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前言:近年来,宏观经济新常态带动电力需求增速放缓,但相应装机规模依然高速增长。受此影响,电力设备利用小时数逐步走低,弃风、弃光问题愈演愈烈。2015年重启电力体制改革后,改革推进迅速,试点遍地开花。另一方面,2016年煤炭“深V”翻转,电价大幅下调,火电企业利润被严重压缩——因此,有必要对电力行业供需变化、政策导向、企业风险变化等问题进行研究。
中债资信微信公众号将陆续刊发三篇电力年终系列专题,包括简话电改(共分三部分)、火电行业未来盈利研究、2017年电力生产行业展望。其中,简话电改介绍并分析了我国电力体制改革历史沿革与本轮电改对电力系统各环节的影响;火电行业未来盈利研究对2015~2017年火电分区域盈利情况与敏感性进行了分析测算;2017年电力生产行业展望则对上述问题进行了全面分析:供需方面,结合目前的状况及政策导向做了分析预测;微观方面,结合前文供需及政策等的分析以及企业自身的财务表现,对行业内可能出现的企业风险分化做了展望和预测。敬请关注!
内容摘要:
2015年,全社会用电量增速显著放缓,同时电力装机快速增长,电力供需宽松。但受益于电煤价格继续下跌,2015年电力生产行业盈利水平较好。2015年4月与12月底,煤电联动机制触发使得燃煤机组标杆上网电价两次下调,但随着2016年下半年电煤价格开始大幅反弹,火电企业盈利空间面临严重压缩。由于其在国民经济中的重要地位,2017年是否会调整火电价格、火电发电成本如何变动、火电企业未来行业盈利走势等问题备受关注。
为研究上述问题并预判行业信用风险走势,本文选取火电上市或发债企业共47家作为样本数据,在分析各区域2015年度电盈利空间的基础上,结合各区域电价、煤价的波动,推算各区域2016年、2017年度电盈利空间。此外,分别以电煤价格指数及环渤海动力煤价格指数测算火电企业盈亏平衡点。
通过测算,得到下述结论:(1)2015年全国平均度电盈利空间约6.39分/千瓦时,华南、华东、华中地区样本企业盈利较好,东北、西北与华北蒙晋地区样本企业盈利较差,整体看分化较为明显;(2)预计2016年全国平均度电盈利空间下降超过50%,其中华南、华东地区度电盈利空间降幅较小,西北、华北蒙晋地区度电盈利空间下降超过100%,已出现亏损,东北、西南地区也接近亏损线;(3)2017年标杆上网电价大概率会维持目前水平,在此基础上,可测算出全国电煤价格指数和环渤海动力煤价格指数的盈亏平衡点分别为450元/吨和535元/吨,2016年11月电煤价格水平下火电整体已处于全行业亏损状态;考虑到国家宏观调控意在将环渤海动力煤价稳定在550~600元/吨,预计2017年大部分火电企业将亏损;(4)2017年样本企业度电成本受煤炭价格上涨影响大幅提升,在假设2017年不会触发煤电联动的情况下,煤炭平均采购成本较2016年11月水平下降幅度15%以内时,全国超过半数区域企业将出现亏损或接近盈亏平衡点;(5)受不同区域煤炭价格涨幅不同影响,区域格局有所改变,华东、华南依然盈利能力较好,华北-京津冀地区以及华中地区由于2016年煤价涨幅明显,其盈利能力明显恶化,西北、西南、华北-蒙晋、东北地区则持续低迷。
正文:
电力行业在国民经济中占有重要的地位,虽然近年来我国着力调整能源结构,但火电在电力行业中依然保持很高的地位:截至2016年10月末,火电装机占全部装机的66.28%,火电发电量占全部发电量的73.73%。供需方面,在煤炭价格持续下滑的背景和地方政府投资拉动经济的需求下,从2014年4月起至2016年4月,火电装机规模增速翻倍(由4.9%增至9.5%),远高于同期需求增速,供需环境持续宽松,2015年火电机组利用小时数降至1969年以来最低。利润空间方面,成本端,2016年下半年以来,煤炭价格触底大幅反弹,5,500大卡环渤海动力煤价格指数由400元/吨左右升至11月末600元/吨左右,回升至2014年初煤价水平;收入端,由于煤炭价格下滑,2015年两次实施煤电联动机制,2016年全国平均燃煤机组标杆上网电价较2014年下降近5分/千瓦时。受上述两方面影响,火电行业利润空间被严重压缩,近月来火电企业亏损的新闻频现。
为探究火电企业未来行业盈利情况和盈亏平衡点,本文选取火电上市或发债企业(共47家)作为样本,通过分析样本2015年度电盈利空间来估算全国及各区域2016年、2017年度电盈利空间,并据此估算全国及各区域达到盈亏平衡点时的煤价水平。
一、样本企业及数据的选取
本文基于以下标准选取样本企业:(1)发债企业或上市公司,信息披露较为透明;(2)原则上涵盖五大电力集团或其主要子公司、各省能源平台及地方主要发电企业;(3)原则上样本企业覆盖全国各区域;(4)企业以火电业务为主。
根据上述标准筛选后,中债资信选取47家电力样本企业,样本企业2015年火电发电量占全国同期火电发电量的45%,代表性较强。由于不同区域的火电企业煤炭成本、上网电价差异很大,因此将样本企业按经营区域划分为华北-京津冀、华北-蒙晋、东北(黑吉辽)、华东(鲁苏浙沪闵皖赣)、华南(粤桂琼)、华中(湘鄂豫)、西北(新青甘宁陕)、西南(云黔川渝)8个区域。具体见表1:
二、相关指标基本计算方法
1)单个样本企业度电成本和度电盈利空间
完全成本(亿元)= 火电主营业务成本(亿元) + 火电业务三费、营业税金及附加(亿元)其中,假设火电业务按其占收入的比重同比例分摊当期期间费用,即火电业务三费、营业税金及附加 = (火电业务收入÷营业总收入)×总三费、营业税金及附加,对于其他电源收入(如水电等)收入占比过高的个别样本企业,以火电业务三费、营业税金及附加占火电营业成本的15%匡算(火电企业样本中位数水平)
度电成本(分/千瓦时)= 完全成本(亿元)÷上网电量(亿千瓦时)× 100
度电盈利空间(分/千瓦时)= 上网电价(分/千瓦时)÷(1+增值税税率%)—度电成本(分/千瓦时)2)区域上网电价、度电成本和度电盈利空间
区域度电上网电价(分/千瓦时)= (Σ区域样本企业上网电价(分/千瓦时)×区域样本企业上网电量(亿千瓦时))÷区域样本总上网电量(亿千瓦时)
区域度电成本(分/千瓦时)= (Σ区域样本企业度电成本(分/千瓦时)×区域样本企业上网电量(亿千瓦时))÷区域样本总上网电量(亿千瓦时)
区域度电盈利空间(分/千瓦时)= (Σ区域样本企业度电盈利空间(分/千瓦时)×区域样本企业上网电量(亿千瓦时))÷区域样本总上网电量(亿千瓦时)
上述计算方法将贯穿全文。
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