电力行业发债主体专题研究之二：电力主体信用资质再观察

煤价波动、来水枯荣以及电价政策调整等因素均会对电力行业的信用资质产生影响。本文从电力行业发债企业出发，从主体的公司属性、营运情况以及财务方面对电力行业的信用资质变化进行分析。 电力行业存量债券余额较大、整体评级较高。截至2022年6月10日，电力行业共133个存续发债主体，存续规模为2.07万亿元，占存量信用债规模的比重为7.92%。 公司属性 主要关注企业性质与上市情况，电力行业属于公用事业子行业，国有股东背景有助于提高企业行业地位，在融资、资源获取以及销售等方面所获支持力度更强。 电力行业存续债券主体多为国有企业，其中中央国有企业发行债券存续规模更高。从评级看，国有背景的电力企业的评级普遍较高。 营运指标 我们重点从火电与水电行业的装机总量、发电小时数、燃煤成本及固定资产折旧费用等方面进行考量。 火电行业方面：1）2022年1-4月，发电装机容量累计值小幅增加，同比增速小幅下滑，火电装机占全行业发电装机容量的比重持续下滑。2）2022年4月，火电行业平均发电小时数同比有所下降，但仍高于全类型发电行业平均发电小时数。3）发电煤耗率缓慢下降，截至2022年4月，发电煤耗率累计值为279.7克/千瓦时。4）受政策调控影响，煤炭价格在2021年10月下旬大幅回落，但2022年以来因行业景气度较高，煤炭价格有所回升并维持较平稳运行。5）煤电上网电价市场化改革持续深化，2021年燃煤上网电价同比上升，火电企业的盈利能力有所修复。 水电行业方面：1）2022年1-4月，水电行业装机总量持续提升。2）水电发电设备平均利用小时数波动较大，2022年3月、4月均呈现同比正增长。3）国内水电发电设备平均发电利用小时数整体呈现“中西部高、东部低”的特征，2022年1-4月全国大部分省份发电煤耗率同比下降。4）不同地区、不同水电站、不同消纳方式的水电上网电价均有所差异，相对于火电上网电价来说水电上网电价较低。 财务指标 1）资产负债结构：截至2022年3月末，电力行业平均资产负债率为63.55%，环比小幅下滑，同比上升。2）短期偿债能力：现金到期债务比波动较大，2021年9月末以来呈下行趋势，表明电力企业的短期偿债能力在一定程度上有所弱化。3）盈利方面：电力行业发债主体的毛利率在2021年呈下降趋势，2022年一季度小幅回升，火电企业的盈利能力在一定程度上得到修复。4）现金流方面：经营活动现金流净额越大的公司，越有可能获得更高的外部评级。综合来看，资产负债率过高、短期偿债能力较弱及现金流情况不乐观的企业需谨慎考量。 风险提示 煤价若高企将加重火电企业成本负担；来水、来风情况超预期下滑；政策加速收紧，警惕相关企业再融资压力。 煤价波动、来水枯荣以及电价政策调整等因素均会对电力行业的信用资质产生影响。本文从电力行业发债企业出发，从主体的公司属性、营运情况以及财务方面对电力行业的信用资质变化进行分析。 1、电力行业存量债券概览 电力行业存量债券余额较大、整体评级较高。截至2022年6月10日，电力行业（申万行业标准）存量发债主体为133家，存量债券余额为2.07万亿元，占存量信用债余额的7.92%，电力行业存量债券余额较大。从评级来看，存续债券的主体评级大多数为AAA级，占总电力债余额的91.14%，整体评级较高，AA+、AA级的电力债分别占比4.42%和1.05%，C级发行人为凯迪生态环境科技股份有限公司、永泰能源股份有限公司、华晨电力股份公司，上述公司存续债券25只，均处于违约状态。 图表1：电力行业存续债券其主体评级分布 图表2：电力行业存续债券其券种分布 2、电力行业信用资质跟踪 依据电力行业信用资质分析框架，下文对电力行业的信用资质分析主要从公司属性、公司上市与否、营运情况以及财务指标等四个方面进行分析，其中营运情况是对水电与火电的业务模式分别进行讨论。 图表3：电力行业信用资质分析框架 2.1、公司属性 公司属性方面主要关注企业性质与上市情况。电力行业属于公用事业子行业，具有一定特殊性，国有股东背景有助于提高企业的行业地位，在融资、资源获取及销售等方面所获支持力度更强。对于火电企业，国企（特别是央企）在获取稳定的煤炭资源以及上网小时数上较民营企业有一定优势。 电力行业存量发债主体多为国有企业，其中中央国企的债券余额更高。截至2022年6月10日，中央国有电力企业的存量债券余额为16884.76亿元，地方国有电力企业则为3481.98亿元，两者在总电力行业存量债券规模中的占比达到98.49%；从存量发行主体来看，中央国有电力企业共60家，地方国有电力企业共66家，两者在总电力行业存量发行主体中的占比达到94.74%。 图表4：电力行业存续债券主体属性分布 从评级看，国有背景的电力企业的评级普遍较高。截至2022年6月10日，中央国有电力企业的存续债券中，AAA评级的占比达到97.73%；地方国有电力企业的存续债券规模中，AAA评级的占比为67.37%；而民营企业、中外合资企业、公众企业与外商独资企业的存续债券均都没有AAA评级。从上市情况看，电力发债主体中上市公司占比约为三分之一。133家电力行业发债主体中，44家为上市企业，占比33.08%。 图表5：电力行业各公司属性的存续债券规模评级分布 图表6：电力行业上市与未上市主体存续债券规模的评级分布 2.2、火电行业营运情况 火电行业的利润可以表述为：火电行业利润=装机总量×平均发电小时数×上网电价-燃料成本-其他成本。从收入端看，火电行业的收入由上网电量与上网电价决定。从成本端看，火电行业成本主要由燃料成本决定。 图表7：火电板块营业利润分解 2.2.1、装机总量 截至2022年1-4月，火电行业发电装机容量累计值小幅增加，同比增速小幅下滑，火电装机占全行业发电装机容量的比重持续下滑。截至2022年4月末，国内火电装机数量累计值为13.00亿千瓦，同比增长2.90%，较2022年3月下滑0.1个百分点。此外，截至2022年4月火电装机占全行业发电装机容量的比重为53.9%，自2020年以来呈现持续下滑趋势。 图表8：火电装机容量累计值 图表9：火电装机容量占全行业装机容量的比值 2.2.2、平均发电小时数 由于我国火电行业“市场煤价、计划电价”的特征，平均发电小时数，也即发电设备平均利用小时数，是衡量火电企业盈利能力的核心指标。 2022年4月火电行业平均发电小时数同比有所下降。但仍高于全类型发电行业平均发电小时数。2022年4月，火电发电设备平均利用小时数为302小时，高于同期末全类型发电设备277小时的平均利用小时数，但是相比于2021年4月末的299小时有所下降。 图表10：全类型及火电发电设备平均利用小时 火电发电厂用电率较稳定，维持在5.4%到6.0%。发电厂用电率在季度上呈现夏秋高、冬春低的特征。最近两期（2022年3-4月）发电厂用电率均为5.50%，较为稳定。 图表11：火电发电厂用电率 2.2.3、上网电价 上网电价指火电企业将所发电量销售给电网公司的价格，2020年以来燃煤发电上网电价开启市场化改革，原有标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。2021年煤价高企使得火电企业大幅亏损，在此压力之下燃煤发电上网电价持续深化。2021年10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，市场交易电价较基准电价上下浮动范围调整为不超过20%，高耗能行业不受限制。在此影响之下，燃煤上网电价上升，火电企业的盈利能力有所修复。以华能国际（600011.SH）为例，2021年各地区煤机上网电价均有不同幅度的提升，北京市煤机上网电价提升最为明显，同比增长15.13%。 图表12：华能国际（600011.SH）2020年和2021年煤机上网电价 2.2.4、燃料成本 燃料成本是火电企业最大的经营成本支出，可以进一步细分为两个维度：发电机组的平均煤耗和标准煤的市场价格。火电企业成本对动力煤的价格波动非常敏感。 发电机组平均煤耗 发电煤耗率持续缓慢下降。发电煤耗率越高，意味着同样的发电量所需消耗的煤炭量更大。随着技术进步，我国火电的煤耗持续小幅缓慢下降，截至2022年4月，发电煤耗率累计值为279.7克/千瓦时，较2021年4月的281.3克/千瓦时下降0.57%。 图表13：发电煤耗率累计值 发电煤耗率累计值呈现西高东低的特征，2022年1-4月，全国除西藏外大部分省份发电煤耗率同比下滑。2022年1-4月，发电煤耗率较低的地区依次为北京、吉林、天津、海南、辽宁、山东，其煤耗率均低于270克/千瓦时。发电煤耗率最高的地区为云南，其发电煤耗率为310.4克/千瓦时。全国31个省市自治区（其中西藏未披露数据）中，有20个省份的发电煤耗率相比于2021年同期有所下滑。 图表14：2022年1-4月各省市自治区发电煤耗率 标准煤的市场价格 在全球通货膨胀、焦炭进口减少、下游需求复苏等因素的共同作用下，国内煤炭需求提升，供需格局的变化导致煤炭价格也随之大幅上涨。2021年10月19日，国家发改委通过多种方式平抑煤炭价格“完全脱离供求基本面的非理性上涨”，依据《价格法》对煤炭价格进行干预，多种措施并行，煤炭价格（秦皇岛动力煤）在2021年10月20日达到2570元/吨的峰值后，市场价格大幅回落。 然而煤炭行业维持高景气度，供需偏紧的格局也使得煤价自2022年以来有所回升。截至2022年6月9日，秦皇岛动力煤（Q5500）价格为1210元/吨，维持较平稳运行。煤价若较高则将加大火电企业的经营成本压力，需要持续关注火电企业的盈利能力。 图表15：秦皇岛动力煤价格（Q5500） 2.3、水电行业营运情况 水电行业的利润可以表述为：水电行业利润=装机总量×发电小时数×上网电价-固定资产折旧费-其他成本。从收入端看，水电行业与火电行业类似，收入与装机总量、发电小时数以及上网电价成正比。从成本端看，水电行业无需外购原材料，其发电成本主要与固定资产折旧费、财务费用等成本费用相关，其中固定资产折旧在营业成本中所占比重较高。 图表16：水电板块营业利润分解 2.3.1、装机总量 2022年1-4月，水电行业装机总量与同比增速均提升。水电企业通常下设一个或多个水电站，各水电站装机总量加总即为水电企业的总装机容量。水电站的规模越大，其平滑丰水期和枯水期发电量差异的能力越强，整体发电效率更高，获得规模优势。截至2022年4月，水电发电装机容量累计值为39555万千瓦，同比增长6%，相比于2021年4月4.2%的同比增速有所提升。 图表17：水电装机数量累计值 2.3.2、发电小时数 水电发电设备平均利用小时数波动较大，2022年3月和4月同比均有所上升。 受来水情况影响，水力发电量呈现一定程度的周期性特征，设备平均利用小时数也有所波动，因此发电小时数是衡量水电企业机组运行情况和盈利能力的核心指标。2022年以来，水电发电设备平均利用小时数同比上升，2022年3月、4月均呈现正增长。 图表18：全类型及水电发电设备平均利用小时 国内水电发电设备平均发电利用小时数整体呈现“中西部高、东部低”的特征。 2022年4月，全国各省市自治区（除天津和上海）的发电设备平均利用小时数累计值为756.72小时，高于全国平均值的地区有河南、湖南、广西、宁夏、西藏、湖北、青海、云南、甘肃、四川、重庆、江西、贵州、陕西和福建（排序由高到低）。其中河南的水电发电设备平均利用小时数累计值最高，为1340小时。 图表19：各地区水电发电设备平均利用小时 水电发电厂用电率较低，维持在0.30%左右，低于火电发电厂5.4%-6.0%的发电厂用电率。 图表20：水电发电厂用电率 2.3.3、上网电价 不同地区、不同水电站、不同消纳方式的水电上网电价均有所差异，相对于火电上网电价来说水电上网电价较