疫情影响下的国内火电行业2020年度信用展望

2020年，“新冠”疫情汹涌而来，部分行业受到了明显的冲击，停工减产、销售萎缩、物流滞阻等问题的出现，导致行业运行波动加大。在疫情发展过程中，因为行业特征的差异，不同行业所受到的影响也截然不同，分化明显。

火电行业受宏观经济影响较大，周期性较强，当前电力行业整体仍处于供给过剩状态，行业景气度主要取决于需求端。考虑火力发电优先级较低，故将全社会用电量扣减清洁能源发电量，从而得到火电行业需求。此外，随着2020年将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制且暂不上浮政策的施行，电煤价格将成为影响度电边际利润的主要因素。

本轮疫情对第二产业用电和第三产业用电均存在一定负面影响，虽对城乡居民生活用电有一定拉动，但考虑城乡居民生活用电在社会用电量中占比较小，其阶段性增加难以抵消第二产业和第三产用电量增速下滑的影响。基于上述判断，火电行业需求增速将小幅下滑，新增装机规模和上网电价受疫情影响较小。煤炭受疫情影响下游需求弱化，电煤成本或存在进一步下滑，一定程度弥补需求下降带来的损失，但营业利润预计下降，行业盈利能力小幅弱化。考虑2020年火电行业累计装机增速仍较低，资本支出增速仍维持低位，债务规模相对稳定，受盈利下降影响偿债指标将小幅弱化。整体看疫情对火电行业存在一定负面影响，火电行业信用品质小幅弱化，但影响程度尚可控，火电行业信用品质仍较高。

区域分化方面，考虑东北、西北和西南区域的火电企业发电效率及点火价差均处于全国较低水平，区域内企业存在一定盈利压力，整体经营压力较大，需关注该区域内火电企业的信用风险。此外，鉴于本次疫情在部分地区较为严重及对于火电行业需求存在一定负面影响，区域内企业盈利能力和偿债指标将小幅弱化。

（来源：中债资信）

目录

第一部分 2020年火电行业分析逻辑

一、行业分析逻辑

二、行业需求展望

三、行业供给展望

四、行业价格展望

五、行业成本展望

第二部分 考虑疫情影响后的行业展望结论

一、疫情对行业影响的作用机制

二、考虑疫情影响后的行业展望结论

第三部分 结论

第一部分 2020年火电行业分析逻辑

一、 行业分析逻辑

二、行业需求展望

2015年以来，全社会用电量增速波动较大，但GDP增速变化较平稳，两者变化趋势关联度越来越低，电力弹性系数法逐渐不适用于对全社会用电量增速的展望。因此对全社会用电量增速的判断，主要采用自下而上方法进行展望，由分项消费构成进行判断。

由分项消费展望2020年：第二产业方面，根据中债资信主要第二产业2020年产量预测（包括有色金属、黑色金属、化工及建材等行业），预计2020年第二产业用电量增速将有所放缓，处于2005年以来的较低增速水平，消费占比将继续呈下降趋势，或降至67.00%左右。第三产业方面，受云储存、5G等信息技术行业快速发展，用电电耗较高影响，近年对全社会用电量增速贡献率显著增长，但受宏观经济增速下行及疫情的影响，预计2020年第三产业用电量增速将出现下滑，处于2005年以来的最低水平，消费占比有所下降。城乡居民生活用电方面，随着国家城镇化率和居民生活电气化水平持续提高、农网改造和居民煤改电的推进，预计2020年城乡居民生活用电仍能维持一定增长，处于2005年以来的较低增速水平。综合2020年第二产业、第三产业及城乡居民生活用电增速及占比变化趋势，考虑宏观经济增速下行等影响，预计2020年全社会用电量增速将有所放缓。

我国电力发电包括火力发电、水力发电、风力发电、核能发电、光伏发电和生物质发电，其中火电发电量占比约70%。受环保等因素影响，国家鼓励清洁能源，水电、风电、核电等清洁能源发电可优先上网，而火力发电优先级较低，即当有用电需求时，优先水电、风电、光伏等清洁能源发电供应方式，剩余用电需求才由火电满足。因此对火电行业需求进行展望时，需先对火电以外其他发电方式发电量进行测算，然后再由电力行业需求扣减非火电发电方式需求量，最终得到火电行业需求。

考虑2020年是“十三五”规划的收官之年，根据“十三五”规划目标预期及在建拟建项目估算，预计2020年水电、核电、风电和光伏的新增装机规模分别为1,500~2,500万千瓦、900万千瓦、4,000~4,500万千瓦和4,500~5,000万千瓦。结合《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》及“十三五”规划预期，预计2020年风电、光伏和核电的发电效率将与2019年基本持平。受2019年高基数效应影响，2020年水电发电效率将小幅下降。

[1]因尚未公布10月数据，此处为截至2019年9月末全国光伏装机容量。

通过非火电发电方式的装机规模及设备利用小时数的测算，我们得到非火电发电方式的发电量，再根据上文测算的全社会用电量增速，得到火电发电量，即火电行业需求量，最终测算出火电行业需求增速。2020年随着“十三五”规划的临近以及新增光伏、风电等上网补贴电价的确定，虽然风电、光伏等清洁能源新增装机规模将呈较高增长，清洁能源发电将继续对火电发电形成一定替代，但考虑风电、光伏等整体发电量规模较小（占全社会用电量比重约10%），而2020年水电相对2019年来水大概率偏枯，区域内水电用电量增速将小幅下滑，预计2020年水电发电量（占全社会用电量比重约18%）增速下滑较大，对火电的替代作用相对2019年减弱。综合考虑社会用电需求及其他能源替代效应，2020年火电行业需求增速小幅下滑。

三、行业供给展望

结合“十三五规划”[2]、在建火电电厂的投产计划及淘汰落后产能《2019年煤电化解过剩产能工作要点》、《国家能源局关于下达2019年煤电行业淘汰落后产能目标任务的通知》等相关政策，未来火电新增装机规模有限，预计2020年新增装机规模将基本与2019年持平，约3,500~4,000万千瓦，累计装机规模增速约2.00~3.50%。 [2]到2020年煤电装机控制在11亿千瓦左右，气电装机为1.10亿千瓦。

发电量及发电效率方面，根据上文火电行业需求与火电装机增速分析，以及火电新增装机规模和火电发电量等测算，预计2020年火电设备利用小时数将小幅下降。

四、行业价格展望

2019年9月国务院常务会议提出，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，但2020年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。同时，供需关系的小幅弱化将导致市场化交易电价仍将下行。随着明年将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制且暂不上浮的政策的施行，预计我国上网电价将小幅下降，约3.00~6.00%。

五、行业成本展望

根据中债资信煤炭行业展望，2020年煤炭市场供需关系将较2019年进一步改善，煤炭价格上涨动力不足，预计煤炭价格将较2019年小幅下行，火电企业煤炭成本将有所下降。

第二部分 考虑疫情影响后的行业展望结论

一、疫情对行业影响的作用机制

考虑火电行业新增装机主要受“十三五规划”、在建火电电厂的投产计划及淘汰落后产能等相关政策影响，上网电价主要受“基准价+上下浮动”的市场化机制且暂不上浮的政策等影响，因此本轮疫情对火电行业供给和行业价格影响均较小；虽然电煤成本以年初既定的长协价格为主，但受疫情影响煤炭下游需求弱化，电煤成本或存在进一步下滑；火电行业需求主要受全社会用电量和非火电发电量增速变化影响，其中非火电发电量由非火电新增装机规模及发电效率决定，主要受“十三五”规划目标预期及《清洁能源消纳行动计划（2018~2020年）》等相关政策影响，受本轮疫情影响相对较小。而根据全社会用电量分项消费拆分，本轮疫情对第二产业用电、第三产业用电及城乡居民生活用电均存在一定影响。因此，本轮疫情对火电行业影响主要探讨疫情对全社会用电量分项消费的影响程度，从而得到疫情对火电行业需求增速的影响结论。