2022年上半年火电行业信用风险总结与展望

2022年上半年火电行业信用风险总结与展望 联合资信工商评级四部 2022年上半年，全国电力供需总体平衡，局部地区受气候波动影响部分时段电力供应偏紧。企业层面，受益于上网电价提升，部分火电企业已实现扭亏，但由于煤炭价格持续高位震荡，火电企业仍面临很大成本控制压力。 综合考虑国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气候变化等因素，预计2022年下半年，全国电力供需总体紧平衡。当前火电压舱石作用仍极为重要，但未来受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响，电源结构将逐步向绿色低碳转型，清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧，火电机组调峰作用将逐步凸显。 信用债方面，2022年上半年火电企业发债规模同比有所提高，发债企业主要为央企和地方国企，企业整体资质好，融资渠道通畅且融资能力强。2022年下半年，虽电力行业到期兑付债券规模较大，但行业整体偿债风险可控。 www.lhratings.com研究报告1 一、2022年上半年电力行业运行情况 2022年上半年，全国电力供需总体平衡，全社会用电量同比增长。第一产业和城乡居民生活用电增长较快。受局部地区疫情影响，工业和制造业用电增速低于全社会平均水平，2022年4－5月，全社会用电量连续两月负增长。2022年6月，随着疫情的缓解、复工复产逐步取得成效，叠加多地高温因素，当月全社会用电量增速明显。2022年上半年，各类电源投资增速带动电力总装机容量提升，煤电装机占比下降，电源结构绿色低碳转型趋势明显。 1.全社会用电情况 2022年上半年，全国全社会用电量4.10万亿千瓦时，同比增长2.90%，2022年一、二季度，全社会用电量同比分别增长5.0%和0.8%，其中4－5月受部分地区疫情等因素影响，全社会用电量连续两月负增长，导致二季度增速明显回落。 图12021－2022年分月全社会用电量及其增速情况 资料来源：联合资信根据公开资料整理 受第二季度疫情防控形势严峻影响，部分行业生产运营受限，2022年上半年，三大产业用电量增速同比均有所回落。 2022年上半年，第一产业用电量513亿千瓦时，同比增长10.3%，主要由于近年来国家深入推进乡村振兴战略以及乡村用电条件改善、电气化水平持续提升，带动第一产业用电潜力持续释放。2022年上半年，第二产业用电量2.74万亿千瓦时，同比增长1.3%，增速同比回落15.3个百分点。其中二季度受疫情防控形势严峻因素影响，部分行业生产受限，第二产业用电量出现负增长，2022年4－5月，第二产业用电量同比分别下降1.4%和0.5%。从增速结构看，第二产业中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为1.8%、3.3%、-0.4%、0.2%。四大高载能行业的增速放缓，除因全国疫情受控，复工复产情况较好使得上年用电量基数较大的影响外，高载能行业开工率普遍不足也是重要因素。其中，化工行业用电形势相对较好，用电量同比增长4.9%；受当前房地产市场较低迷因素影响，相关黑色金属冶炼行业和建材行业用电量同比分别下降2.8%和4.6%，建材中的水泥行业用电量同比下降16.3%。2022年上半年，国内高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业用电量增速均超过5%，反映出当前制造业升级态势明显，新动能成长壮大。2022年上半年，第三产业用电量6938亿千瓦时，同比增长3.1%，增速同比下降22.7个百分点，第三产业受疫情冲击尤为显著。2022年二季度，交通运输/仓储和邮政业、住宿和餐饮业用电量下降幅度均超过10%。受夏季异常高温天气拉动空调降温负荷增 长影响，2022年上半年，城乡居民生活用电量6112亿千瓦时，同比增长4.5%，增速较上年同期上升5.1个百分点。2022年6月，城乡居民生活用电量同比增长17.7%，其中，陕西、上海、河北、重庆同比增长超过50%。 分区域看，中部地区用电量同比增速领先。2022年上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量 分别为18794亿千瓦时、7844亿千瓦时、12104亿千瓦时和2235亿千瓦时，同比分别增长1.1%、6.9%、3.5%和0.5%。2022年上半年，26个省份全社会用电量实现正增长，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、宁夏、江西、山西、河南、云南、黑龙江等11个省份用电量同比增长超过5%。 2.电力生产供应情况 （1）电力投资 受火电和光伏电源投资增速拉动影响，2022年上半年电力投资同比增长14.0%，非化石能源发电投资占电源投资比重高。 从电力投资额方面看，2022年上半年，全国主要发电企业电源工程完成投资2158亿元，同比增长14.0%。其中，受政策扶持影响，风电和光伏电源投资规模大，但由于2021年风电抢装及海上风电单位成本高等因素影响，风电投资567亿元，同比降低31.4%；光伏投资631亿元，同比增长283.6%；同期，水电投资354亿元，同比下降25.4%；核电投资230亿元，同比增长1.9%；火电投资347亿元，同比增长71.8%，增幅明显主要由于火电在能源保供、电源调峰方面的重要作用叠加火电灵活性改造投资增长。投资结构方面，非化石能源发电投资占电源完成投资的86.5%。同期，全国电网工程完成投资1905亿元，同比增长9.9%。 （2）装机容量 2022年上半年，电源投资增长带动电力总装机容量提升，煤电装机占比下降，电源结构绿色低碳转型趋势明显。 截至2022年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，较2021年6月底增长8.1%。其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，较2021年6月底增长14.8%，占总装机比重为48.2%，占比提高2.8个百分点。火电装机容量13.0亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为45.5%。2022年上半年，全国新增发电装机容量6910万千瓦，同比增长33.22%，新增装机中火电占比下降14.77个百分点。在“碳达峰”“碳中和”目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。 （3）利用小时及发电量 受疫情影响部分时段用电需求下滑、电煤价格高位波动及火电调峰作用增强等因素影响，2022年上半年全国火电机组平均利用小时数同比降幅明显，受此影响，全国发电设备累计平均利用小时略有下降。2022年上半年，全国发电量伴随装机容量的提高略有增长，市场化交易电量占比进一步提高。 2022年上半年，全国发电设备累计平均利用小时1777小时，同比降低81小时。其中，受疫情影响部分时段全社会用电需求下滑、煤价重心仍居于高位使得火电企业发电意愿减退以及火电调峰作用增强等因素影响，全国火电设备平均利用小时为2057小时，同比降低133小时。其中，燃煤发电设备平均利用小时为2139小时，同比降低123小时；燃气发电设备平均利用小时为1090小时，同比降低239小时。 2022年上半年，全国规模以上电厂总发电量为39631亿千瓦时，同比增长0.7%，增速同比下降13.00个百分点。其中，火电发电量27277亿千瓦时，同比下降3.9%。从区域划分看，2022年上半年，跨区输出电量同比增长6.6%，跨省输出电量同比增长4.9%。其中，二季度跨区输送电量增速明显回升，6月跨区输送电量同比增长18.9%，当月随着经济回升以及高温天气导致华中、华东部分省份电力供应偏紧，加大了跨区电力支援力度。此外，伴随电力市场化改革的逐步推进，市场化交易电量规模快速增长。2022年上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量24825.9亿千瓦时，同比增长45.8%，占全社会用电量 的60.6%，同比提高17.3个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为19970.7亿千瓦时，同比增长45.0%。 3.煤炭成本和火电行业效益 2022年上半年，受益于煤炭保供政策的推进，国内原煤产量增速提高，电煤市场价格保持高位波动。 2021年下半年以来，受经济复苏下游需求拉动以及冬储影响，煤炭需求加大，叠加煤炭供应偏紧的格局，带动煤炭市场价格快速提高。2021年四季度以来，在保供政策影响下，我国煤炭月产量有所增长，除2022年2月春节假期外，2022年上半年煤炭月产量基本维持3亿吨左右；煤炭进口方面，2022年上半年，国内共进口煤炭1.15亿吨，同比下降17.5%，主要系国内外中高卡煤价格倒挂严重，一定程度抑制了煤炭进口以及作为我国煤炭主要进口国的印度尼西亚阶段性暂停煤炭出口所致。由于进口煤量整体占比较低，进口量波动对国内煤炭供应影响一般。同时，受长协合同占比提升、长协合同限价等政策影响，电煤价格快速回落，但整体维持较高水平。以秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场价为例，动力煤价格于2021年10月达到最高点2592元/吨，随后快速回落，2022年上半年基本维持900~1100元/吨水平。 图2动力煤市场价波动情况（单位：元/吨） 资料来源：联合资信根据公开资料整理 受煤炭成本高企影响，2021年火电企业亏损严重，2022年上半年大部分企业实现扭亏。 2021年4月以来，伴随着迎峰度夏及疫情受控后下游工业需求增速提升，叠加进口煤受限、煤炭下游需求增速持续大于原煤供给增速等因素影响，煤炭供需格局趋紧，煤炭价格持续攀升，特别下半年涨幅明显，导致火电企业盈利水平大幅下降，我们选取的49家火电发债企业样本1中，2021年下半年43家经营亏损，合计利润总额亏损1547.92亿元。2022年上半年，煤价虽然持续高位震荡，但较2021年四季度水平已明显回落，且受益于电价限制的适度放开带动火电平均上网电价的提高，火电企业利润水平虽同比下降，但已较2021年下半年明显回升，仅14家火电企业经营亏损，合计利润总额亏损120.23亿元，火电企业整体实现扭亏为盈。 表1截至2022年6月底有存续债券的火电企业财务指标情况 指标 2020年 上半年 2020年 下半年 2021年 上半年 2021年 下半年 2022年 上半年 动力煤平均价格（元/吨） 467.00 496.94 630.82 962.63 835.57 秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场均价（元/吨） 540.17 611.18 807.39 1242.94 959.24 利润总额合计（亿元） 908.12 807.65 905.92 -1498.61 686.56 1以截至2022年6月底仍有存续债券的火电企业为总样本 利润总额均值（亿元） 18.92 16.10 18.49 -30.58 14.01 亏损企业数（家） 2 3 10 43 14 注：1.动力煤平均价格为山西、内蒙古、陕西和山东产动力煤均价的半年期均值，因未获取4－6月价格数据，2022年上半年数据为1－3月均值数据；2.下半年利润总额为样本全年利润总额扣除上半年利润总额 资料来源：联合资信根据公开资料整理 二、2022年上半年火电行业主要政策及动态点评 关键词1：市场化交易 2022年1月25日，广州电力交易中心发布《关于印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》的通知》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。 2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出要完善电力价格形成机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。 2022年3月3日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，指出支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点