疫情对电力行业的影响：电力市场需求趋弱 发电机组平均发电量下降

2020 年春节前后，武汉地区爆发新型冠状病毒引发的肺炎在全国范围内迅速 扩散，国家能源局密集发布通知，第一时间部署疫情防控期间电力保障服务、电 力安全生产及煤炭供应保障工作。需求方面，由于春节假期为耗电量占比最大的 第二产业生产淡季，同时叠加疫情影响下的延期复工，整体电力需求有所减弱； 供给方面，春节假期电厂普遍执行轮班不停产，可保障电热供应稳定性；主要原 料供应方面，火电厂应对春节假期煤炭运销缩减问题，均会提前安排冬储，加上 港口库存的支撑，短期内虽煤炭供应趋弱，但不会影响火电厂发电运营。短期来 看，电力企业仍可保持正常生产，但新冠肺炎疫情导致下游工业复工延迟，电力 需求减弱，发供电量均有所下降，且由于煤炭供应缩减，电煤成本有所提高；长 期来看，电力作为基础民生工业，伴随下游工业陆续复工，电力需求回升，预计 全年发供电量不会大幅减少，同时煤炭优质产能持续释放，电煤成本有望回落。 电力发债企业多为高级别国有企业，整体抗风险能力强，且受益于经济调控及融 资支持等政策陆续出台，预计疫情对电力行业企业偿债能力影响不大。 

一、新冠肺炎疫情对电力需求的影响 

由于春节假期为耗电量占比最大的第二产业生产淡季，同时叠加疫情影响下的延期复工，整体电力需求有所减弱。 

2019 年，中国全社会用电量 72255 亿千瓦时，同比增长 4.5%。其中，第一产 业用电量 780 亿千瓦时，同比增长 4.5%；第二产业用电量 49362 亿千瓦时（含工 业用电量 48473 亿千瓦时），同比增长 3.1%；第三产业用电量 11863 亿千瓦时，同 比增长 9.5%；城乡居民生活用电量 10250 亿千瓦时，同比增长 5.7%。第二产业用 电量增速偏低，但仍为最重要的高耗电产业，占全社会用电量的比重约 68%。 

根据往年数据统计，受春节假期影响，第二产业 2 月当月用电量相对全年处 于较低水平（约 5%~6%）；叠加新冠肺炎疫情导致的延期复工，第二产业短期内减 产、停产将对电力需求产生负面影响。第三产业用电量占比较低，但新增用电贡 献度较高，其中交通、商贸、旅游服务业等行业受新冠肺炎疫情影响严重，亦将 对电力需求产生负面影响。根据 wind 统计数据，2020 年，6 大发电集团日均耗煤 量于 1 月下旬开始快速下降，2 月初降至低位并持续低位震荡，直至 2 月中旬有小 幅回升趋势。较往年同期相比，6 大发电集团的日均耗煤量在较低水平持续时间更 长，表明叠加新冠肺炎疫情影响下，下游电力需求趋弱。

受新冠肺炎疫情影响，各地政府对省级乃至市区级公路交通的切断将对交运造成直接的冲击，进而向制造业及其上下游传导相对更长期限的需求和供给冲击。但伴随主要工业复产开工率的逐步提升（根据国资委相关数据，矿业、冶金类央企复工率已超过 80%），预计第二产业用电需求将有所回升，并对整体电力市场需求形成支撑。

二、新冠肺炎疫情对电力供给的影响

新冠肺炎疫情导致电力市场需求趋弱，进而导致发电机组平均负荷下降，发电量减少。

火电可调节性强、但发电优先级低，因此火电发电量受疫情影响相对更大。但电力为基础民生工业，生产具连续性，整体抗风险能力强。由于电力的非存储性，电力实际供应随市场需求而有所波动。2019 年，全国发电量 73253 亿千瓦时，同比增长 4.7%。其中，火电发电量 50450 亿千瓦时，同比增长 2.4%；水电发电量 13019 亿千瓦时，同比增长 5.7%。2020 年受春节叠加疫情影响，电力市场需求下降，发电量亦将随之减少。

电源结构方面，清洁能源发电受原料、人力波动影响小，发电优先级别高，受疫情影响更小；同期，低优先级火电发电量将受疫情影响缩减更为明显。

面对疫情扩散，国家能源局提出在电力供应上，要实施电力用户分类管理，对疫情防控机构场所、铁路民航通讯单位等重要用户特事特办，重点做好各地医院、疾控中心、防疫指挥部、疫苗研发、医疗用品生产企业的电力设施建设与供应，落实重点单位供电“一线一案”措施，加大民生领域用电保障，确保人民群众用电安全可靠。对此，电网和发电企业加速复工复产，以确保电力供应。例如国家电网全力恢复建设，加快“三区三州”深度贫困地区、抵边村寨、阿里联网等电网项目建设；开工建设雄安相关电网工程；全面复工青海至河南、雅中至江西±800 千伏特高压直流，张北柔性直流，蒙西至晋中、张北至雄安 1000 千伏特高压交流等一批重大项目建设，全力带动上下游产业复工复产。例如国家电投春节期间全系统 925 个发电厂站中有 910 个在运，95%容量的煤矿在产，国家电投在湖北的 232 万千瓦电力装机全部处于全容量正常运行状态，大别山发电公司紧急重启停机的 2 号机组，双机全开直供武汉。

根据国资委相关数据，目前电网、发电企业复工率已超过 90%，全国电力系统运行平稳，电力供应总体宽裕，电力安全生产情况正常。

三、新冠肺炎疫情对原料（煤炭）供应的影响

火电在电力装机中占比约 60%，电煤成本在火电成本中占比约 50%，对整体电力行业成本影响大。新冠肺炎疫情对煤炭生产及运输均有一定负面影响，导致短期内煤炭供应减弱，电煤成本有所提升；但春节假期各大港口及电厂储备充足，目前电厂库存仍可保障电力供应，且考虑煤炭企业逐步复工，优质产能持续释放，火电原料供应保障力提升，电煤成本有望逐步回落。

现阶段在产煤矿产量偏低，销售末煤多以火运以及周边电厂为主，块煤以境内销售为主，外省汽运管控较为严格。疫情对各地的运输产生较大影响，进而影响火电原料供给。2020 年 2 月 3 日，国家能源局综合司发布《关于做好疫情防控期间煤炭供应保障有关工作的通知》，要求有力有序释放煤炭优质先进产能，优先安排好疫情严重地区以及东北、京津唐等地区的煤炭供应，给予煤炭运输绿色通道支持；严格执行煤炭中长期合同及“基准价+浮动价”定价机制，确保疫情防控期间煤炭市场平稳运行。整体看，受疫情影响，煤炭供给减量；为保障电力生产需要，电厂加大煤炭采购以增量库存，导致煤炭价格上涨；但政策保障长协合同履约，也可一定程度上限制煤炭价格涨幅。截至 2020 年 2 月 21 日，CCI5500 动力煤价格指数（RMB）为 576 元/吨，较年初增长 3.4%。

疫情爆发初期，煤炭产地开工节奏缓慢，铁路货源不足，港口库存煤量大幅下降。但由于电力下游高耗电行业延迟复工，电力需求降低导致电厂日耗煤量降低；且各电厂均为春节假期发电供热做好冬储准备，电厂煤炭库存仍较为充裕。截至 2020 年 2 月 24 日，6 大电力集团主要电厂存煤合计 1749.58 万吨，较年初上涨超 200 万吨；可用库存约 41 天，较年初增长近 1 倍。考虑到煤炭企业逐步加快复工复产（截至 2 月 13 日，全国在产煤矿 996 处、产能 26.5 亿吨/年，较 2 月 1日分别增长 138%和 64.2%），煤炭产量稳步增长，电煤供需已基本平稳，预计未来电煤价格有望回落。

四、新冠肺炎疫情对行业内企业偿债能力的影响

电力行业企业中高等级存续债券占比较高，预计电力企业偿债能力整体受疫情影响不大。

根据 Wind 可统计数据，从电力行业发债企业主体级别分布看，有效数据主体104 家，其中，AAA、AA+和 AA 级别企业数量占比分别为 44.23%、29.81%和 25.00%，以 AAA 级别企业为主；电力发债企业存续债余额合计 12122 亿元，其中 AAA、AA+和 AA 级别企业债券余额占比分别为 91.10%、7.33%和 1.52%，以 AAA 级别企业为主。

从电力行业发债企业 2020 年债券到期分布情况看，电力行业存续债券于 4 月较为集中到期，合计 621.2 亿元，涉及 35 只债券、24 家发行人；具体看，4 月到期的债券主要由级别在 AA+及以上的 21 家企业发行；级别在 AA 的 3 家发行人到期债券总额仅 10.9 亿元，整体偿还压力不大。