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各类电源标杆上网电价下降,直接交易电价相对较低;2016年以来煤炭价格明显上升,但仍未触发煤电价格联动机制,火电企业仍面临双向价格挤压,经营压力加大
上网电价方面,2013年以来,国家发改委连续4次下调了上网电价,共下调每千瓦时7.44分钱,其中根据煤电价格联动机制,2016年1月1日起,全国燃煤发电标杆上网电价平均下调约3分钱;因水电外送电价与落地区域火电标杆电价挂钩,水电整体价格亦有所下降。此外,2016年12月28日,发改委还下调了光伏发电陆上风电标杆上网电价,降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价,各类电源上网标杆电价有所下降。
2015年11月《关于推进售电侧改革的实施意见》发布以来,售电侧逐步放开,直接电力交易规模迅速增加。2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量超过1万亿千瓦时,约占全社会用电量的19%。2017年上半年,全国各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计约9,500亿千瓦时,已执行的合同每千瓦时平均降价4.7分钱。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时,约占全社会用电量的35%以上。售电侧的逐步放开,发电企业之间竞争更加激烈,直接交易电价下降至低水平。
目前国内电源结构仍以火电为主,而煤炭是火力发电最主要的原料。近年得益于煤炭价格的持续下降、技术更新等因素,火力发电成本逐步降低。但2016年以来,环渤海动力煤(Q4500)综合平均价格已由2016年初的371元/吨上涨至2016年12月末的593元/吨,价格比年初增长约59.84%。2016年11月以后,煤炭价格有所波动,整体仍维持在中高水平,煤电发电成本较上年明显上升,发电成本受原材料价格波动影响较大。
发展改革委于2015年底完善了煤电价格联动机制,根据完善后的煤电价格联动机制测算,2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定,标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时,当年不调整,调价金额纳入下一周期累计计算。考虑到煤炭价格大幅上涨,但煤电标杆上网电价未触发联动调整,2017年火电企业利润空间可能进一步收窄,经营压力加大。
电力改革进入试点阶段,电力直接交易规模扩大,价格竞争激烈,叠加去产能、环保等政策因素,中小型火电企业面临不利局面
随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)及相关配套文件发布,电力改革全面铺开。2016年以来,相关政策频发,主要涉及两大方面:一是电改进入全面试点阶段,云南、贵州等11个省、市、地区开始电力体制改革试点,北京、广州组建电力交易中心,构建电力交易规则和出台电价定价办法,直接交易规模迅速扩大;二是火电去产能力度空前加大,取消、推迟及停建一批燃煤发电机组,加大煤电预警力度。
电力改革试点和交易中心设立,售电侧放开,将有效增加售电公司与用电客户直接交易规模,交易价格普遍较上网标杆上网电价偏低,发电企业售电价格竞争激烈,利润空间挤压,叠加去产能、环保等政策因素,中小型火电企业面临不利局面。同时,电力生产集中、外送困难区域的企业仍难以改善现状。
二、电力生产企业财务风险变化分析
电力生产行业资产负债率维持稳定,带息债务负担有望减轻
2011年以来,国内经济增速回落,电力需求增速随之放缓,电力生产行业平均总资产规模增速亦开始下降,行业整体增长趋缓。2016年电力生产行业平均总资产同比增长3.00%,较上年小幅回升,平均资产负债率为60.00%,与上年持平,因此行业平均净资产和平均负债规模亦小幅增长,整体资本结构较为稳定。
带息债务方面,虽然近三年行业平均资产负债率稳定,负债规模小幅增长,但带息债务率上升至2015年的83.20%,表明带息债务增长仍然较快。2016年带息债务率回落至76.00%,带息债务融资力度有所减弱,负担有望缓解。
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