018年我国煤电装机继续保持低位增长，煤电装机总量10.1亿千瓦，新增煤电装机2,903万千瓦,同比减少601万千瓦，为2004年以来的最低水平，全国火电建设投资777亿元，同比下降9.4%， 国家化解煤电过剩产能、严控新增煤电规模工作取得实效。全国火电设备利用小时4,361小时，同比提高143小时，为2015年以来最高水平，火电设备利用小时连续两年提高, 煤电行业优质产能释放后效率有所提升。2018年全国煤电机组累计完成超低排放改造7亿千瓦以上，累计完成节能改造6.5亿千瓦。在国家严控各地新增煤电规模，规范自备电厂建设运行，继续推进煤电超低排放和节能改造工作，促进煤电转型升级的政策部署下，完成超低排放和节能改造、持续做好污染防治并不断提升发电效率的煤电企业将能够得到良好发展。

根据国家能源局下发的《2018年能源工作指导意见》，2018年国家更加注重绿色低炭、清洁能源发展，继续推进化解煤炭过剩产能，清理整顿违规项目，继续加快淘汰落后产能，推动化石能源清洁高效开发利用，以神东、陕北、黄陇、新疆等大型煤炭基地为重点，有序核准建设一批大型现代化煤矿。随着国家对煤炭行业安全、环保、合规管理更加严格，合规建设并具有规模、效率、安全、环保优势的大型煤炭生产企业的市场竞争力将近一步增强。

2018年特变电工股份有限公司（下简称“特变电工”）面对复杂的经济环境，公司紧跟国家战略和政策导向，整合内外部资源，积极开拓国内外市场。输变电产业方面，公司推动实施技术营销、大客户营销等措施，在保持传统电源电网市场的同时，大力开发石油石化、轨道交通等非电力市场，加大了国内外市场开拓力度。2018年输变电国内市场签约近200亿元；公司加大国际市场开拓力度，截至2018年12月末，公司国际成套系统集成业务正在执行尚未确认收入及待履行项目的合同金额超过60亿美元。新能源产业方面，面对光伏政策调整的影响，公司推动多晶硅提产增效、工艺优化、技术创新，不断降低成本，增强市场竞争力；公司积极调整市场布局，加大中东部高电价市场优质光伏及风电资源的开发力度，布局内蒙古特高压基地风电BOO自营电站建设，以获得长期稳定收益。能源产业方面，公司紧抓国家淘汰落后产能的市场机遇，积极开拓煤炭市场，加强铁路站点营销网络的建设，强化与客户合作共赢、共同成长的战略合作关系。

2018年度，公司实现营业收入3,965,552.78万元，营业利润277,162.49万元，利润总额278,712.54万元，净利润253,417.72万元，归属于上市公司股东的净利润204,790.92万元；与2017年度相比分别增长3.59%，下降5.87%、下降8.92%、下降4.08%、下降6.73%。

主营业务分析

利润表及现金流量表相关科目变动分析表

单位:元 币种:人民币

收入和成本分析

2018年，公司营业收入3,965,552.78万元，较上年同期增长3.59%，营业成本3,185,728.43万元，较上年同期增长5.93%。

主营业务分行业、分产品、分地区情况

单位:元 币种:人民币

主营业务分行业、分产品、分地区情况的说明

1）报告期，公司变压器产品营业收入较上年同期下降3.65%,营业成本较上年同期增长6.71%，毛利率较上年同期减少7.98个百分点，主要系市场竞争加剧、原材料价格上涨及本期毛利率水平较高的特高压产品销售占比下降所致。

2）报告期，公司电线电缆产品营业收入较上年同期增长6.52%，营业成本较上年同期增长5.07%，毛利率较上年同期增长1.28个百分点，主要系公司加强市场开拓、成本管控所致。

3）报告期，公司新能源产业及配套工程营业收入、营业成本较上年同期增长0.35%、6.05%，毛利率较上年同期减少4.35个百分点，主要系多晶硅产品售价大幅下降所致。

4）报告期，公司输变电成套工程营业收入、营业成本较上年同期下降14.14%、15.75%，主要系公司签订的输变电成套项目新开工较少，确认收入较少所致；毛利率较上年同期增加1.26个百分点，主要系公司继续加强工程管理所致。

5）报告期，公司贸易业务营业收入、营业成本较上年同期下降2.56%、1.03%，主要系公司持续围绕主业做精做优贸易业务所致。

6）报告期，公司电费营业收入、营业成本较上年同期增长157.62%、108.14%，主要系公司新能源电站发电量增加及昌吉2×350MW热电联产项目发电量增加所致；毛利率较上年同期增加11.96个百分点，主要系本期毛利率较高的新能源电站电费收入占比增加所致。

7）报告期，公司煤炭产品营业收入、营业成本较上年同期增长50.86%、56.40%，主要系国家煤炭产业结构调整，公司积极开拓市场，煤炭价格上涨及产销量增加所致；毛利率较上年同期减少2.82个百分点，主要系本期分摊的采矿权成本增加所致。

产销量情况分析表

产销量情况说明

报告期，公司变压器产品实现产量2.42亿kVA，公司的输变电产品主要采取“以销定产”的方式生产，仅有部分标准化产品根据市场需求少量生产并销售，不存在积压情况；公司多晶硅产品通过产能挖潜，产量达到3.4万吨，订单饱满，不存在产品积压情况；新能源公司确认销售收入的光伏、风能电站EPC、PC、BT等项目装机1.36GW，报告期已完工未转让及在建BT项目368.45MW；公司能源产业煤炭产品采取“以销定产”的方式生产，不存在积压情况。公司订单任务饱满，可支撑公司正常的经营发展。

公司利润构成和利润来源发生重大变动的详细说明

单位：元

1）报告期，财务费用较上年同期下降31.77%，主要系美元升值汇率波动导致汇兑收益增加冲减财务费用所致。

2）报告期，资产减值损失较上年同期下降51.29%，主要系公司加强债权管理，本期末单项计提的减值准备较上年同期减少所致。

3）报告期，其他收益较上年同期增长116.72%，主要系公司收到的与生产经营相关的政府补助增加所致。

4）报告期，投资收益较上年同期下降较大，主要系公司为锁定汇率波动风险开展的远期结售汇业务及出售新能源BT电站所致。

5）报告期，公允价值变动收益较上年同期下降较大，主要系期末公司开展的远期结售汇业务尚未交割部分较上年同期减少所致。

6）报告期，资产处置收益较上年同期增长113.73%，主要系公司为提高资产周转效率，处置闲置房产所致。

7）报告期，营业外收入较上年同期下降43%，主要系本期公司收到的政府补助均与生产经营相关，按照会计政策计入其他收益所致。

8）报告期，营业外支出较上年同期增长74.99%，主要系公司扶贫捐赠支出增加及新能源公司与客户进行抹账发生债务重组损失所致。

9）报告期，所得税费用较上年同期下降39.51%，主要系公司境外项目缴纳的相关税金抵减所得税费用所致。

10）报告期，归属于少数股东的其他综合收益的税后净额较上年同期下降，主要系汇率变动导致的外币报表折算差额减少所致。

成本分析表

单位：万元

主要销售客户及主要供应商情况

前五名客户销售额370,568.91万元，占年度销售总额9.34%；其中前五名客户销售额中关联方销售额0万元，占年度销售总额0 %。

前五名供应商采购额376,677.08万元，占年度采购总额9.52%；其中前五名供应商采购额中关联方采购额0万元，占年度采购总额0%。

费用

单位：万元

报告期，公司发生财务费用较上年同期下降31.77%，主要系美元升值汇率波动导致汇兑收益增加冲减财务费用所致。

研发投入

研发投入情况表

行业经营性信息分析

公司控股子公司天池能源公司、新特能源公司经营涉及火力发电业务，公司控股公司新能源公司经营涉及风力及光伏电站运营业务，2018年度公司电力业务经营信息分析及光伏行业经营性信息分析如下：

1、电力行业经营性信息分析

(1)行业状况及公司煤电项目情况

本部分内容主要分析煤电行业状况及公司竞争优势，风力及光伏行业相关信息详见“光伏行业经营性信息分析”部分内容。

1）产业政策情况

2018年国家出台多项政策推动煤电供给侧结构性改革，大力推进煤电去产能、煤电超低排放和节能改造等工作。

2018年2月26日，国家能源局印发《2018年能源工作指导意见》，提出把“清洁低碳、安全高效”的要求落实到能源发展的各领域、全过程。推动化解煤电过剩产能，从严控制新增规模，清理整顿违规项目，继续加快淘汰落后产能，促进煤电转型升级和结构优化。继续深入推进煤电机组超低排放和节能改造提速扩围工作，促进煤电清洁高效发展。

2018年4月9日，六部委联合印发《关于做好2018年重点领域化解过剩产能工作的通知》，提出要严格执行环保、能耗、安全、技术等法律法规和产业政策要求，有力有序有效关停煤电落后产能，清理整顿违规建设项目，严控各地新增煤电产能，规范自备电厂建设运行，并加大能效环保改造力度，全面实施煤电超低排放改造“提速扩围”工作，进一步提升煤电高效清洁发展水平。

2018年7月3日，国务院发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，提出要大力淘汰关停环保、能耗、安全等不达标的30万千瓦以下燃煤机组，重点区域严格控制燃煤机组新增装机规模，同时要完善环境监测监控网络，加大环境执法力度，深入开展环境保护督查。

2018年8月19日，国家能源局发布《关于印发2018年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，要求全国各地持续做好煤电超低排放和节能改造工作，加大力度、加快改造，促进煤电清洁高效发展。

2）行业发展状况

煤电行业情况详见“第三节公司业务概要一、报告期内公司所从事的主要业务、经营模式及行业情况说明（三）公司所处行业情况，第四节经营情况讨论与分析三、公司关于未来发展的讨论与分析（一）行业格局和趋势”。

3）公司煤电项目排污情况及污染防治情况

公司共有燃煤机组电厂3座，其中公司控股子公司天池能源公司昌吉2×350MW热电联产项目已建成投产，2018年正常运行；新疆准东五彩湾北一电厂2×660MW项目截至2018年底主体部分已建成；公司控股子公司新特能源公司2×350MW自备电厂项目2018年正常运行，上述电厂2018年度排污及污染防治情况详见“第五节 重要事项 十七、积极履行社会责任的工作情况（三）环境信息情况”。

报告期内电量电价情况

注1：昌吉2×350MW热电联产项目2018年上网电价为213.57元/兆瓦时（含税），新特能源公司2×350MW自备电厂2018年上网电价为174.6元/兆瓦时（含税）；

注2：上述风电及光伏发电数据指公司运营的风能及光伏自营电站经营数据，上网电价信息详见“光伏行业经营性信息分析”部分内容；

注3：新特能源公司2×350MW自备电厂发电量部分用于其多晶硅生产及其他自用，上述火电上网电量已经扣除新特能源公司自用电量；

注4：公司火电发电量和上网电量较上年同期变动较大，主要系昌吉2×350MW热电联产项目2017年建成投产未全年发电，2018年全年正常发电所致；部分地区风电及光伏发电自营电站发电量和上网电量较上年同期变动较大，主要系2018年并网容量增多所致，风电及光伏发电自营电站详细情况见“光伏行业经营性信息分析”部分内容。

(3)报告期内电量、收入及成本情况

单位：万元 币种：人民币

注1：公司火电发电量、上网电量、收入及成本构成较上年同期变动较大，主要系昌吉2×350MW热电联产项目2017年建成投产未全年发电，2018年全年正常发电所致；风电及光伏发电自营电站发电量、上网电量、收入及成本构成较上年同期变动较大，主要系2018年并网容量增多所致，风电及光伏发电自营电站详细情况见“光伏行业经营性信息分析”部分内容。

注2：新特能源公司2×350MW自备电厂发电量部分用于其多晶硅生产及其他自用，上述火电上网电量已经扣除新特能源公司自用电量。

(4)装机容量情况分析

报告期内，公司新增装机容量230MW。2018年公司管理装机容量2,149.5 MW。其中，火电煤机1400MW，约占65.13%；风电自营电站349.5MW，约占16.26%；光伏发电自营电站400MW，约占18.61%。

(5)发电效率情况分析

报告期内火电发电利用小时4,882.60小时，同比增加1,259.39小时，主要系昌吉2×350MW热电联产项目2017年建成投产未全年发电，2018年全年正常发电所致；风电发电利用小时1,587.95小时，同比减少380.20小时，主要系部分风能电站2018年中期并网，未全年发电所致；光伏发电利用小时1,416.89小时，同比增加498.83小时，主要系部分光伏电站2017年下半年并网未全年发电所致。昌吉2×350MW热电联产项目2018年综合厂用电率为6.91%，同比下降0.03个百分点。

(6)资本性支出情况

详见附注“七、合并财务报表项目注释17、在建工程”。

(7)电力市场化交易

注：昌吉2×350MW热电联产项目和新能源风能及光伏自营电站存在电力市场化交易情况，2018年度公司市场化交易电量较上年度有大幅提升，主要系昌吉2×350MW热电联产项目2018年发电量大幅增长且参与市场化交易电量较大所致。