行业展望丨火电行业信用风险报告-北极星火力发电网

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行业信用风险展望：稳定

行业

2017年以来，需求端拉动因素有所转变：二产和制造业对用电量增长拉动作用明显，高耗能行业用电增速同比提高;上半年火电利用小时与上网电价同比保持平稳,但煤价反弹带来成本快速上升压力，火电企业业绩下滑明显。

债市

2017年全国发电企业发债规模同比下降,流动性融资需求不减，债券类型仍以短期债券为主;行业内大型企业规模效应突出，具有较强的财富创造能力和稳定的偿债来源，主体信用级别相对较高。

企业

2017年需重点关注两类企业，一是所在区域需求不足的发电企业受煤价上涨的负面影响;二是因地理位置等因素造成的燃料来源单一的企业。

展望

预计下半年，火电企业上网电价上调有助于改善火电企业上半年业绩，但交易电量占比增加将抵消一小部分平均电价的提升;预计2017年全年，用电需求呈现前高后低态势，平均利用小时数承压;火电行业基本面更多直接依赖于煤价走势。

一、行业发展

2017年上半年，电力行业全社会用电量增速同比有所提高;需求端的拉动因素有所转变，制造业对全社会用电量增速的拉动作用明显

2017年1～6月份，全国全社会用电量2.95万亿千瓦时，同比增长6.3%，增速同比提高3.6个百分点。从拉动因素上看,制造业尤其是传统高耗能产业是增速提高的最主要动力。这一点与2016年情况有所不同，2016年城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率为21.0%。具体来看，2017年上半年，第二产业和制造业用电量同比分别增长6.1%和7.0%，增速同比分别提高5.6和7.3个百分点;第三产业用电量占全社会用电量比重为13.7%，同比增长9.3%;受上年同期高基数以及一季度气温偏暖等因素影响，居民生活用电量同比增长4.5%，为近十年同期第二低增速。分行业看，1～6月份，全国制造业用电量1.55万亿千瓦时，同比增长7.0%，增速比上年同期提高7.3个百分点。其中，化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计8802亿千瓦时，同比增长6.3%，增速比上年同期提高9.6个百分点;合计用电量占全社会用电量的比重为29.8%，对全社会用电量增长的贡献率为29.7%。传统产业中的有色金属冶炼、石油加工炼焦及核燃料加工业、化学纤维制造业、木材加工及制品和家具制造业等4个行业用电量增速超过10%。其中，有色金属冶炼行业用电增长对全社会用电量增长的贡献率达19.3%。代表工业转型方向、高技术制造比例较高的通用及专用设备制造业、交通运输电气电子设备制造业、医药制造业用电量同比分别增长10.2%、9.7%和7.6%;三个行业合计用电量比重(7.5%)比上年同期提高0.2个百分点，成为电力消费结构调整的亮点。

从用电区域上看，2016年东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长5.9%、5.4%、3.7%和2.7%，东、中部地区用电形势相对较好，是全国用电增长的主要拉动力。各地区分季度用电走势均呈现前低后高的趋势，2016年下半年开始各地区用电均实现较为明显的提高。分省份看，2017年1～6月全国各省份全社会用电量均实现正增长，其中全社会用电量增速高于全国平均水平(6.3%)的省份有14个，依次为：西藏(21.9%)、宁夏(13.1%)、新疆(11.7%)、贵州(11.1%)、陕西(10.8%)、山西(10.3%)、内蒙古(10.2%)、甘肃(9.0%)、青海(8.6%)、云南(8.5%)、山东(7.8%)、江西(7.2%)、安徽(6.6%)、和浙江(6.5%)。

2017年上半年以来，全国电力装机容量同比有所增长;装机增速总体略高于全社会用电量增速，机组平均利用小时数同比基本持平

2016年全国全口径发电量5.99万亿千瓦时、同比增长5.2%;发电设备利用小时3785小时、同比降低203小时。分电源类型看，(1)水电投资同比下降22.4%，已连续四年下降，全国全口径水电发电量同比增长6.2%，受来水形势变化等因素影响，全年水电生产呈现前高后低的特征。设备利用小时3621小时，比2015提高31小时，为近20年来的年度第三高水平。(2)2016年，火电投资同比增长0.9%，其中煤电投资同比下降4.7%，扭转了前两年煤电投资持续快速增长的势头，2016年底，全国全口径火电装机10.5亿千瓦、同比增长5.3%，全口径火电发电量同比增长2.4%，自2013年以来首次实现正增长。设备利用小时4165小时、比上年降低199小时。(3)并网风电发电量同比增长30.1%，设备利用小时1742小时、同比提高18小时,但西北、东北等地区弃风情况仍然突出。(4)2016年末全国核电装机3364万千瓦、同比增长23.8%，发电量同比增长24.4%;设备利用小时7042小时、同比下降361小时，已连续3年下降。

截至2017年6月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量16.3亿千瓦，同比增长6.9%，高于同期用电量增速0.6个百分点，比上年同期回落4.4个百分点。其中，水电2.9亿千瓦、火电10.6亿千瓦、核电3473万千瓦、并网风电1.5亿千瓦。2017年1～6月，全国发电设备累计平均利用小时1790小时，比上年同期降低7小时。全国火电设备平均利用小时为2010小时，比上年同期增加46小时;分省份看，全国共有12个省份火电设备利用小时超过全国平均水平，其中江苏、河北、山东和宁夏超过2400小时，云南、西藏分别仅为652和60小时;与上年同期相比，全国共有21个省份火电利用小时数同比增加，湖南和江西增加超过200小时，福建、广东、宁夏、陕西、贵州、浙江和青海增加超过100小时，而海南、北京和重庆同比分别降低323、136和127小时。同期，全国水电设备平均利用小时为1514小时，比上年同期降低144小时;在水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，除云南同比增加288小时外，其余省份水电设备平均利用小时同比均有不同程度降低，其中贵州和广西同比分别降低718和632小时，湖南和湖北同比分别降低389和127小时。

行业盈利方面，2017年以来，火电利用小时与上网电价同比保持平稳,但煤价反弹带来成本快速上升压力，火电企业业绩下滑明显

自2015年4月电价平均每度下调2分以后，2016年1月发改委再次下调全国燃煤发电上网电价约每度3分，之后至2017年6月，上网电价政策保持平稳。

在成本端，动力煤、焦煤在2016年的煤炭限产政策等影响下，市场供需情况自2016年有所扭转，电煤价格持续上涨，2016年动力煤现货涨幅超过50%，截至2016年末，山西优混指数上升到626元/吨。自2017上半年，煤炭价格继续位于高位，山西优混动力煤指数最高在2017年4月10日达到605元/吨，最低值在2017年6月20日为565元/吨，截至2017年6月末，山西优混指数为584元/吨。

原标题：行业展望丨火电行业信用风险报告

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