鹏元研究 | 2017年电力生产行业信用风险回顾与2018年展望

鹏元资信评估有限公司证券评级部

主要内容

2016年下半年以来国内工业生产状况好转，全社会用电量增速有所回升。2016年以来，受主要工业品库存回补、高能耗行业开工状况有所恢复和基建投资增长带动等因素影响，全社会用电量回升。2016年全国全社会用电量59,198亿千瓦时，比上年增长5.01%，增速较上年提高4.49个百分点；2017年1-6月全社会用电量29,508亿千瓦时，同比增长6.3%。

电力建设投资规模开始下降，但太阳能新增发电设备容量猛增，全国发电设备平均运行时间创近年新低，行业产能总体过剩。2016年全国电源基本建设投资完成额3,429.00亿元，同比下降12.90%；2017年1-8月电源基本建设投资完成额1,461.38亿元，同比下降14.25%。2016年太阳能发电新增设备容量3,459.00万千瓦，同比增长150.60%；2017年1-8月太阳能发电新增设备容量3,828.06万千瓦，已超过2016年全年新增容量。截至2016年末6,000千瓦以上电厂装机容量达16.46亿千瓦，同比增长8.2%，连续多年高于用电需求增速，且2016年全国发电设备平均利用小时数下降至3,785小时，为近年新低。

煤炭价格大幅回升，火电经营压力骤增，叠加政策影响，火电企业经营效益开始分化。2016年末环渤海动力煤（Q4500）综合平均价格较年初增长59.84%，但仍未触发煤电价格联动机制，火电发电成本明显增加，运营压力大增。同时受去产能及环保政策影响，低效、落后的中小火电机组面临淘汰；大型、环保、高效的火电机组具有较强的竞争优势。

标杆上网电价下行，直接交易电价相对较低，清洁能源新增装机区域分化加剧。2016年1月1日起全国燃煤发电标杆上网电价平均下调3分钱；水电价格亦有所下降；2016年12月国家发改委继续下调风电、光伏标杆上网电价；2017年上半年集中交易电量合同每千瓦时平均降价4.7分钱。此外，近年三北地区弃风、弃光现象较多，2016年以来新增风电和光伏发电容量主要向中部、东部地区集中。

电力改革进入试点阶段，电力直接交易规模扩大。2015年11月以来，国家发改委、国家能源局已陆续批复了云南、贵州等11个省、市、地区开始电力体制改革试点， 2016年直接电量交易量约占全社会用电量的19%，预计2017年可达35%以上。

行业偿债能力指标弱化，流动性偏紧，资产负债率相对稳定。2016年电力生产行业平均现金流动负债率、速动比率下降至13.8%和44.3%，全行业平均资产负债率为60.00%，与上年持平。

电力生产企业整体抗风险能力较强，信用风险变化不大。国内电力生产行业企业大多为央企或地方大型国有企业，具有较强的专营性和较广的融资渠道，总体抗风险能力较强；2017年1-9月，94家样本企业中上调评级的企业2家，下调评级的企业1家，评级展望下调的1家。

正文

一、 行业分析

第二产业电力需求依然强劲，随着工业生产状况好转，2016年全社会用电量有所回升，但区域用电需求差异仍然较大

电力生产行业是国计民生的重要基础产业和公用事业，是国民经济全面、协调、可持续发展的重要保障，其发展受经济周期的影响较大，两者之间呈较强的正相关性，强周期性特征较为明显。

从用电需求来看，2010年以来我国全社会用电量持续增长，但增速波动下降，其中2011-2012年以及2014-2015年全社会用电量增速降幅较大，2016年以来全社会用电量增速有所回升。2016年全社会用电量59,198亿千瓦时，同比增长5.0%；2017年1-6月全社会用电量29,508亿千瓦时，同比增长6.3%，增速进一步回升。随着国内宏观经济逐步企稳，经济结构持续转变，预计未来1-2年，全社会用电量将总体将继续增长。

从区域分布情况来看，我国各区域用电量差异明显，主要系区域经济发展差异特征较为突出所致。该特征主要表现在：华东、中南和华北区域经济总量较高，西北、西南和东北地区较低，各区域经济总量差异较大，用电量随着区域经济总量整体呈东高西低分布。

新增装机容量规模依然较大，其中光伏新增发电设备容量猛增，电力生产行业产能总体过剩；考虑到2016年以来电源建设投资规模开始下降，未来新增装机容量有望收缩，叠加去产能及环保政策影响，行业产能扩张速度可能放缓

电力供应方面，截至2016年末，6,000千瓦及以上电厂装机容量达164,575.00万千瓦，同比增长8.20%，2017年8月末较上年末仍有所增加。近年国内发电设备装机容量增速逐渐放缓，但仍明显高于全社会用电量增长水平，加之发电设备利用小时数不断下降，创下近年新低，电力生产行业产能呈过剩状态。

从各电源类型新增装机情况来看，2016年火电、风电、水电以及核电均出现不同程度的下降。其中火电新增设备容量4,836.00万千瓦，同比下降27.60%，火电效益持续减弱，新增容量减少；因2015年西北等地区弃风限电状况突出，国家能源局暂不安排该等地区新增项目建设，导致2016年风电新增设备容量大幅下降；近年西南地区弃水现象严重，水电投资和新增设备容量连年收缩。值得注意的是，2016年太阳能新增发电设备容量达3,459.00万千瓦，同比增长150.60%，一方面，光伏扶贫指标、追加指标等政策刺激力度较大；另一方面，受“6·30”政策影响，2016年以前备案入年度规模管理的光伏发电项目，如果未能于2016年6月30日前完成并网发电，将执行下调的新电价标准。2017年1-8月，火电、核电新增发电设备容量较往年继续减少，水电、风电有所回升，光伏继续大幅增加，已超过上年全年水平，不同电源新增装机容量状况差异较大，总体新增规模依然较大。

发电设备运行方面，受发电设备容量不断增加，下游用电需求增速缓慢影响，近年发电平均利用小时数逐渐下降。2016年全国发电设备平均利用小时下降至3,785小时，较上年下降203小时，创近年以来新低。分电源类型来看，火电及核电平均利用小时数下降较多，水电和风电则相对平稳。在优先保证清洁能源并网发电政策下，火电、核电平均运行时间受到一定挤压，火电企业运营压力加大。

电力生产行业具有明显的资金和技术密集型特征以及较强的政府管制特性，央企和地方国有企业竞争优势较大。2014年以前，电力生产行业整体处于成长期，大型央企和地方国有企业快速进入市场，行业企业数量和规模增长较快，市场集中程度相对不高。2016年国内前五大发电集团华能国际(600011,股吧)、大唐发电(601991,股吧)、华电国际(600027,股吧)、国电电力(600795,股吧)、国投电力(600886,股吧)全年累计发电量合计9,935.50亿千瓦时，同比增长3.07%，CR5市场占有率约为16.81%。随着市场趋于饱和，2016年装机容量增速开始放缓，行业市场化加速，并购整合将逐渐频繁，市场集中度有望提升。

2016年以来，受煤炭价格大幅回升、上网电价变动较小等因素影响，火电利润空间收窄。同时，电力过剩加剧了火电和清洁能源之间的竞争，在国家鼓励清洁能源发展的情况下，火电企业的竞争能力进一步下降。成本大幅上升以及清洁能源的挤出效应将加剧火电的竞争，在全社会用电量低速增长的情况下，火电的发电份额面临水电、风电、核电和光伏电站的激烈竞争，上网电价和直接交易电价面临下行压力，优质的火电企业可以凭借其低成本和经营管理优势增强其竞争能力，保持一定的盈利能力，而经营不善的老旧火电机组将被淘汰。

近年风电、光伏发展较快，装机容量快速增加，2015年之前新增的风电、光伏装机容量主要集中在内蒙古、青海、甘肃、新疆、宁夏等西北和东北地区。该等地区电力外送困难，存在明显的弃风和弃光现象，其中甘肃、新疆、黑龙江、吉林、内蒙弃风状况较重，2015-2016年该等地区弃风率均未低于20%；新疆、甘肃弃光现象较重，2016年弃光率均超过30%。受上述因素影响，2016年新增光伏和风电发电装机容量向中东部转移，其中西北以外地区新增光伏装机容量占全国的72%，新增风电发电装机容量占全国的比重由62%上升至74%。

各类电源标杆上网电价下降，直接交易电价相对较低；2016年以来煤炭价格明显上升，但仍未触发煤电价格联动机制，火电企业仍面临双向价格挤压，经营压力加大

上网电价方面，2013年以来，国家发改委连续4次下调了上网电价，共下调每千瓦时7.44分钱，其中根据煤电价格联动机制，2016年1月1日起，全国燃煤发电标杆上网电价平均下调约3分钱；因水电外送电价与落地区域火电标杆电价挂钩，水电整体价格亦有所下降。此外，2016年12月28日，发改委还下调了光伏发电陆上风电标杆上网电价，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，各类电源上网标杆电价有所下降。

2015年11月《关于推进售电侧改革的实施意见》发布以来，售电侧逐步放开，直接电力交易规模迅速增加。2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量超过1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。2017年上半年，全国各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计约9,500亿千瓦时，已执行的合同每千瓦时平均降价4.7分钱。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，约占全社会用电量的35%以上。售电侧的逐步放开，发电企业之间竞争更加激烈，直接交易电价下降至低水平。

目前国内电源结构仍以火电为主，而煤炭是火力发电最主要的原料。近年得益于煤炭价格的持续下降、技术更新等因素，火力发电成本逐步降低。但2016年以来，环渤海动力煤（Q4500）综合平均价格已由2016年初的371元/吨上涨至2016年12月末的593元/吨，价格比年初增长约59.84%。2016年11月以后，煤炭价格有所波动，整体仍维持在中高水平，煤电发电成本较上年明显上升，发电成本受原材料价格波动影响较大。

电力改革进入试点阶段，电力直接交易规模扩大，价格竞争激烈，叠加去产能、环保等政策因素，中小型火电企业面临不利局面

随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）及相关配套文件发布，电力改革全面铺开。2016年以来，相关政策频发，主要涉及两大方面：一是电改进入全面试点阶段，云南、贵州等11个省、市、地区开始电力体制改革试点，北京、广州组建电力交易中心，构建电力交易规则和出台电价定价办法，直接交易规模迅速扩大；二是火电去产能力度空前加大，取消、推迟及停建一批燃煤发电机组，加大煤电预警力度。

电力改革试点和交易中心设立，售电侧放开，将有效增加售电公司与用电客户直接交易规模，交易价格普遍较上网标杆上网电价偏低，发电企业售电价格竞争激烈，利润空间挤压，叠加去产能、环保等政策因素，中小型火电企业面临不利局面。同时，电力生产集中、外送困难区域的企业仍难以改善现状。

电力生产行业资产负债率维持稳定，带息债务负担有望减轻

2011年以来，国内经济增速回落，电力需求增速随之放缓，电力生产行业平均总资产规模增速亦开始下降，行业整体增长趋缓。2016年电力生产行业平均总资产同比增长3.00%，较上年小幅回升，平均资产负债率为60.00%，与上年持平，因此行业平均净资产和平均负债规模亦小幅增长，整体资本结构较为稳定。

带息债务方面，虽然近三年行业平均资产负债率稳定，负债规模小幅增长，但带息债务率上升至2015年的83.20%，表明带息债务增长仍然较快。2016年带息债务率回落至76.00%，带息债务融资力度有所减弱，负担有望缓解。

随着煤炭价格回升，电力生产行业销售利润率有所下降，盈利水平弱改善

目前国内电源结构仍以火电为主，而煤炭仍是火力发电最主要的原料，近年煤炭价格波动下行，火力发电成本逐步降低，2013-2016年电力生产行业平均销售利润率维持在12.00%以上，但2016年较上年下降0.7个百分点，主要受2016年9月以来煤炭价格回升所致，2017年以来煤炭价格维持高位小幅波动，火电企业盈利能力承压，销售利润率可能继续下降。

2015年全社会用电量增速较低，行业平均销售利润同比下降1.60%，随着2016年用电量增速回升，销售利润增速恢复正增长，同比小幅增长1.20%。

偿债能力指标弱化，行业流动性偏紧

现金流状况是企业偿还债务能力的直接表现，2010年以来，电力生产行业平均现金流动负债比率波动下降，其中2013-2014年小幅回升，之后持续下降至2016年末的13.8%，经营活动现金流对年末流动负债的保障能力趋弱。EBITDA率描述了单位营业收入企业所创造的息税前利润情况，2013年以来，行业平均EBITDA率波动下降，单位营业收入产生的息税前利润整体减少，盈利能力降低，而2016年小幅回升。2016年行业速动比率继续下降，年末为44.3%，为近年新低，速动资产对流动负债的覆盖程度偏低，行业流动性偏紧。

年电力生产行业信用级别分布与变迁情况

1.数据选取

我们选择了电力生产行业内已发行债券的企业共107家作为样本企业，剔除公开渠道未取得2017年级别信息的13家企业，剩余94家企业为有效样本（以下简称“样本企业”，企业名称详见附录）。

2.行业信用级别分布与迁移

截至2017年9月末，电力生产行业内发行债券的94家样本企业主体信用级别分布在AA-到AAA之间，其中级别为AAA的42家，占样本总数的44.68%；级别为AA+的20家，占样本总数的21.28%；级别为AA的29家，占样本总数的30.85%；级别为AA-的3家，占样本总数的3.19%。样本企业中主体信用评级展望为稳定的90家，占样本总数的95.74%；正面的1家，占样本总数的1.06%；负面的2家，占样本总数的2.13%；被列入观察名单的1家，占样本总数的1.06%。

3.行业信用级别迁移原因

从信用级别来看，样本企业整体资信状况较好，其中AAA级别的企业占样本比例较高，2017年1-9月，有1家企业主体级别由AA+上调至AAA，该企业为大型国有电力企业，规模大，综合竞争实力及融资能力强，并且可获得更多的政府支持。对于电力生产行业而言，在政府指导价格体系中，规模大的电力企业具有较强的议价能力和较低的边际成本，抗风险能力较强，因此该部分企业在宏观经济下行情况下，竞争优势仍较为明显。此外，样本受评主体中由AA级上调至AA+级的1家，由AAA下调至AA+的企业1家，主要原因详见下表。

四、 电力生产行业信用展望

2016年国内经济增速趋于稳定，工业品库存回补、高载能行业开工状况有所恢复且基建投资持续增长，同时第三产业对国民经济拉动作用也逐步加大，国内电力需求小幅回升。2017年1-6月全社会用电量增速回升至6.3%，持续向好，但随着环保整治力度加大，部分高载能行业受到较严厉的政策限制。环保部、发改委、工信部等多部委及北京、天津、河北等省市共同印发《京津冀及周边地区2017-2018年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，钢铁、有色、水泥行业全面限产停产，采暖季唐山等城市钢铁限产50%，电解铝和氧化铝企业限产30%以上，水泥建材全部停产。预计第四季度用电需求增速将有所回落。

2016年以来，在“三去一降一补”政策推动下，电力生产行业去产能效果显著，淘汰老旧以及低效率机组容量的同时，也停建、缓建一批新项目，风电、水电、核电投资规模也出现下降，电力投资增速由正转负，2016年我国电源基本建设投资完成额3,429.00亿元，同比下降12.90%；全国新增发电设备容量12,061.00万千瓦，同比下降8.50%，新增发电设备容量亦开始下降，预计未来一定时期仍有所减少。随着国内煤炭价格回升，火电发电成本控制压力加大，火电企业盈利空间收窄。发电成本的骤增直接对低效、落后火电产能形成冲击，叠加近期国家淘汰落后产能，落实环保限产政策，中小型火电机组、重点污染区域火电首先面临淘汰，火电经营压力迅速加大。在限制新增和淘汰落后火电产能的双重夹击下，近年新建运营的大型火电机组有望保持相对较高的运营效率，获得持续的竞争优势。

电力改革方面，售电方面，主要向社会资本放开配售电业务，扩大直接交易规模，直接电力交易规模快速增长，并有望进一步扩大；配电方面，逐步放开增量配电投资业务，提高配网运营效率，降低配电成本，在两大电网基础上发展区域电网、农网，确保直接交易的电量能够顺利完成并网输送，为售电侧改革提供必要的基础。现阶段来看，各地交易平台大都完成了一定规模的电量交易，且交易价格均有一定程度的下降，但电力价格的内在结构仍未发生明显变化，交易价格仍然包括发电价格和配电输送价格，电网公司在配电端仍有显著的定价权，对不同区域和不同电源类型形成价格挤压。

目前国内电力生产行业企业大多为央企或地方大型国有企业，具有较强的专营性，融资渠道较广，政府维持稳定力度较大，该等企业在资源获取方面仍然具有较大的优势，整体抗风险能力较强，预期信用状况下降的可能性不大；而中小型火电企业面临较大的成本控制和政策淘汰压力，生存环境恶化；新能源发电呈区域性分化的格局逐渐形成，电力生产行业企业整体抗风险能力依然较强。

声明：

本报告所采用的数据均来自合规渠道，通过合理分析得出结论，结论不受其它任何第三方的授意、影响，特此声明。

报告中观点仅是相关研究人员根据相关公开资料作出的分析和判断，并不代表公司观点。