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

2019年以来，全社会用电量增速回落，煤价高位运行小幅波动下降，火电行业整体呈现量利齐增的情况。供给侧改革效果显现，火电装机增速保持低速增长，利用小时数受环保政策趋严、清洁能源挤压等影响同比下降。煤电联动机制取消，现行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，电价市场化进一步推进。预计2020年电力需求维持中速增长趋势，供给侧改革及电改推进背景下，火电新增装机空间有限，清洁能源挤占火电利用小时继续承压；煤电联动机制取消，上网电价市场化，电价下降的预期增大；煤炭供需向宽松发展，电煤价格或将稳中有降，部分抵消电价预期下行对火电业绩的不利影响。2020年初受疫情影响，预计一季度用电量增速下滑，但长期影响有限，鉴于发电企业较好的资质及稳定的现金流，发债企业的信用质量将总体保持稳定。

（来源：大公资信 ID:Dagong_Rating 作者：谢 宁 王 波 蔡文琼）

行业政策

2019年煤电联动机制取消，现行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，风电、光伏平价上网，市场化改革加速；煤电联营工作及煤电整合试点的推动将有利于增强发电企业抵抗市场风险能力。行业规模

2019年全国用电需求增速回落，供给侧改革背景下火电装机容量维持低速增长水平，供需增量总体平衡，势头良好的清洁能源挤占火电利用小时数同比下降；综合考虑经济增长驱动因素、环保政策等因素，预计2020年用电需求将保持中速增长趋势，火电装机容量低速增长，利用小时数继续承压；煤电联动机制取消，市场化交易扩大，电价预期下行，煤炭供需宽松，电煤价格或将稳中有降，部分抵消电价预期下行对火电的不利影响。财务表现

2019年煤价波动下行，火电业绩改善，盈利回升；预计2020年火电企业资产结构以及债务特征变化不大，火电企业偿债压力仍较大。信用质量

火电企业发债主体集中度高，短期债务压力较大，发行债券以短期融资工具为主，“16华晨01”未能按期偿付，民营企业需关注股东风险。

行业政策

2019年煤电联动机制取消，现行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，风电、光伏平价上网，市场化改革加速，将推动电力市场化交易的不断扩大；煤电联营工作及煤电整合试点的推动将有利于增强发电企业抵抗市场风险能力；此外，环保政策趋严将会一定程度抑制高耗能行业用电需求。

2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立，并成为上网侧电价形成的重要基准，历次煤电标杆电价的调整与电煤价格的变化呈现高度的相关性。但随着电力市场化改革的不断深化，竞争性环节电力价格加快放开，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，难以发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。2019年10月，《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称“《电价指导意见》”）发布，自2020年1月1日起，煤电价格联动机制取消，将现行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。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%，具体由供需双方协商或竞价决定，但2020年暂不上浮。同年1月《国家发展改革委国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》、5月《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》提出，为促进可再生能源高质量发展，提高风电、光伏发电的市场竞争力，将推进风电、光伏发电无补贴平价上网；促进公平竞争和优胜劣汰，2020年实现风电与煤电平价上网的目标要求。同时，2019年以来，随着《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》、《关于加强电力中长期交易监管的意见》、《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》等文件的出台，电力市场化建设进一步加快，预计2020年随着电力体制改革深入推进，将推动电力市场化交易的不断扩大，电力市场竞争加剧，倒逼电力企业降低发电成本。

2019年10月两部委发布《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》要求在推进供给侧结构性改革进程中，优化煤电产业资源配置，推动煤炭、电力产业协同发展，采取煤电一体化、煤电交叉持股、煤电企业合并重组等形式实现煤电联营；重点发展坑口煤电一体化、优化推进中东部省份煤电联营、支持北方地区清洁取暖项目实施煤电联营等。2019年11月，国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》推动煤电资源整合和资产优化，将甘肃、陕西(不含国家能源集团)、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。

2019年以来，我国环保力度进一步加大，《环境影响评价法》、《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》、《蓝天保卫战重点区域强化监督定点帮扶工作方案》、《2019年石灰行业大气污染防治攻坚战实施方案》、《关于开展淘汰落后和化解过剩产能工作督导检查的通知》等环保政策密集出台，监管力度不断加大，对高耗能行业的生产活动提高了要求，一定程度抑制高耗能行业用电需求。

综上所述，在火电行业产能过剩、电力市场化改革加速的背景下，发电企业参与市场竞争意愿不断增强，煤电联动取消，电价在电力市场化方向上迈出关键一步；国家政策支持煤电联营工作及煤电整合试点的推动将有利于推进火电盈利的改善、增强发电企业抵抗市场风险能力；此外，环保政策趋严将会使得高耗能行业用电需求受限，一定程度上抑制电力需求增速。

行业概况

2019年，全社会用电量增速回落，第三产业用电量保持较快增长，西部地区用电量增速相对领先；新冠肺炎疫情对用电量需求短期内会造成一定程度不利影响，预计集中在一季度，但随着疫情缓解，长期影响有限，综合考虑经济增长驱动因素、环保政策等因素，预计2020年全国电力供需总体均衡，用电需求增速将保持中速增长趋势。

2019年以来，受经济增速放缓影响，全社会用电量增速回落。2018年，全社会用电量较快增长，同比增长8.5%，同比提高1.9个百分点，为2012年以来最高增速；各季度增速逐季回落，但总体处于较高的水平。2019年，全社会用电量72,255亿千瓦时，同比增长4.5%，增速同比回落4.0个百分点，主要由于2019年以来经济增速放缓以及环保趋严政策下工业用电需求增长受限，上年同期的基数相对较高等因素，此外夏季期间较上年同期偏低的天气因素亦起一定作用；2019年各季度全社会用电量增速分别为5.5%、4.5%、3.4%和4.7%，用电量平稳增长。

在拉动因素方面，2019年，第二产业仍是拉动全社会用电量增长的最主要动力，第三产业用电对全社会用电量增速的贡献率明显增长。2019年，全国第二产业用电量49,462亿千瓦时，同比增长3.1%；第三产业用电量11,863亿千瓦时，同比增长9.5%；城乡居民生活用电量10,250亿千瓦时，同比增长5.7%。第二产业、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47.9%、33.1%和17.9%，其中，第二产业对全社会用电量增速的贡献率仍最高，第三产业贡献率同比提高10.1个百分点。2019年，全国工业用电量48,473亿千瓦时，同比增长2.9%，增速比上年同期回落4.1个百分点，占全社会用电量的比重为67.1%，其中，四大高载能行业用电量比上年增长2.0%，增速比上年同期回落4.1个百分点。

从区域间用电规模看，2019年1～11月，东部地区仍是拉动用电量增长的主要动力，其中，广东、江苏和北京用电规模较大；从区域间用电增速看，除青海、河南、甘肃和上海增速表现为负增长外，其他省份用电量均为正增长，中西部地区多数省份用电增速超过全国水平，且西部地区用电量增速相对领先，其中，西藏和广西2个省份增速超过10%。