深度丨2017年中国火电行业研究报告

根据目前消息，“十三五”前两年将暂缓核准新建煤电项目，后三年根据国家总量控制要求，合理安排分省新增煤电装机规模。未来5年，中国煤电投产装机控制在10.5亿千瓦左右。《煤电供给侧改革意见》指出，应强化燃煤发电项目的总量控制，所有燃煤发电项目都要纳入国家依据总量控制制定的电力建设规划(含燃煤自备机组)。及时发布并实施年度煤电项目规划建设风险预警，预警等级为红色和橙色的省份，不再新增煤电规划建设规模，确需新增的按“先关后建，等容量替代”原则淘汰相应煤电落后产能;除国家确定的示范项目首台(套)机组外，一律暂缓核准和开工建设自用煤电项目(含燃煤自备机组)。2017年4月，国家能源局发布了《关于发布2020年煤电规划建设风险预警的通知》，其中从煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标、资源约束指标三个方面对31个省、市、自治区煤电规划建设风险预警作出了等级划分，其中除海南、湖南两省为绿色，河南、湖北、江西、安徽四省为橙色，其它地区煤电规划建设风险预警等级均为红色(见附件一)。即便到2019年，能够新建火电的省份也仅仅4个，未来五年火电新增装机必然有限。

2.电价市场化改革

此次电力价格改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。过去，电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润，改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”;政府单独核定输配电价从制度上改变了电网盈利模式，电价机制将更趋市场化，大用户直购电改革使发电企业能够争取更多电量，降低固定成本，减少效益流失，但目前电力市场过剩，容易引发过度竞争，加剧电价水平下降，发电企业盈利空间可能进一步压缩;发电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。

(1)电力体制改革的思路及进展

现行电力体制下，电网公司实行统购统销，发电企业向电力公司出售电力，电力用户向电网公司购买电力，发电企业和电力用户彼此之间缺少沟通，因此电力用户一味抵制电力价格提高，不理解由于安全、环保和低碳要求导致的电力成本价格上升，因此发电企业用于相应领域的成本也没有办法及时回收。为解决上述矛盾，国家积极推行电力体制改革。

2016年，为贯彻落实电改9号文和6大配套文件，国家发展改革委和国家能源局陆续发布《关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》、《关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)》、《有序放开配电业务管理办法》。同时2016年11月发布《售电公司准入及退出管理办法》、《电力中长期交易基本规则(暂行)的通知》;2017年发布《省级电网输配电价定价方法(试行)》以及《关于有序放开发电计划的通知》。在具体举措方面，发改委及能源局要求加快组织发电企业与购电主体签订发购电协议(合同)、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量、规范和完善市场化交易电量价格调整机制、有序放开跨省跨区送受电计划、允许优先发电指标有条件市场转让、参与市场交易的电力用户不再执行目录电价以及采取切实措施落实优先发电、优先购电制度等十个方面。同时在省级电网输配电价定价方法中建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系以及建立激励因素机制，调动电网企业加强管理、降低成本积极性，提高投资效率和管理水平。

此次电力体制改革的总体思路是“管住中间，放开两头”，推进市场化。输配电价改革是电力体制改革和价格机制改革的关键环节，也是电力供给侧结构性改革的重要内容。输配电价改革就是“管住中间”的关键改革措施，目的是转变对电网企业的监管模式，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。过去，电网企业主要通过收取“卖电”和“买电”的差价获取利润，改革后将按照“准许成本加合理收益”的原则收取“过网费”。

从具体的改革方式来看，本轮电力改革主要是通过建立多个电力交易中心来搭建用户和发电企业的交易平台，从而逐步取消电网公司的售电业务，来推行电力行业的市场化运营。

据北极星电力网不完全统计，截至目前，全国范围内已注册售电公司逾万家，其中已公示售电公司已超过2,000家(已缴纳交易保证金，具有购售电资格)。改革后直接收电费的单位不再是“国家电网公司”和“南方电网公司”，而是新成立的当地区的售电公司。售电公司的成立是电价市场化的标志。随着发用电计划有序放开，市场化电量不再列入计划，无需备案核准，2016年市场化交易电量大幅增长，据国家发展和改革委数据显示，2016年，全国包括直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。每度电平均降低电价约7.23分。

(2)电力体制改革对于发电企业的影响

本次改革有利于电力价格市场化的形成，电力价格市场化将会促使发电企业加强成本管控、优化产业布局和产业链延伸;但同时，新的电价机制也容易引发过度竞争，从而加剧电价水平下降，火电企业盈利空间将被进一步压缩;可以预见，未来几年内，将会有大量包袱重、效率低、管理差的火电企业面临被市场淘汰的风险，火电行业长远将可能出现盈亏分化、优胜劣汰、兼并重组的局面。

新的价格形成机制和市场环境将给发电企业带来机遇和挑战。

一方面，市场竞价有利于促使发电企业加强成本管控。新的定价机制确立之后，原有标杆上网电价政策保护将被取消，按机组容量平均分配电量的传统模式也将被打破，不同发电企业经营差距会明显拉大。电价市场化改革后，发电企业的竞价能力与生产成本(煤价等)关联度越来越高，容量大、效率高、符合环保政策的机组具有较强的竞争优势，利用小时会得到大幅提升，经营效益将明显优于老旧机组。新的改革形势将促使发电企业加强存量资产管理，巩固价值创造理念，加快企业从生产型向经营型转变。同时，新价格机制有利于推动发电企业优化产业布局。价格机制调整将引导发电企业优化资源配置、调整商业模式。发电企业在今后规划电源布局选址时，将更多考虑输配电价改革后对跨省区送电、新能源并网的利好，并要考虑售电侧竞价因素，通过优化布局提高市场竞争力。此外，售电侧放开后允许符合条件的发电企业投资组建售电公司，有利于发电企业延伸产业链，实行发售一体。产业链向下游延伸后，发电企业将加强内部协调，发掘电力产品的附加价值，开辟新的利润增长点。

另一方面，改革的压力基本也集中在了发电企业身上。在目前的电力市场过剩加剧、经济稳增长压力加大的背景下，新的电价机制容易引发过度竞争，电力市场竞争将更加激烈、公平、直接，从而加剧电价水平下降，企业盈利空间可能进一步压缩。此外《关于有序放开发用电计划工作的通知》规定，未来几年内，电力企业的所有发电量都将被推向市场，上网电价和销售电价将会全部放开，同时要求未来要优先保证水电、核电等非化石能源发电机组上网。

3.缓解改革阻力

电力的稳定供应，是电力行业的重要任务，为推进行业的良性发展，国家将从电价调整、压缩落后火电产能等方面对行业进行改革，但受煤价居高不下、电力市场化交易对火电企业盈利空间的双向挤压，使得火电企业存在盈利不佳、资金偏紧的状况，或将对改革形成阻力。就此为保证相关改革措施的有序推进，国家也出台了系列政策支持火电企业经营，以缓解改革阻力。

(1)缓解煤电矛盾

为缓解因煤价保持高位、电力市场化交易对火电企业盈利空间的双向挤压，自2017年7月1日起，国家作出变相煤电联动措施，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。

(2)等容替换指标跨地区统筹

《煤电供给侧改革意见》指出，在确保按时完成淘汰、停建、缓建煤电产能任务目标的前提下，列入关停计划的机组容量可跨省(市、区)统筹使用，按等容量原则与暂缓核准、建设项目的恢复挂钩，或按一定比例与在建项目挂钩。列入关停计划且不参与等容量替代的煤电机组，关停后可享受最多不超过五年的发电权，并可通过发电权交易转让获得一定经济补偿。此政策有利于暂缓核准和在建煤电项目的恢复，若煤电项目面临暂缓核准及建设，可采用置换容量的方式恢复核准及建设。针对关停的煤电机组，无法参与等容量替代，但所享有的不超过五年发电权可进行交易转让，一方面转让收入可作为关停补偿，从而减轻关停压力;另一方面也有利于具备条件的缓建项目尽快获取发电上网资格。

(3)去产能后续工作支持

国家支持煤电机组关停后煤电企业盘活相应土地资源。煤电机组关停拆除后的用地，可依法转让或由地方政府收回，也可在符合城乡规划的前提下转产发展第三产业;并指示煤电行业参照钢铁煤炭行业去产能工作的职工安置政策，做好去产能后的人员安置。上述两政策旨在强调做好煤电项目去产能后的后续工作，对疏导调控阻力有较大现实意义，后续政策细则出台及落实情况值得进一步关注。

七、2017年1~11月电力企业债券市场回顾

1.2017年1~11月债券发行情况

2017年1~11月，电力行业[1]共发行各类型债券286只，发债总额5,525.05亿元。受国家煤电缓建停建政策以及市场融资成本处于高位影响，2017年1~11月发债数量及发债总额分别较上年同期下降明显，分别下降28.68%和35.93%。

从发债主体级别情况来看，2017年1~11月，电力行业发债主体共68家，其中，AAA主体35家(占51.47%)，AA+主体19家(占27.94%)和AA主体14家(占20.59%)。从债券类型来看，2017年1~11月电力企业所发行的债券中主要为超短期融资债券180只(合计3,886.50亿元)，一般短期融资债券12只(合计202.00亿元)，一般中期票据31只(合计603.00亿元);发行债券品种以超短期融资债券和一般中期票据为主。

总体看，由于国家煤电缓建停建政策，且市场融资成本处于高位，电力企业1~11月债券发行规模较上年同期大幅下降。

2.2017年1~11月级别迁移情况

截至2017年11月底，电力行业存在有效级别的发行主体共102家，其中AAA级主体43家(占42.16%)，AA+级主体25家(占24.51%)，AA级主体32家(31.37%)，AA-级主体2家(占1.96%)。2017年1~11月，主体级别发生变动的电力企业共6家;其中，主体级别上调的电力企业3家，主体级别下调的电力企业1家;此外，单纯出现主体评级展望调整的电力企业共2家。

(1)北京市热力集团有限责任公司(以下简称“北京热力集团”)[2]

大公国际资信评估有限公司(以下简称“大公国际”)于2017年7月28日，对北京热力集团发行的“13京热力MTN1”、“14京热力MTN001”和“15京热力MTN001”进行了跟踪评级;大公国际将北京热力集团主体信用等级上调至AAA，维持评级展望为稳定，上述债券信用等级上调至AAA。

主体级别上调主要考虑到北京热力集团拥有全国最大的供热系统，在北京市城区具有很强的规模和竞争优势，营业收入和利润总额继续增加，继续得到政府财政补贴、项目建设资本金投入和资产划拨等方面的支持等有利因素。

(2)即墨市城市旅游开发投资有限公司(以下简称“即墨旅投”)

鹏元资信评估有限公司(以下简称“鹏元资信”)于2017年6月9日，对即墨旅投发行的“14即旅投”进行了跟踪评级;鹏元资信将即墨旅投主体信用等级上调为AA+，维持评级展望为稳定，维持上述债券信用等级为AAA。

主体级别上调主要考虑到即墨市经济财政实力持续增强，未来即墨旅投业务收入有一定保障，地方政府持续给予即墨旅投较大支持等有利因素。

(3)山西国际能源集团有限公司(以下简称“山西国际能源”)

大公国际于2017年9月25日，对山西国际能源发行的“G17能源1”进行了评级;大公国际将山西国际能源主体信用等级上调至AA+，维持评级展望为稳定，上述债券信用等级为AA+。

主体级别上调主要考虑到山西国际能源作为山西省电力投资主体之一，装机规模和发电量具有较强的规模优势，同时山西国际能源资产及所有者权益规模逐年增长，资产负债率处于行业较低水平等有利因素。

(4)北方联合电力有限责任公司(以下简称“北方电力”)

中诚信国际于2017年7月27日，对北方电力发行的“15北电MTN001”、“16北电MTN001”、“17北电MTN001A”和“17北电MTN001B”进行了跟踪评级;中诚信国际将北方电力主体信用等级下调至AA+，维持评级展望为稳定，维持上述债券信用等级为AA+。

主体级别下调主要系北方电力经营性业务利润连续两年大幅亏损、财务杠杆水平不断提升所致。

(5)云南保山电力股份有限公司(以下简称“保山电力”)

东方金诚国际信用评估有限公司(以下简称“东方金诚国际”)于2017年7月27日，对重钢股份发行的“15保山电力MTN001”和“16保山电力MTN001”进行了跟踪评级;东方金诚国际维持云南保山电力主体信用等级AA，下调评级展望为负面，维持上述债券信用等级为AA。

主体评级展望调整主要系受地方政府价格管制影响，保山市电力销售价格继续下降，使保山电力盈利能力继续下降;保山电力对外担保比率很高;保山电力利润对政府财政补贴依赖很大所致。