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(3)核电
供需方面,2016年在建核电机组进入集中投产期,发电量大幅增加24.39%。但受行业供需宽松影响,利用小时数亦有所降低。盈利方面,2016年装机大幅投产带动发电量上涨,营业收入同比大涨18.84%。但由于部分机组尚未整年度运行,营业成本上涨速度高于营业收入,经营性业务利润与利润总额同比增长4.01%与10.95%。但核电企业仍有大量在建机组尚未投产,总资产报酬率(4.89%)依然维持在低位,盈利能力整体保持稳定。现金流方面,核电发电成本中现金成本仅占约30%,受此影响,2016年核电行业内部现金流同比大幅上涨40.30%,远高于收入与利润增幅。由于大量机组进入整年度运行,经营获现能力明显提升,内部现金流/EBITDA由78.01%升至93.65%,经营获现能力较好。债务负担方面,2016年末核电行业资产负债率为73.24%,较2015年(72.07%)略有增长,债务负担依然处于不同电源中最重。偿债指标方面,由于现金流状况较好,样本企业内部现金流/短期债务为0.57倍,属行业最好水平;但由于债务负担重,2016年全部债务/EBITDA为9.32倍,虽然略好于2015年(10.28倍)水平,但长期偿债能力依然远弱于其他电源。
整体看,核电行业进入机组集中投产期,财务表现保持稳定。未来,虽然各大电力集团或有进入核电领域可能,行业竞争有所加剧,但核电作为受国家严格管制的重点行业,行业集中度仍很高,财务风险仍较小。
(4)新能源发电
供需方面,2016年受国家政策支持,新能源发电机组大幅投产,带动发电量大幅增加(风电、太阳能发电同比增长30.06%与71.95%);另一方面,虽然国家持续进行结构调整,保障新能源多发满发,但由于其自身的不稳定性,部分区域出现了严重的弃风弃光现象,整体利用小时数并未有明显改善。盈利方面,2016年装机大幅投产带动发电量上涨,营业收入、经营性业务利润及利润总额分别同比大涨14.74%、30.64%及16.52%。但上述增长是建立在资产规模增加的基础上,总资产报酬率保持稳定(由5.38%小幅下降至5.24%),盈利能力未有实质性变化,依然处于行业较差水平。现金流方面,新投产装机大幅增加,申请可再生能源补贴存在一定时滞,因此内部现金流同比下降18.87%,内部现金流/EBITDA亦由108.80%大幅下降至76.72%,经营获现能力较差。债务负担方面,2016年末新能源发电行业资产负债率为71.81%,较2015年(72.28%)略有下降,但依然处于不同电源中很重水平。偿债指标方面,由于现金流状况较差,样本企业内部现金流/短期债务为0.28倍,依然处于行业最差水平;全部债务/EBITDA虽然由2015年的7.40倍降低至6.97倍,但依然处于行业较差水平。
整体看,新能源发电行业机组大幅投产,但由于可再生能源补贴拖欠问题,现金流状况较差,财务指标未实质性好转,仍存在一定经营压力。未来,随着建设区域逐步向东部和中南转移,预计弃风弃光现象将会有所缓解,整体看风险可控。需关注当前盈利能力差、债务负担重、可再生能源补贴拖欠严重的企业。
(六)火电各区域2016年财务表现分化
除华南、华东、华北-京津冀地区外,其余地区火电企业财务表现均较差
京津冀地区经济较好,用电需求大,存在较大的电力缺口,上网电价与煤炭成本均处于全国中游。2016年京津冀地区煤炭价格涨幅及标杆电价下调幅度均高于全国平均水平,度电盈利空间受到较大压缩,财务指标全面下滑。整体看,盈利能力及现金流状况仍处于行业较好水平,债务负担略高,短期债务占比大,偿债指标较好。
蒙晋地区经济状况一般,区域内供给严重过剩,存在一定窝电情况,上网电价与煤炭价格均处于全国很低水平。2016年蒙晋地区煤炭价格涨幅及标杆电价下调幅度均低于全国平均水平,度电盈利空间压缩较少,财务指标小幅下滑。整体看,盈利能力及现金流状况依然较差,债务负担略高,短期债务占比较大,偿债指标较差。
华东地区(包括沪、鲁、苏、浙、赣、皖、闵七省区)经济较好,用电需求大,存在较大的电力缺口,煤炭运输多为水运,上网电价与煤炭成本均处于全国偏高水平。2016年华东地区煤炭价格涨幅与全国平均水平相近,标杆电价下调幅度高于全国平均水平,度电盈利空间收到一定压缩。但受益于较低的融资成本和债务负担,财务整体指标有所提升。整体看,盈利能力及现金流状况处于行业很好水平,债务负担很轻,短期债务占比较大,偿债指标很好。
华南地区(包括粤、桂、琼三省区)经济发展持续较好,存在很大的电力缺口,煤炭运输多为水运,上网电价与煤炭成本均远高于全国偏高水平。2016年华南地区煤炭价格涨幅高于全国平均水平,除标杆电价下调外区域内市场化交易电量占比较高,度电盈利空间明显压缩。但受益于较低的融资成本和债务负担,财务整体指标仅小幅弱化。整体看,盈利能力及现金流状况处于行业较好水平,债务负担很轻,偿债指标很好。
东北地区(包括黑、吉、辽三省区)近年来经济状况较差,用电需求疲软,区域内供需持续宽松,但由于紧邻蒙东地区,煤炭运输较为便利,上网电价与煤炭成本均略高于全国偏高水平。2016年东北地区煤炭价格涨幅及标杆电价降幅均远低于全国平均水平,度电盈利空间压缩较少,财务整体指标有所提升。整体看,盈利能力及现金流状况依然处于行业较差水平,债务负担很重,偿债指标较差。
华中地区(包括鄂、湘、豫三省区)[3]经济状况一般,区域内以水电企业为主(但三峡主要承担西电东送任务,区域内用电比例较少),区域内供需保持平衡,但煤炭资源匮乏,上网电价与煤炭成本均高于全国平均水平。2016年华中地区煤炭价格涨幅及标杆电价降幅均为全国最大,度电盈利空间受到大幅压缩,财务整体指标明显下滑。整体看,盈利能力、现金流状况及债务负担均弱化至行业一般水平,偿债指标较差。
西北地区(包括新、青、甘、陕、宁五省区)[3]近年来经济较差,区域内需求疲软,电力外送通道不畅,利用小时数下降明显,但煤炭资源丰富,上网电价与煤炭成本均处于全国很低水平。2016年西北地区煤炭价格涨幅及标杆电价降幅均低于全国平均水平,度电盈利空间受到一定压缩,财务整体指标有所下滑。整体看,盈利能力、现金流状况及债务负担均处于行业很差水平,偿债指标很差。
西南地区(包括云、黔、渝、川四省区)[3]近年来经济较差,区域内以水电为主,且需求疲软,利用小时数始终处于全国很低水平,煤炭资源虽较为丰富,但煤质较差,煤炭成本相比于全国水平较高,但上网电价略低于全国平均水平。2016年西南地区煤炭价格涨幅及标杆电价降幅均高于全国平均水平,度电盈利空间进一步受压缩,财务整体指标明显下滑。整体看,盈利能力、现金流状况及债务负担均处于行业很差水平,偿债指标很差。
除华南、华东、华北-京津冀地区外,其余地区火电企业财务表现均较差。
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