2022年火电行业信用风险总结与展望

2022年火电行业信用风险总结与展望 联合资信工商评级四部|黄露|杨润 2022年1－10月，全国电力供需总体平衡，局部地区受气候影响部分时段电力供应偏紧。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2023年，全国电力供需总体紧平衡。伴随当前疫情管控的逐步放开，预计工业用电需求将恢复较快增长。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。 企业层面，受益于上网电价提升，2022年前三季度绝大部分火电企业已实现减亏或扭亏，但由于煤炭价格将在未来一定时间内保持高位，火电企业仍面临很大成本控制压力。 信用债方面，2022年1－11月，火电企业发债规模同比下降，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。2023年，虽然火电行业到期债券规模较大，但行业整体偿债风险可控。 www.lhratings.com研究报告1 一、2022年1－10月电力行业运行情况 2022年1－10月，全社会用电量同比增长。其中，受益于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，第一产业用电量增长较快；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6－8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，用电量增速明显回升。2022年1－10月，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1－10月，三大产业用电量较上年同期均实现增长，但受疫情持续扰动以及全国高温天气的影响，月用电量呈现较大波动。 2022年1－10月，全国全社会用电量71760亿千瓦时，同比增长3.8%。2022年一、二、三季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%，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；三季度在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升。 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 2022年1－10月，第一产业用电量947亿千瓦时，同比增长9.9%，占全社会用电量的比重为1.3%。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1－10月，第二产业用电量47086亿千瓦时，同比增长1.7%，占全社会 用电量的比重为65.6%。其中，第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%；第三季度第二产业运行呈现稳中有升态势，拉动用电量增速回升。2022年前三季度，在新能源汽车快速普及、销量快速增长的拉动下，新能源车整车制造用电量同比大幅增长74.1%；化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.1%和3.0%；废弃资源综合利用业、石油/煤炭及其他燃料加工业用电量同比分别增长11.0%和9.7%。 2022年1－10月，第三产业用电量12479亿千瓦时，同比增长4.2%，占全社会用电量的比重为17.4%。其中第三季度用电量增速较大幅回升，除了服务业经济有所复苏外，当季持续高温天气因素也是拉动用电量增速回升的重要原因。2022年前三季度，批发零售业、租赁和商务服务业、公共服务及管理组织用电量增速均超过5%。电动汽车高速发展拉动充换电服务业用电量增长41.9%。2022年10月，第三产业用电量同比下降2.0%。除信息传输/软件和信息技术服务业外，其他行业负增长，其中住宿和餐饮业、金融业、房地产业、批发和零售业降幅超过5%。 2022年1－10月，城乡居民生活用电量11247亿千瓦时，同比增长12.6%，占全社会用电量的比重为15.7%。其中第三季度用电量同比增长19.8%，主要由于8月全国高温拉动空调降温负荷快速增长，当月居民生活用电量增速高达33.5%，重庆、湖北、四川、浙江、陕西、江西增速均超过50%。 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1－10月电力投资同比增长27.0%，非化石能源发电投资占电源投资比重高。 2022年1－10月，全国主要发电企业电源工程完成投资4607亿元，同比增长 27.0%。其中，水电618亿元，同比下降19.9%；火电640亿元，同比增长42.8%，增幅明显主要系火电在能源保供、电源调峰方面的重要作用叠加火电灵活性改造投资增长所致；核电474亿元，同比增长19.9%；风电1205亿元，同比下降26.7%，主要系2021年风电抢装所致。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的86.6%。同期，全国电网工程完成投资3511亿元，同比增长3.0%。 （2）装机容量 2022年1－10月，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10月底，全国发电装机容量25.0亿千瓦，较2021年10月底增长 8.3%。其中，非化石能源发电装机容量12.2亿千瓦，占总装机容量的48.9%，占比提高3.1个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，火电（含燃煤、燃气、生物质）仍为最主要电源，约占总装机总量的52.8%；风电和太阳能发电发展迅速，已和水电并列为主要电源之一。 表1截至2022年10月底全国电力机组情况 电源类型 装机容量（万千瓦） 装机容量占比（%） 装机容量较上年同期变动率（%） 火电 131632 52.8 2.5 水电 40751 16.3 6.0 风电 34939 14.0 16.6 太阳能发电 36444 14.6 29.2 核电 5553 2.2 4.3 其他 199 0.1 / 合计 249518 100.0 8.3 注：火电装机中含燃煤发电11.1亿千瓦、燃气发电1.1亿千瓦、生物质发电4076万千瓦；风电装机中含陆上风电3.2亿千瓦、海上风 电2741万千瓦；太阳能发电装机中含光伏发电3.6亿千瓦、光热发电57万千瓦资料来源：联合资信根据公开资料整理 （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1－10月全国火电机组平均利用小时数同比有所下降。同期，全国发电量伴随装机容量的提高小幅增长，华中、华东部分省份主要受高温天气影响电力供应偏紧，全国跨区、跨省送电完成量同比增长。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1－10月，全国发电设备累计平均利用小时3083小时，同比降低103小时。受疫情影响部分时段全社会用电需求下滑、煤价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3619小时， 同比降低52小时。其中，燃煤发电设备平均利用小时为3772小时，同比降低22小 时，燃气发电设备平均利用小时为1994小时，同比降低264小时。 2022年1－10月，全国规模以上电厂发电量69576亿千瓦时，同比增长2.2%。其中，火电发电量48188亿千瓦时，同比增长0.8%。分省份看，四川、河南、重庆、青海、山西、湖北、安徽、宁夏和内蒙古等9省火电发电量增速超5%，西藏、广西和黑龙江等3省火电发电量下降超过10%。从区域划分看，2022年1－10月，全国跨区送电完成6405亿千瓦时，同比增长5.7%，跨省送电完成14750亿千瓦时，同比增长3.3%。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，跨区电力支援力度加大。其中，6月全国跨区输送电量同比增长18.9%，8月全国跨区 输送电量934亿千瓦时，同比增长17.3%。2022年前三季度，全国新增220千伏及以 上输电线路长度22265千米，新增220千伏及以上变电设备容量（交流）18772万千伏安，输配电能力进一步增强。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年前三季度，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量38889亿千瓦时，同比增长43.5%，占全社会用电量比重为59.9%，同比提高16 个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计31048.5亿千瓦时，同比增长 43.1%。 3.煤炭成本和火电行业效益 2022年1－10月，受益于煤炭保供政策的推进，国内原煤产量增速提高，电煤市场价格较2021年峰值快速回落，但仍保持高位震荡。 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，我国原煤月产量有所增长，2022年3月峰值达到39579.50万吨，2022年1－10月累计生产原煤36.9亿吨，同比增长10.0%；煤炭进口方面，2022年1－10月，中国煤及褐煤累计进口量为23010万吨，同比下降10.5%，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，电煤价格回落，但整体维持高水平。以秦皇岛动力煤（Q5500）综合交易价为例，动力煤价格于2021年10月底达到最高点1202元/吨，随后回落，2022年以来基本维持780~810元/吨水平。 图2秦皇岛动力煤（Q5500）综合交易价波动情况 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，但2022年前三季度绝大部分 火电企业实现减亏或扭亏。 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，我们选取的截至2022年11月底仍有存续债券的火电企业样本1中，2021年第四季度亏损企业占比超过85%，合计亏损1280.49亿元。2022年以来，煤价虽然持续高位震荡，但较2021年四季度水平已明显回落，且受益于上网电价的提高，火电企业盈利水平有所提高，大部分实现扭亏为盈，2022年第三季度仍亏损的企业约占30%，其中绝大部分实现同比减亏。 表2截至2022年11月底有存续债券的火电企业财务指标情况 指标 2021年 第三季度 2021年 第四季度 2022年 第一季度 2022年 第二季度 2022年 第三季度 利润总额合计（亿元） -181.61 -1280.49 346.20 442.11 334.74 利润总额均值（亿元） -3.56 -25.11 6.79 8.67 6.56 亏损企业数量占比（%） 74.51 86.27 29.41 33.33 29.41 注：第二季度利润为上半年利润减第一季度利润，第三季度利润为前三季度利润减半年度利润，第四季度利润为年度利润减前三季度利润 资料来源：联合资信根据公开资料整理 二、2022年火电行业主要政策及动态点评 关键词1：市场化交易 2022年年初以来，国家发展改革委、国家能源局等陆续发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》等。相关政策的发布推动全国统一电力市场体系的建设，并有助于解决目前电力市场存在的体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，有利于构建适合我国