电力行业展望 | 火电利润改善 但中小火电偿债压力仍较大 水电盈利保持稳健

主要内容

全社会用电量增速放缓。受第二产业尤其是高耗能产业用电量增速下降及第三产业、居民生活用量增速回落等影响，2019年1-10月全社会用电量同比增长4.4%，增速同比下降4.3个百分点。目前经济运行下行压力较大，预计2020年全社会用电量增速放缓。

（来源：微信公众号“中证鹏元评级”  ID：cspengyuan  作者：汪永乐 梁瓒）

火电利用小时数下降，发电量维持低速增长。随着电力需求端增速放缓，清洁能源发电挤压以及环保政策约束等，2019年1-10月火电设备利用小时3,495小时，比上年同期降低100小时；发电量同比增长1.1%，增速比上年同期回落5.5个百分点。在全社会用电量增速放缓及可再生能源消纳政策推动下，火电利用小时后续仍将承压，发电量维持低速增长。

弃水问题持续改善，水电发电量持续增长。得益于输送电网项目建设、市场化和跨区交易推进影响，2019年1-10月份全国水电设备平均利用小时为3,244小时，比上年同期增加162小时，弃水问题持续改善，发电量同比增长6.5%，比上年同期提高1.9个百分点。考虑到国家能源结构向清洁能源转型，政策多方面推进清洁能源消纳，在来水情况不出现大幅波动下，水电发电量将保持稳健增长。

煤价高位震荡下行，火电利润改善；弃水及消纳情况好转助推水电盈利保持稳健。2020年开始燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，且2020年暂不上浮，短期在上网电价难以上调情况下，煤价波动成为影响火电企业盈利状况的重要因素。随着煤炭产能提升、铁路运力释放、长协合同增加以及煤炭需求增速放缓，2019年以来煤炭价格略有小幅回落，火电盈利有所改善，但煤价整体始终处于高位震荡，火电企业经营压力仍较大。受益于来水稳定及利用小时提升，水电盈利保持稳健增长。

中小火电偿债压力仍较大，水电偿债压力持续缓解。2019年9月末火电样本企业资产负债率中位数增至61.56%，货币资金/短期有息债务中位数为0.38，考虑到电力市场化程度提高，央企和地方大型国有电力企业具有较强的竞争优势，而中小型火电仍面临较大的成本控制和政策淘汰压力，偿债压力仍较大；水电样本企业债务水平有所下降，盈利和现金流保持稳健，偿债压力持续缓解。

正文

一、行业展望

受经济下行压力加大影响，全社会用电量增速放缓

经济下行压力较大，全社会用电量增速放缓。2019年1-10月全国全社会用电量5.92万亿千瓦时、同比增长4.4%，增速较上年同期下降4.3个百分点。其中，第二产业1-10月用电量同比增长3.0%，较上年下降4.2个百分点，占全社会用电量的比重为67.3%，系全社会用电量增速放缓主要因素，特别是四大高载能行业用电量增速回落，化工行业、黑色金属冶炼行业、有色金属冶炼行业用电量增速比上年同期分别回落2.5个百分点、5.1个百分点和4.9个百分点。此外2019年1-10月第三产业和城乡居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率分别为33.6%和19.4%，但增速同比均有所下降。考虑到经济下行压力较大，第二产业尤其是高耗能产业用电量增速下降及第三产业、居民生活用量增速回落等影响，预计未来全社会用电量增速仍将放缓。

2019年部分调峰备用机组重启及燃气热电机组投产等，火电新增装机增速回升，但电源建设投资大幅放缓，短期内火电新增装机容量增长有限，水电新增装机容量持续收缩

短期内火电新增装机容量增长有限。受停建缓建、淘汰煤电落后产能等政策影响，近年火电投资节奏持续放缓，2019年1-10月火电电源基本建设投资完成额415亿元，同比下降27.8%。由于2019年多地依托调峰备用机组形式重启停缓建煤电项目，以及燃气机组等热电联产机组投产等，火电新增装机容量有所增长。2019年1-10月火电新增发电设备容量3,237万千瓦（包含应急调峰储备电源，其中燃煤2,250万千瓦、燃气579万千瓦），比上年同期多投产539千瓦，同比增长19.98%。2019年3月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于公布河北等省（区）煤电应急调峰储备电源的通知》，将河北、宁夏、黑龙江、甘肃等省区的多个应急调峰储备电源项目移出缓建名单，包括国神集团鸳鸯湖电厂二期4号1×100万千瓦机组、甘肃兰州热电公司“上大压小”2×350MW热电异地扩建项目等。电力发展“十三五”规划要求，到2020 年全国煤电装机规模将力争控制在11亿千瓦以内，占比降至约55%。截至2019年10月底，全国燃煤发电装机容量10.30亿千瓦，占全国发电设备总装机容量的55.11%，考虑到电力需求增速放缓，新能源发电装机增长，以及控煤环保检查等，短期内火电新增装机容量增长有限。

水电方面，短期内水电装机容量增速持续放缓。水电发展“十三五”规划指出常规水电站发展超预期，弃水压力依然较为严峻，以及输电网建设进度等，国家放缓了“十三五”期间水电站开发节奏，2019年1-10月水电新增装机容量为292.00万千瓦，同比下降58.76%。此外，目前我国剩余待开发水电站多集中在西南地区大江大河上游等偏远地区，新增装机建设成本和难度较大，开发周期较长，在建装机主要集中在金沙江、雅砻江流域中游，预计于2021年至2023年逐步投产，在优质水电资源开发潜力有限的背景下，2020年水电新增装机容量持续收缩。

火电利用小时回落，发电量维持低速增长；水电利用小时提升，弃水问题持续改善

火电利用小时承压，发电量维持低速增长。由于社会用电需求增速放缓和新能源发电挤压等，2019年1-10月全国火电设备平均利用小时为3,495小时，比上年同期降低100小时；全国规模以上电厂火电发电量42,041亿千瓦时，同比增长1.1%，增速比上年同期回落5.5个百分点，且增速均低于水电、风电。考虑到未来整体电力消费需求增速放缓，火电发电机组由于受环保和节能减排压力，新能源装机及发电比重增加，为保障新能源发电消纳，部分火电厂及完成灵活性改造的机组可能要逐步参与电网调峰，火电设备利用小时后续仍将承压，火电发电量将维持低速增长。

随着西南水电输电网等外送通道建设，弃水限电问题显著改善。2019年1-10月份全国水电设备平均利用小时为3,244小时，比上年同期增加162小时，规模以上水电发电量10,013亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上年同期提高1.9个百分点。在国家能源结构向清洁能源转型背景下，电力发展“十三五”规划指出到2020 年，非化石能源发电量占比提高到 31%，并且受输电项目建设、市场化和跨区交易、以及加强全网消纳政策（2019年5月《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》自2020年1月1日起对各省可再生能源电力消纳责任权重全面进行监测评价和正式考核）推进影响，在来水情况不出现大幅减少情况下，未来水电设备利用小时仍将提升，弃水问题持续改善。

煤炭价格下行但仍处高位，火电企业经营压力仍较大；2020年煤电价格市场化改革推进且不上浮，短期火电和水电上网电价仍将承压

煤炭价格下行但仍处高位，煤价波动对火电企业盈利状况影响较大。随着煤炭生产能力提升、铁路运输能力加快释放以及煤炭需求增速放缓，加上政府采取的煤炭增运力、增长协等一系列保供、稳价措施，煤炭价格略有小幅回落。2019年1-10月环渤海动力煤（Q5500K）综合平均价格指数位于570-579区间运行，11月至12月11日位于550-570区间，有所下降，处于国家发改委《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》中划分的动力煤价格绿色区间（500-570元/吨）上限。受煤矿安全事故、安全生产督查、公路超限超载运输治理等因素影响，同时在煤炭产能向主产区和大型煤矿集团集中的情况下，煤炭行业话语权不断加大，煤炭价格始终处于高位震荡，火电企业生产成本控制压力仍较大。

短期内上网电价仍有下行压力。2019年10月份国家发改委发布《关于深化燃煤机组上网电价形成机制改革的指导意见》，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，采用“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，且实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升，国家发改委可根据情况对2020年后的浮动方式进行调控。在政府积极推动降低工商业用电成本背景下，短期火电和水电上网电价仍面临一定的下行压力。

电力市场化程度持续提高，市场竞争进一步加剧，央企煤电资源区域整合试点启动，中小型火电仍面临不利局面

政策面上，国家持续推进电力市场化改革。2019年电力市场化电量及占比大幅提升，全面放开经营性电力用户发用电计划，深化燃煤发电上网电价形成机制改革，开启第二轮输配电价核定工作，加速推进电力现货市场及增量配电等售电市场建设。

根据中电联统计数据，2019年1-10月，全国各电力交易中心组织开展的各类交易电量合计为2.20万亿千瓦时，占全社会用电量比重为37.16%，较2018年提高6.96个百分点。其中省内中长期交易电量合计为17,582.4亿千瓦时，占市场化交易电量的80.02%，省间交易（中长期和现货）电量合计为4,389.5亿千瓦时，占比19.98%。未来随着市场交易电量扩大，各发电企业为争取更多电量消纳，或将加剧上网电价竞争和电力市场竞争。

煤电资源整合推进，中小型火电仍面临不利局面。2019年11月出台的《中央企业煤电资源区域整合试点方案）》，从2019年开始启动将甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的省区，纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点，力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一，平均设备利用小时明显上升，整体减亏超过50%，资产负债率明显下降。通过区域整合优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争，并购整合将逐渐频繁。由于国内经济增速放缓与用电量增速区域分化，大型发电企业和机组经济性和环保性能更佳，且能获得更高的市场电量，而中小型火电受成本波动和环保限产等政策影响较大，部分低效落后机组面临被淘汰。