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2019年上半年电力行业信用风险总结与展望2019.10.2812019年上半年电力行业信用风险总结与展望中国电源结构以火力发电为主，其中燃煤发电在火力发电中占据主导地位。目前全国规模以上电厂火电发电量在总发电量中的占比仍超过70%；燃煤发电量在火电发电量中的占比超过90%，燃气发电、燃油发电量占比小。本报告火电研究以煤电为主。一、主要观点2019年上半年，电力行业共发行220只债券，发债总额3583.40亿元，发债数量及发债总额分别较上年同期增长181.01%和267.11%。从发债主体级别情况来看，2019年上半年发债主体共60家，其中以AAA企业为主。2019年下半年电力行业到期债券数量135个，到期债券总额2336.72亿元，涉及主体57家。级别调整方面，2019年上半年，电力行业涉及一家级别下调，无级别上调情况。2019年上半年，中国电力总装机容量继续增长，增速基本保持稳定。电源结构仍以火力发电为主，但其占比小幅下降，非化石能源装机占比持续上升。电源工程投资继续稳定增长，但火电投资同比大幅下降，且清洁能源投资的力度进一步加大，占比较上年底显著上升。全社会用电量继续稳健增长，但增速有所回落。电力消费结构方面，第二产业仍为电力的主要消纳方。此外，随着电网行业升级改造的基本完成，中国电网基本建设投资放缓。从上半年财务表现看，具有规模优势的火电企业不管是在盈利水平、设备机组的更新、技术开发等方面都更具有优势，抗风险能力也更强。2019年下半年，中国电力总装机容量将继续保持稳定增长，且增长的带动因素将主要来自于非化石能源装机容量的增长。受环保政策要求趋严因素影响，技术落后、装机规模小的电站仍面临关停压力，相关企业经营业绩或将持续下滑；2同时，高煤价低电价对火电企业的“两头挤压”将进一步压缩企业的利润空间，进而影响相关企业的信用水平。用电侧方面，鉴于电力需求与经济发展息息相关，预计未来在经济形势基本保持稳定的情况下，全社会用电量增速有限。不断放缓的全社会用电需求导致火电产能过剩压力长期存在。此外，近年来新能源发电成本快速下降，市场竞争力显著增强，挤压了煤电企业的生存空间。但由于电力在经济发展中的重要地位，以及中国电源结构状况和电价调整对下游行业生产成本的影响等因素，中国政府在火电改革措施方面持极慎重态度，未来火电产能过剩局面的改善尚需一定时间，国内电源结构仍将以火电为主。二、2019年上半年电力企业债券市场回顾1上半年债券发行情况2019年16月，为调整债务结构、偿付债务，电力行业1共发行220只债券，发债总额3583.40亿元，发债数量及发债总额分别较上年同期上升181.01%和267.11%。从发债主体级别情况来看，2019年上半年发债主体共60家，其中以AAA企业为主（占71.67%，上年同期为58.62%）。从发债总额类型来看，上半年的发行品种中超短期融资债券占比较高（占44.00%）。图1 2019年上半年发债主体级别及发债类别分布情况资 料 来 源 ： Wind1 以 申 万 行 业 为 口 径 。3总体看，为调整债务结构、偿付债务，2019年上半年电力企业债券发行规模大幅增加，发行人级别仍以AAA为主，且AAA主体占比大幅提高。2上半年债券违约情况2019年上半年，电力企业运行较为平稳，未发生债券违约事件。3上半年级别迁移情况2019年上半年，电力行业中一家企业级别发生变动，为华晨电力股份公司（以下简称“华晨电力”）。2019年6月21日，联合信用评级有限公司（以下简称“联合评级”）对华晨电力进行了跟踪评级，由于电煤价格处于高位，华晨电力债务负担较重、受限资产占比较大、扣除非经常性损益后的净利润为负、现金收入比大幅下降、筹资活动现金流入同比大幅下降、筹资活动现金流量由净流入转为净流出及控股股东违约等因素，均已对其信用水平产生不利影响。且其控股股东已违约，华晨电力融资环境已经受到明显的不利影响。同时华晨电力美元债券2018年11月及2019年5月利息均在宽限期付息，虽然票据的相关条款约定利息支付拥有1个月宽限期，但其未能及时支付票据利息的事项反映出华晨电力当前筹措偿付资金的难度较大，整体偿债能力呈持续减弱状态。综上，联合评级下调华晨电力主体信用等级为“BB”，评级展望为“负面”；同时下调“16华晨01”的债项信用等级为“BB”2。4下半年债券到期情况2019年712月，电力行业到期债券3数量153个，到期债券总额2336.72亿元，涉及主体57个。其中，国家电力投资集团有限公司、国家电网有限公司、华能国际电力股份有限公司、上海电力股份有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、上海华电集团有限公司、中国华能集团2 由 于 融 资 环 境 持 续 恶 化 ， 华 晨 电 力 短 期 偿 债 压 力 增 大 ， 联 合 评 级 于 2019 年 10 月 17 日 将 华 晨 电 力 主 体 长 期 信 用 等 级 由 BB 下 调至 CCC， 评 级 展 望 维 持 “ 负 面 ” ， 并 将 “ 16 华 晨 01” 的 债 项 信 用 等 级 由 BB 下 调 至 CCC。3 到 期 债 券 未 考 虑 回 售 情 况 。4有限公司、中国南方电网有限责任公司和中国长江电力股份有限公司的到期债券规模较大。从到期债券的期限分布情况来看，9和11月份为下半年电力行业债券到期的高峰。图2 2019年下半年债券到期时间分布情况（单位：亿元）资 料 来 源 ： Wind从下半年的较大额到期企业债券与上半年的较大额新发行债券的对比来看，上半年募集资金规模大于下半年到期资金规模。表1 2019年下半年金额较大企业债券到期及上半年新发行金额情况（单位：亿元）发行人2019年下半年到期金额2019年上半年发行金额差值（发行-到期）主体级别4国家电力投资集团有限公司231.40 251.40 20.00 AAA国家电网有限公司397.00 397.00 - AAA华能国际电力股份有限公司100.00 120.00 20.00 AAA上海电力股份有限公司87.50 110.50 23.00 AAA中国大唐集团有限公司100.00 100.00 - AAA中国华电集团有限公司135.00 150.00 15.00 AAA中国华能集团有限公司100.00 120.00 20.00 AAA中国南方电网有限责任公司198.00 200.00 2.00 AAA中国长江电力股份有限公司50.00 110.00 60.00 AAA合计1398.90 1558.90 160.00 -资 料 来 源 ： Wind4 表 中 主 体 级 别 为 截 至 2019 年 6 月 30 日 情 况 。5三、影响2019年上半年电力行业内企业信用表现的重要相关动态信息1行业发展情况回顾（1）装机容量从装机容量看，2019年上半年中国电力总装机容量继续增长，增速基本保持稳定。电源结构仍以火力发电为主，但其占比小幅下降，非化石能源装机占比持续上升。未来中国电力总装机容量将继续保持稳定增长，且增长的带动因素将主要来自于非化石能源装机容量的增长。但同时受能源结构、历史电力装机布局等因素影响，国内电源结构仍将长期以火电为主。截至2019年6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量为183855万千瓦，同比增长6.24%，增速同比小幅提高0.01个百分点，保持稳定；其中，火电装机容量为115547万千瓦，同比增长4.28%，增速小幅提高0.18个百分点；水电装机容量为30795万千瓦，同比增长2.51%，增速小幅下滑0.17个百分点；风电装机容量为19269万千瓦，同比增长12.71%，增速小幅提高1.37个百分点；核电装机容量为4591万千瓦，同比增长24.28%，增速大幅提高17.92个百分点；太阳能发电装机为18576万千瓦，同比增长20.87%，增速大幅下降29.79个百分点。图3截至2019年6月底电力行业装机情况（单位：万千瓦、百分点）资 料 来 源 ： Wind装机容量占比方面，截至2019年6月底，火电装机容量占电力总装机容量的比重为62.85%，占比同比下降1.18个百分点；水电装机占比为16.75%，同比下降0.61个百分点；风电装机占比10.48%，同比上升0.60个百分点；核电装机占比2.50%，6同比上升0.36个百分点；太阳能发电装机占比10.10%，同比上升1.22个百分点。图4截至2019年6月底电力行业电源结构资 料 来 源 ： Wind（2）电源投资2018年，国内电力投资保持稳定，各类电源投资稳定增长，除风电外，水电及核电投资增速显著，非化石能源发电投资占比仍保持较高水平。此外，出于对缓解电力供需的区域性不平衡等现象的考虑，2016年中国政府加大电网升级改造力度，但随着升级改造的完成，2018年电网工程投资增速放缓。2019年16月，电源工程投资同比稳定增长，但火电投资同比大幅下降，且清洁能源投资的力度进一步加大，占比较上年底显著上升。此外，电网投资完成额明显同比减少。从长远看，受用电结构调整、跨区域输电能力加强等因素影响，在中国未来电力投资结构方面，电源投资极大可能将保持稳定甚至出现收缩态势，且新能源发电投资占比将持续上升。2018年，全国电力工程建设完成投资8094亿元，同比增长1.00%。其中，电源工程建设完成投资2721亿元，同比增长0.78%，占全国电力工程建设完成投资总额的33.62%；电网工程建设完成投资5373亿元，同比增长1.09%，占国内电力工程建设完成投资总额的66.38%。在电源投资中，全国火电、水电和核电完成投资均较上年增加，分别增长5.00%、9.06%和10.63%；风电完成投资642亿元，较上年仅减少0.15%；非化石能源发电投资占电源总投资的比重为72.65%，较上年上升0.06个百分点。2019年16月，全国电源工程完成投资1002亿元，同比增长3.3%。其中，7火电219亿元，同比减少26.0%；水电304亿元，同比增长36.4%；核电143亿元，同比下降30.2%；清洁能源完成投资占电源完成投资的78.2%。全国电网工程完成投资1644亿元，同比减少19.3%。（3）设备利用率从设备利用率看，2018年，受下游行业供给侧改革推进，电网完善程度提高等因素影响，火电行业集中度有所上升，平均利用小时数小幅回升；2019年16月，由于全社会用电量增速同比回落，全国发电设备平均利用小时数同比小幅下降，但水电及太阳能发电平均利用小时数同比上升。分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低；中国目前整体用电需求提振有限，加之之前年度火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，仍可能对中国未来火电设备利用率的提升形成掣制。2018年，全国发电设备平均利用小时为3862小时，同比增加72小时；其中，火电设备平均利用小时4361小时，同比增加142小时。2019年16月，全国发电设备累计平均利用小时1834小时，比上年同期降低24小时；其中，全国火电设备平均利用小时为2066小时，同比下降60小时；水电设备平均利用小时为1674小时，同比上升169小时；风电设备平均利用小时为1133小时，同比下降10小时；太阳能发电设备平均利用小时为650小时，同比上升13小时；核电发电设备平均利用小时3429小时，同比下降119小时。图5 2018年16月及2019年16月各类电源平均利用小时情况（单位：小时）资 料 来 源 ： Wind8受区域内经济结构、用电需求、电力外送通道畅通性、其他电源发电挤压等因素影响，中国各区域火电设备平均利用率差异较大。其中，华北、华东地区火电设备平均利用小时数较高；西北、东北、华中和华南地区火电设备利用小时数一般；西南地区火电利用小时数较低。具体来看，截至2019年6月底，全国共13个省份火电设备利用小时数超过全国平均水平；在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低；与截至2018年6月底的利用小时数相比，除广东、湖南、青海、福建、云南、上海、江西和浙江外，其余省份的利用小时数均有所上升。从具体省份角度看，各省火电发电机组利用小时情况，与区域内经济发展状况及产业特征联系密切，随着特高压输电通道建设的陆续推进，国内跨区域调电的有效落实，中国距离发用电供需的平衡更进一步。图6 2019年上半年各区域火电装机容量与发电利用小时数（单位：万千瓦、小时）资 料 来 源 ： Wind2上游煤炭价格2019年上半年煤炭价格仍稳定保持在高位。78月是动力煤的需求旺季，9月后将迎来冬储煤的需求，但由于环保要求煤炭消费减量，动力煤价格趋于稳中有降。炼焦煤方面，随着8月末北方钢厂进入秋冬季限产，高炉开工率下降，炼焦煤需求有所降低，炼焦煤价格或将有所下降。考虑到煤炭价格持续处于高位运行，叠加煤电标杆电价的多次下调，高煤价低电价带来的“两头挤压”将继续挤压煤电企业的利润空间。2019年上半年，煤炭价格仍稳定保持在高位。动力煤方面，2019年169月，国内主要地区动力煤平均价格为591.66元/吨，整体价格与上年同期变化不大；炼焦煤平均价格为1296.31元/吨，同比增长4.76%，整体价格走势较为平稳（具体如下图所示）。图7 20182019年6月国内动力煤及炼焦煤价格情况（单位：元/吨）资 料 来 源 ： Wind3下游用电侧2019年16月，全社会用电量继续稳健增长，但增速有所回落。电力消费结构方面，第二产业仍为电力的主要消纳方，随着近年来第三产业快速发展，该次产业用电比重持续增高，但第三产业总体用电规模的限制，用电需求仍不足以对电力行业的发展形成显著促进。此外，鉴于电力需求与经济发展息息相关，预计未来在经济形势基本保持稳定的情况下，全社会用电量增速有限。2018年，在实体经济运行显现出稳中趋好迹象、夏季高温天气频现、上年同期低基数等因素影响下，全社会用电量呈现快速增长态势，电力行业呈现消费增速创新高、装备制造业和第三产业用电快速增长、城乡居民生活用电大幅提升、发电装机结构持续绿色化“弃风弃光弃水”问题有效改善、供需总体平衡等特点。根据中电联统计，2018年全社会用电量69002亿千瓦时，同比增长8.45%，为2012年以来最高增速，增速较上年提高1.89个百分点，电力消费增速有所回升。2018年，全国跨区域送电量累计达4807亿千瓦时，同比增长13.5%。2019年16月，全国全社会用电量33980亿千瓦时，同比增长5.0%，增速比上年同期回落4.4个百分点。全国跨区送电完成2243亿千瓦时，同比增长11.2%。