2020年随着电力体制改革深入推进 电力市场竞争加剧 倒逼电力企业降低发电成本

整体来看，我国经济增长正在向高质量发展转变，由于2020年初新冠肺炎疫情的影响，电力行业短期将会受到一定的冲击，首先由于人们限制出行、聚餐等活动，娱乐、旅游等三产行业的用电量将严重下滑，其次，由于各行业的复工可能至少推迟1-2周，作为电力主要下游需求的化工、建材等行业的工期预计将会出现不同程度的推迟，下游行业电力需求预计短期受影响下降，存量占比较大的二产用电量将有所下滑，但春节假期的延长同样会增加居民用电量，部分抵消二、三产用电量下滑的不利影响，预计影响集中在一季度，随着疫情缓解，各行业开工复工，用电量需求提升，长期影响有限，预计2020年全国电力供需总体均衡，全社会用电量增速将保持中速增长的趋势，原因主要有下面两点，一方面，国家宏观调控经济稳定、高质量的增长，经济增长将保持在一定的合理区间；另一方面，环保政策趋严压制工业特别是高耗能工业的发展，将抑制其用电需求的增加。

2019年全国装机容量继续保持低速增长趋势，发电量增速同比回落，清洁能源装机及发电量占比进一步提高，清洁能源替代造成火电乏力，火电利用小时数同比下降幅度较大；预计2020年供给侧改革背景下，火电投资放缓，火电新增装机容量增长空间有限，同时清洁能源发展势头强劲，火电机组利用小时数将继续承压。

2019年以来，全国发电设备容量继续保持低速增长态势，全社会用电量增速明显回落，机组平均利用小时数较上年同期有所下降。2018年，全社会用电量增速较大，用电需求的较快提升带动了发电量及利用小时数的上升。截至2019年末，全国全口径发电装机容量20.1亿千瓦、同比增长5.8%，火电装机容量为11.9亿千瓦（其中，燃煤发电10.4亿千瓦）。新增装机方面，2019年，全国新增发电装机容量10,173万千瓦，较上年少投产2,612万千瓦；其中，新增非化石能源发电装机容量6,389万千瓦，占新增发电装机总容量的62.8,新增并网风电和太阳能发电装机容量分别为2,574万千瓦和2,681万千瓦，分别较上年多投产447万千瓦和少投产1,844万千瓦；同期，新增煤电、气电装机容量分别为2,989万千瓦和629万千瓦，分别较上年少投产67万千瓦和255万千瓦。截至2019年末，全国全口径非化石能源发电装机容量8.4亿千瓦，同比增长8.7%，占总装机容量的比重为41.9%，比上年底提高1.1个百分点，清洁能源装机占比进一步提高。2019年，全国电源工程建设完成投资3,139亿元，同比增长12.6%，其中火电630亿元，同比下降19.9%。

发电量方面，2019年，全国全口径发电量为7.33万亿千瓦时，同比增长4.7%，其中，全国全口径火电发电量5.05万亿千瓦时，同比增长2.4%，煤电发电量4.56万亿千瓦时，同比增长1.7%。同期，全国非化石能源发电量2.39万亿千瓦时，同比增长10.4%，占全国发电量的比重为32.6%，较2018年提高1.7个百分点，清洁能源发电量占比进一步提高。

机组利用小时方面，2019年，全国发电设备累计平均利用小时3,825小时，比上年同期降低54小时，其中，火电4,293小时，比上年同期降低85小时，水电3,726小时，比上年同期增加119小时；全国太阳能发电1,285小时、同比提高55小时；并网风电2,082小时、同比下降21小时。

在供给侧改革背景下，国家严控火电装机的增长，《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》提出2020年煤电装机力争控制在11亿千瓦以内，2019年末燃煤发电装机已达10.4亿千瓦，随着投资额度的下降，同时考虑到煤电行业淘汰落后产能目标任务以及清洁能源发展势头强劲，火电新增装机容量增长空间有限，装机将继续保持在低速增长水平。随着电力系统调节能力持续增强，电网工程建设有序推进，市场化手段促进消纳的作用逐步增强，清洁能源得到大范围优化配置，新能源消纳能力增强，弃风弃光问题得到改善，将导致火电企业利用小时数继续挤压。

2019年由于新增产能加速投放产量增加等因素，煤炭供需向宽松发展，电煤价格小幅波动下降，但总体处于高位；综合考虑环保因素及长协煤政策推动因素等，预计2020年煤炭供需向宽松发展，电煤价格或将稳中有降；煤电联动取消，价格相对较低的交易电量占比提高，上网电价预期下行。

煤炭作为我国主体能源，是火电供应的基础，占火电营业成本的50%～70%，煤炭的价格变动对火电的业绩有很大的影响。2018年，反映电煤采购成本的CECI5500大卡综合价波动区间为571～635元/吨，国内煤电企业采购成本居高不下，全年全国火电企业亏损面近50%。2019年以来，随着去产能基本进入尾声，新增产能加速投放产量增加，动力煤市场随着供求结构转向“宽平衡”，市场价格运行区间为550～650元/吨；全国电厂存煤总体处于高位、需求不振，叠加火电发电受清洁能源挤压削弱煤炭需求，煤炭供需向宽松发展，电煤价格小幅波动下降，但总体处于高位，截至2020年1月2日，环渤海动力煤价格指数为552元/吨。国家发改委《关于推进2020年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》继续推进煤炭中长期合同签订和履行工作，提出要提高中长期合同签订的数量，支持签订2年及以上量价齐全的中长期合同，若煤炭长期合同有效履行，长协煤比例提高，将有助于煤电企业采购成本的稳定。2020年初，新冠肺炎疫情扩散导致的公路运输及外运受限以及煤矿复工延期导致煤炭供给收缩将成为抑制煤炭短期供应的重要因素，2月1日国家能源局发布《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》中指出，在煤炭供应方面，要保障全国电煤库存处于合理水平；优先安排好疫情重点地区以及东北、京津唐等地区的煤炭供应；要严格执行煤炭中长期合同及“基准价+浮动价”定价机制，严禁在合同约定以外随意涨价，严禁以各种理由不履行中长期合同；因此在煤炭供应方面，电煤供给不足预计不会大面积出现，煤炭价格也保持相对合理的浮动，整体来看疫情对电煤供给的影响较小。

电价方面，2019年《电价指导意见》提出将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮”的市场化价格机制，基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，并指出2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。电力交易方面，2018年，全国电力市场交易电量合化率为30.2%，较上年提高4.3个百分点，其中煤电 的上网电量市场化率为42.8%，平均市场交易电价338.3元/千千瓦时，市场交易平均电价较上年提高11.9元/千千瓦时，但仍较上网电量平均电价降低24.5元/千千瓦时。2019年，全国各类交易电量合计为28,344亿千瓦时，占全社会用电量比重为39.2%，同比提高9个百分点。

综合来看，随着煤炭供需矛盾逐步缓解，煤炭供应方面未来较2019年将相对宽松，电煤价格或将稳中有降。煤电联动机制取消，并指出2020年暂不上浮，同时价格相对较低的交易电量占比提高，电价下降的预期增大；由于煤炭供需向宽松发展，电煤价格的预期下降将部分抵消电价预期下行对火电业绩的不利影响。

财务表现

2019年，煤炭价格的下降有利于火电成本下降，火电板块盈利回升，营业收入增加，净利润同比明显增长；预计2020年火电企业资产结构以及债务特征变化不大，短期债务比重较大，火电企业偿债压力仍较大；受疫情影响，火电企业一季度业绩表现欠佳，需关注用电需求乏力区域、大用户直供电占比较大的电力企业。

根据国家统计局公布数据，2019年1～9月份，全国规模以上工业企业实现利润总额45,933.5亿元，同比下降2.1%。在41个工业大类行业中，30个行业利润总额同比增加，11个行业减少。其中，电力、热力生产和供应业利润总额同比增长13.7%。

在宏观经济平稳运行，用电需求同比提高背景下，火电行业发电量增加，叠加煤炭价格虽高位运行但波动下降，2019年1～9月，火电企业营业收入同比增长6.22%；净利润同比增长63.22%。在现金流方面，业绩好转带来经营性现金流的改善，2019年1～9月，火电企业经营性净现金流同比增长9.23%。随着供给侧改革推进，火电行业去产能效果明显，新增装机增速明显放缓，2017年和2018年在固定资产和长期资产支付的现金同比分别减少13.69%和7.55%，2019年1～9月同比减少7.70%，投资性净现金流方面也有所改善。

从资产负债方面来看，火电企业 具有重资产属性，资产负债率较高，2017～2018年末及2019年9月末，火电企业资产负债率分别为69.14%、68.48%和66.21%，虽有所下降，但维持较高的负债率。与此相应，火电企业财务费用常年保持相对较高水平；但火电企业现金流获取能力仍很强，故企业倾向于使用短期融资工具降低财务成本，2019年9月末，流动负债占总负债比重为41.48%，流动比率0.53倍，存在一定短期流动风险；火电企业有息债务维持平稳增长趋势，规模较大，且短期有息债务占较大的比重，截至2019年9月末，有息债务占总负债比重为76.76%，短期有息债务占有息债务的32.13%，短期偿债压力仍较大。

受疫情影响，各行业开工延迟，国内企业开工率下降，对电力的需求将会有所下降，特别对于疫情严重的区域开工复工时间更长，用电需求会明显下降，一季度火电业绩表现预计整体欠佳，主要由于火电企业发电优先级较低，相较优先级较高的清洁能源企业来说受疫情影响更大，2020年一季度火电、水电业绩将有所分化，需关注用电需求乏力区域、大用户直供电占比较大的电力企业。