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深度丨2017年中國火電行業(yè)研究報告

我國電源結構以火力發(fā)電為主,其中燃煤發(fā)電在火力發(fā)電中占據(jù)主導地位。2016年,我國火電發(fā)電量在總發(fā)電量中的占比達71.60%;燃煤發(fā)電量在火電發(fā)電量中的占比達91.07%,燃氣發(fā)電、燃油發(fā)電量占比小。本報告火電研究以煤電為主。

一、火電行業(yè)發(fā)展情況

1.火電裝機容量持續(xù)增長,電力投資增速放緩

從裝機容量看,近年來我國電力總裝機容量持續(xù)增長,未來我國電力總裝機容量將繼續(xù)保持增長,但增長的帶動因素將由之前的火電裝機規(guī)模的增長轉換為非化石能源裝機容量的增長。

在火電裝機建設方面,近年來火電裝機容量持續(xù)增長,隨著之前年度火電投資項目的陸續(xù)投產,短期內火電裝機容量將繼續(xù)保持增長,但受國家煤電停、緩建政策影響,火力發(fā)電裝機容量增速將得到明顯遏制。此外,近年來受環(huán)保、電源結構改革等政策影響,國內非化石能源裝機快速增長,火電裝機容量占電力裝機容量的比重呈逐年小幅下降態(tài)勢,且該趨勢未來將長期保持,但同時受能源結構、歷史電力裝機布局等因素影響,國內電源結構仍將長期以火電為主。

根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會(以下簡稱“中電聯(lián)”)相關統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示,近年來,中國電力總裝機容量持續(xù)增加。截至2016年底,全國6,000千瓦及以上電廠總裝機容量為164,575萬千瓦,較年初增長8.2%;其中,火電裝機容量為105,388萬千瓦,較年初增長5.3%;火電裝機容量占電力總裝機容量較年初繼續(xù)下降1.73個百分點至64.04%。截至2017年10月底,全國6,000千瓦及以上電廠裝機容量為167,062萬千瓦,較年初增長1.5%;其中,火電裝機容量為108,336萬千瓦,較年初增長2.8%;火電裝機容量占電力總裝機容量的比重為64.85%。

深度丨2017年中國火電行業(yè)研究報告 行業(yè)資訊 第1張

從各區(qū)域看,全國火電裝機規(guī)模集中于華東、華北地區(qū),其中山東、江蘇、浙江、內蒙和山西地區(qū)裝機規(guī)模較大。裝機規(guī)模增速方面,一方面受下游用電需求增長有限、清潔能源發(fā)電量占比提高等因素影響,火電設備利用小時數(shù)持續(xù)走低,使得火電裝機投資需求減弱,火電電源投資呈下降趨勢;另一方面,國家基于環(huán)保、節(jié)能、引導行業(yè)有序發(fā)展等因素考慮,加速落后產能的淘汰,受上述因素影響,國內火電裝機規(guī)模雖保持增長,但增速明顯放緩。2016年,各地區(qū)火電裝機規(guī)模增速均低于上年,其中華中、東北、西南增速均低于5%,分別為4.71%、1.41%和4.64%。

深度丨2017年中國火電行業(yè)研究報告 行業(yè)資訊 第2張

2016年,國內電力投資結構進一步調整,整體電源投資需求明顯減弱,同時出于對緩解電力供需的區(qū)域性不平衡等現(xiàn)象的考慮,我國政府加大電網(wǎng)升級改造力度,使得年內電網(wǎng)工程投資增速明顯提升。從長遠看,受用電結構調整、跨區(qū)域輸電能力加強等因素影響,在我國未來電力投資結構方面,電源投資極大可能將維持收縮態(tài)勢,行業(yè)投資重點為電網(wǎng)及配套設施的建設。

2016年,全國電力工程建設完成投資8,855億元,同比增長3.3%,增速較去年下滑6.6個百分點。其中,電源工程建設完成投資3,429億元,比上年減少12.9%,占全國電力工程建設完成投資總額的38.72%;電網(wǎng)工程建設完成投資5,426億元,比上年增長16.9%,占國內電力工程建設完成投資總額的61.28%。在電源投資中,全國水電、核電和風電完成投資均較上年減少,分別減少12.9%、10.5%和25.3%;火電完成投資1,174億元,雖較上年增長0.9%,但其中煤電投資同比減少4.7%;非化石能源發(fā)電投資占電源總投資的比重為65.76%,比上年下降4.69個百分點。

2017年1~10月,全國主要發(fā)電企業(yè)電源工程完成投資1,977億元,同比減少17.2%。其中,火電573億元,同比減少25.3%;水電392億元,同比減少22.5%;核電315億元,同比減少16.0%;風電471億元,同比減少14.0%。水電、核電、風電等清潔能源完成投資占電源完成投資的71.0%,比上年同期提高3.1個百分點。全國電網(wǎng)工程完成投資4,126億元,同比增長0.6%。

2016年,國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于促進我國煤電有序發(fā)展的通知》,提出嚴控各地煤電新增規(guī)模;國家能源局發(fā)布了《關于取消一批不具備核準建設條件煤電項目的通知》(國能電力〔2016〕244號),取消了大唐集團、華電集團等七個投資主體共計15個項目、1,240萬千瓦不具備核準建設條件的煤電項目。受經濟增速放緩、電力供需變化等影響,我國煤電利用小時數(shù)持續(xù)下降,同時規(guī)劃和在建煤電項目規(guī)模較大,違規(guī)建設問題仍然存在,為化解煤電產能過剩風險,2017年7月26日,國家發(fā)改委、工信部等16部委聯(lián)合發(fā)布《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》(發(fā)改能源〔2017〕1404號)(以下簡稱“《煤電供給側改革意見》”),提出在“十三五期間”,全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦,淘汰落后產能0.2億千瓦以上。預計未來火電投資增速、火電裝機容量都將進一步得到控制。

2.全國總發(fā)電量持續(xù)增加,火電發(fā)電量占比下降

受社會發(fā)展帶動,國內電力設備總發(fā)電量持續(xù)增加?;痣姲l(fā)電量方面,近年來火電發(fā)電量增速受用電需求及其他能源發(fā)電擠壓影響波動較大;2017年以來,受國家淘汰落后煤電裝機影響,規(guī)模以上火電機組發(fā)電量增速有所提高,但隨著非化石能源電力的不斷發(fā)展,火電發(fā)電量占比呈下降趨勢,預計未來占比將進一步降低。

近年來,我國總發(fā)電量持續(xù)增加。2016年,我國總發(fā)電量為59,897億千瓦時,較上年增長5.2%;其中火電發(fā)電量達到42,886億千瓦時,較上年增長2.4%,增速較總裝機容量增速低2.9個百分點;火電發(fā)電量占總發(fā)電量的比重達71.60%,占比較上年下降1.93個百分點。

2017年1~10月,全國規(guī)模以上電廠發(fā)電量51,944億千瓦時,同比增長6.0%,增速比上年同期提高2.1個百分點。其中,全國規(guī)模以上電廠火電發(fā)電量37,993億千瓦時,同比增長5.4%,增速較上年同期提高3.6個百分點。分省份看,全國僅4個省份出現(xiàn)負增長,分別為北京(-10.9%)、海南(-4.9%)、山東(-1.7%)和云南(-1.5%),其他省份火電發(fā)電量均實現(xiàn)增長,其中,寧夏增速達25.1%,此外增速超過10%的省份包括福建(18.6%)、廣東(13.7%)、廣西(12.0%)、江西(11.9%)、青海(11.3%)和山西(10.0%)。

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從電源結構看,近年來,在國家推動化石能源清潔利用、提高能源領域綠色低碳發(fā)展質量和水平的背景下,我國非化石能源發(fā)電規(guī)模逐漸擴大。2016年,中國非化石能源發(fā)電裝機占比、非化石能源發(fā)電量占比分別從2010年的27%和19%提高至36%和28%,水電、核電、風電及并網(wǎng)太陽能發(fā)電裝機容量均大幅提升。受此影響,火電發(fā)電量占比呈逐年下降趨勢。2016年,火電發(fā)電量占比為71.60%,較上年下降1.93個百分點。同時,據(jù)《國民經濟和社會發(fā)展第十三個五年發(fā)展規(guī)劃綱要》內容,提出到2020年,中國非化石能源占一次能源消費總量比重將增至15%左右(2016年約13.3%),未來我國火電發(fā)電量占比將進一步下降。

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3.設備利用率持續(xù)下滑

從設備利用率看,受火電裝機規(guī)模擴大,其他能源發(fā)電方式擠壓以及下游用電需求低迷等多方面因素影響,近幾年全國火電設備平均利用小時數(shù)持續(xù)下滑;進入2017年后,受下游行業(yè)供給側改革推進,電網(wǎng)完善程度提高等因素影響,火電行業(yè)集中度有所上升,平均利用小時數(shù)小幅回升;分區(qū)域看,華東和華北地區(qū)火電設備年平均利用小時數(shù)較高,西南地區(qū)年平均利用小時數(shù)最低;我國目前整體用電需求提振有限,加之之前年度火電投資項目的陸續(xù)投產以及非化石能源裝機規(guī)模的增加,仍可能對我國未來火電設備利用率的提升形成掣制。

截至2016年底,火電裝機容量為105,388萬千瓦,較上年增長5.3%,火電發(fā)電量達到42,886億千瓦時,較上年增長2.4%,火電發(fā)電量增速小于火電裝機容量增速。受此影響,2016年,全國發(fā)電設備平均利用小時為3,785小時,同比減少203小時,為1964年以來的最低水平;其中,火電設備平均利用小時4,165小時,同比減少199小時。2017年1~10月,全國發(fā)電設備累計平均利用小時3,109小時,比上年同期減少13小時;其中,全國火電設備平均利用小時為3,431小時,比上年同期增加26小時。

受區(qū)域內經濟結構、用電需求、電力外送通道暢通性、其他電源發(fā)電擠壓等因素影響,我國各區(qū)域火電設備平均利用率差異較大。其中,華北、華東地區(qū)火電設備平均利用小時數(shù)較高;西北、東北、華中地區(qū)火電設備利用小時數(shù)一般;華南、西南地區(qū)火電利用小時數(shù)較低。具體來看,2016年,山東、江蘇、河北等13個省份火電設備利用小時數(shù)超過全國平均水平;在低于全國平均水平的省份中,云南和西藏最低,不足2,000個小時,分別為1,922和82小時;與2015年相比,除山東、北京、河北外,全國其它省份的火電設備利用小時數(shù)均有不同程度的降低,其中青海、海南、福建下降超過600小時。從具體省份角度看,各省火電發(fā)電機組利用小時情況,與區(qū)域內經濟發(fā)展狀況及產業(yè)特征聯(lián)系密切,雖特高壓輸電通道建設的陸續(xù)推進,有利于國內跨區(qū)域調電的落實,但最終實現(xiàn)發(fā)用電供需的平衡仍有待時日。

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4.“上大壓小”,機組超低排放和節(jié)能改造有序推進

我國火力發(fā)電技術不斷發(fā)展,火電機組朝著大型化、清潔化方向發(fā)展;截至2016年底,我國已投運火電脫硫和脫硝裝機容量已占全國煤電機組總裝機容量的93.6%和86.7%;截至2017年7月底,我國已投產1,000MW超超臨界機組達到100臺;隨著國家從嚴淘汰落后產能,“上大壓小”政策的持續(xù)推動,煤電行業(yè)整體裝機技術水平將逐步提升。

大型化方面,我國火電機組呈現(xiàn)熱電聯(lián)產機組比重提高、以熱電聯(lián)產機組替代小機組、小機組整合以大機組替代的特點。60萬千瓦、100萬千瓦超(超)臨界機組成為我國主力火電機組,我國火電機組的參數(shù)、性能和產量已處于世界領先水平。超超臨界機組方面,截至2017年7月底,我國已投產100萬千瓦超超臨界機組達到100臺,主要集中在廣東、浙江、江蘇三個電力缺口較大省份,三省合計占51臺。依據(jù)目前國家有關政策要求,不符合要求的30萬千瓦以下煤電機組(含燃煤自備機組)(主要指純凝發(fā)電機組)需依法依規(guī)淘汰關停;隨著具體政策出臺,調控阻力進一步得到疏導,現(xiàn)存小型熱電機組,特別是非民生熱電機組或也將面臨淘汰風險(以河北省為例,已明確提出有序關停20萬千瓦以下熱電機組)。關停小規(guī)模發(fā)電機組,用大規(guī)模發(fā)電機組將其取代,將有效降低煤電行業(yè)的單位煤耗,煤電行業(yè)整體裝機技術水平將逐步提升。

清潔化方面,我國現(xiàn)役機組通過節(jié)能技術改造,提高熱效率、提高劣質煤利用水平,使得環(huán)保、能耗指標方面表現(xiàn)卓著。煤耗方面,據(jù)公開資料顯示,2016年,我國煤電機組全年實現(xiàn)平均供電煤耗312克/千瓦時,同比降低3克/千瓦時;其中,100萬、60萬、30萬千瓦機組平均供電煤耗分別為285.32克/千瓦時、306.61克/千瓦時、318.47克/千瓦時。我國《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出,計劃到2020年,煤電平均供電煤耗下降到每千瓦時310克標準煤以下,從各等級發(fā)電機組單位煤耗情況看,國內60萬千瓦及以上發(fā)電機組已滿足煤耗要求,但30萬千瓦及以下高壓、超高壓發(fā)電機組的發(fā)電煤耗相對較大,對我國煤電行業(yè)整體實現(xiàn)煤耗目標形成掣制,因此該類型電機組所面臨的淘汰風險較大。目前,我國部分地區(qū)在役的30萬千瓦以下高壓、超高壓發(fā)電機組中,部分機組為配套地區(qū)冬季供熱,或電解鋁、造紙等企業(yè)的自備能源供應的發(fā)電資產,未來該部分發(fā)電機組可能存在集中進行“上大壓小”的機組結構調整的需求;具體來看,投產時間久,鍋爐承壓等級低,能耗大的發(fā)電機組為主要淘汰對象,同時未來區(qū)域居民供熱模式和地區(qū)供熱管網(wǎng)建設調整情況,也會對我國煤電企業(yè)結構改革產生一定影響。

其他排放物方面,2015年底,環(huán)境保護部、國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》和《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》提出:到2020年,全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現(xiàn)超低排放,即在基準氧含量6%條件下,煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米。一般而言,燃煤煙氣污染物超低排放改造相較于燃氣發(fā)電更具經濟性,相對于常規(guī)煙氣治理投資較高;裝機容量越大,單位發(fā)電量的環(huán)保升級投資越低。隨著源頭嚴防、環(huán)保違法實行“零容忍”《環(huán)保法》實施,環(huán)保稅開征臨近,“超低排放”已經成為地方政府、和電力公司追求的目標,近年來各大電力公司在煤機除塵、脫硫、脫硝建設及節(jié)能環(huán)保改造投入大量資金。截至2016年底,全國已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約8.8億千瓦,占全國火電機組容量的83.8%,占全國煤電機組容量的93.6%;已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約9.1億千瓦,占全國火電機組容量的86.7%;安裝袋式除塵器、電袋復合式除塵器的機組容量超過2.97億千瓦,占全國煤電機組容量的31.6%以上。我國煤電機組超低排放和節(jié)能改造計劃全面有序推進,東部、中部、西部地區(qū)應分別在2017年、2018年和2019年底前完成具備條件機組的改造工作。煤電機組的技術水平提升,在節(jié)能環(huán)保的同時降低單位煤耗,但脫硫脫硝除塵等改造將增加企業(yè)的改造費用支出。同時,部分發(fā)電機組由于投產建成時間久,存在較大的改造難度,在達標排放、經濟效益及政策導向三方面壓力下,機組關停的可能性較大。

二、上游煤炭行業(yè)對火電行業(yè)影響

受煤炭行業(yè)去產能政策的影響,2016年下半年動力煤價格明顯上漲,煤電企業(yè)成本大幅增加;2017年以來,受全年安全大檢查、6月份的“煤管票”,以及上半年“兩會”、下半年“十九大”等因素影響,煤炭產能仍無法充分釋放,煤價高位波動運行;國家取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金,相當于變相上調上網(wǎng)電價,但受直購電市場化定價影響,煤電企業(yè)盈利能力仍然較弱。

1.煤炭價格情況

受煤炭行業(yè)去產能政策的影響,2016年,我國煤炭產量進一步下滑,我國全年生產原煤33.64億噸,同比下降8.71%,供求關系緊張拉動煤價持續(xù)上漲。為保證煤炭供給并抑制煤價上漲,2016年9月,發(fā)改委制定《穩(wěn)定煤炭供應、抑制煤價過快上漲預案》,旨在保證煤炭穩(wěn)定供應和抑制煤價過快上漲,允許先進產能企業(yè)釋放產能(恢復330工作日生產),從而使得原煤產量增加。2017年上半年,煤炭價格指數(shù)保持相對穩(wěn)定,呈高位波動運行。2017年1~10月,全國原煤產量17.13億噸,同比增長5%。

深度丨2017年中國火電行業(yè)研究報告 行業(yè)資訊 第6張

受煤價高位運行影響,煤電企業(yè)利潤普遍呈現(xiàn)大幅縮水,以前五大電力集團為例,2017年1~9月凈利潤及經營活動凈現(xiàn)金流均呈現(xiàn)大幅下滑。一般煤電企業(yè)無法具備五大電力集團電源多元結構、上下游產業(yè)鏈延伸、議價話語權等優(yōu)勢,盈利受擠壓情況更為嚴重。

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按火電企業(yè)的一般業(yè)務周期特征,每年第三季度存在“迎峰度夏”、“冬煤夏儲”等因素,動力煤需求規(guī)模較大;同時供給方面,受2017年安全大檢查、6月份的“煤管票”,以及“兩會”及“十九大”等因素影響,煤炭產能仍無法充分釋放。需求旺盛以及供給未充分釋放兩方面因素導致煤炭供應偏緊,煤礦庫存維持在較低水平,將在一段時間內促使煤價繼續(xù)高位運行。

2.煤電聯(lián)動分析

由于我國電力實行計劃制,煤炭實行市場制,煤和電的價格偏離較高時則電力企業(yè)會出現(xiàn)嚴重虧損,為緩解煤電價格矛盾,我國從2004年引入了煤電聯(lián)動機制。自煤電聯(lián)動機制實施后,我國共經歷四次煤電聯(lián)動,但均發(fā)生在2009年以前。

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2016年以來受動力煤價格連續(xù)上漲影響,煤電企業(yè)盈利空間不斷受到擠壓,但2017年初國家發(fā)改委表示,根據(jù)煤電價格聯(lián)動計算公式測算,2017年煤電標桿上網(wǎng)電價全國平均應上漲每千瓦時0.18分錢(未達每千瓦時0.20分錢調整線),全國煤電標桿上網(wǎng)電價故此未作調整,但進入2017年后,國內煤價維持高位運行,同時受直購電試點展開(以山東省電改方案為例,2017年參與市場交易的用電量計劃達全省用電量的30%),火電企業(yè)受煤企和市場化用戶兩頭擠壓,盈利能力進一步減弱,火電企業(yè)全面虧損。此情形下,國家發(fā)改委發(fā)于2017年6月下發(fā)《關于取消、降低部分政府性基金及附加合理調整電價結構的通知》,通知中稱,自2017年7月1日起,取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金,騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價。該政策的調整相當于上網(wǎng)電價的上調,可視為變相的煤電聯(lián)動。但2017年下半年以來,煤價再次出現(xiàn)小幅上漲并維持在高位,雖專項資金的取消,維持了一部分企業(yè)盈利空間,但煤電矛盾仍然突出。同時考慮到降低企業(yè)能源成本為國務院工作重點目標之一,簡單的直接啟動煤電聯(lián)動的可能性不大,相關配套調整措施或變相聯(lián)動措施更具出臺預期。

三、下游主要用電行業(yè)用電需求分析

2016年,在實體經濟運行企穩(wěn)發(fā)展、夏季高溫天氣頻現(xiàn),以及上年同期低基數(shù)等因素影響下,全社會用電量保持增長態(tài)勢,電力消費增速有所回升。進入2017年后,受電力下游行業(yè)產品市場需求回暖、行業(yè)集中度提升等因素帶動,工業(yè)用電量小幅提升;第三產業(yè)及居民用電量繼續(xù)保持較高增速,全社會用電量增速同比小幅提高。三次產業(yè)中,第二產業(yè)一直為電力的主要消納方,但隨著近年來第三產業(yè)快速發(fā)展,該次產業(yè)用電比重持續(xù)增高,但受該次產業(yè)總體用電規(guī)模的限制,用電需求仍不足以對電力行業(yè)的發(fā)展形成顯著促進。此外,鑒于電力需求與經濟發(fā)展息息相關,預計未來在經濟形勢基本保持穩(wěn)定的情況下,全社會用電量增速有限,火電行業(yè)產能過剩局面的改善仍需一定時間。

2016年,在實體經濟運行顯現(xiàn)出穩(wěn)中趨好跡象、夏季高溫天氣頻現(xiàn)、上年同期低基數(shù)等因素影響下,全社會用電量保持增長態(tài)勢,其中三、四季度增長較快,電力消費結構不斷優(yōu)化。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計,2016年全社會用電量59,198億千瓦時,同比增長5.0%,增速較上年提高4.0個百分點,電力消費增速有所回升。全國發(fā)電設備累計平均利用小時3,785小時,比上年同期降低203小時;其中火電設備累計平均利用小時4,165小時,比上年同期減少199小時。2016年,全國跨區(qū)域送電量累計達3,324億千瓦時,同比增長16.0%。

2017年1~10月,全國全社會用電量52,018億千瓦時,同比增長6.7%,增速比上年同期提高1.9個百分點。全國發(fā)電設備累計平均利用小時3,109小時,比上年同期降低13小時;其中火電設備累計平均利用小時3,431小時,比上年同期增加26小時。全國跨區(qū)送電完成3,535億千瓦時,同比增長11.9%。

深度丨2017年中國火電行業(yè)研究報告 行業(yè)資訊 第9張

從電力消費結構看,第二產業(yè)用電是全社會電量的最主要部分,該產業(yè)電力消耗量占全社會用電量的比例一直維持在70%以上。據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計,2016年,第三產業(yè)用電量同比增長11.2%,持續(xù)保持較高增速;第二產業(yè)用電量同比增長2.9%,制造業(yè)用電量同比增長2.5%,其中鋼鐵、有色和化工等四大高耗能行業(yè)合計用電量同比零增長,而裝備制造、新興技術及大眾消費品業(yè)增長勢頭較好,反映制造業(yè)產業(yè)結構調整和轉型升級效果繼續(xù)顯現(xiàn);城鄉(xiāng)居民生活用電量同比增長10.8%。

2017年1~10月,第一產業(yè)用電量995億千瓦時,同比增長7.4%,占全社會用電量的比重為1.9%;第二產業(yè)用電量36,280億千瓦時,同比增長5.7%,增速比上年同期提高3.4個百分點,占全社會用電量的比重為69.74%,對全社會用電量增長的貢獻率為60.0%;第三產業(yè)用電量7,367億千瓦時,同比增長10.7%,增速比上年同期回落1.0個百分點,占全社會用電量的比重為14.2%,對全社會用電量增長的貢獻率為21.8%。第二產業(yè)中全國工業(yè)用電量35,634億千瓦時,同比增長5.7%,增速比上年同期提高3.4個百分點,占全社會用電量的比重為68.5%,對全社會用電量增長的貢獻率為58.4%。其中,輕工業(yè)用電量為6,187億千瓦時,同比增長7.4%,增速比上年同期提高3.3個百分點;重工業(yè)用電量為29,447億千瓦時,同比增長5.3%,增速比上年同期提高3.4個百分點。城鄉(xiāng)居民生活用電量7,376億千瓦時,同比增長7.6%,增速比上年同期回落4.0個百分點,占全社會用電量的比重為14.2%,對全社會用電量增長的貢獻率為16.1%。

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四、電網(wǎng)運行情況分析

1.電網(wǎng)投資保持較高增速,跨區(qū)域送電能力不斷提升

近年來我國電網(wǎng)行業(yè)進入升級改造期,基本建設投資持續(xù)增長,跨區(qū)域送電能力不斷提升,有利于解決國內長期存在的區(qū)域性電力供需不平衡問題;電網(wǎng)升級改造有利于中西部地區(qū)一次能源富集區(qū)發(fā)電設備利用小時數(shù)的提升和國內全口徑度電成本的降低,但同時亦會降低國內電力投資需求,并推動落后發(fā)電設施的產能淘汰。

近年來,我國持續(xù)保持較大規(guī)模的電網(wǎng)建設投入力度。2016年,我國新增交流220kV及以上輸電線路長度3.20萬千米。目前,我國電力輸配的主要系統(tǒng)包括:國家電網(wǎng)有限公司(以下簡稱“國家電網(wǎng)”)、中國南方電網(wǎng)有限責任公司(以下簡稱“南方電網(wǎng)”)和內蒙古電力集團有限責任公司。截至2016年底,國家電網(wǎng)110kV及以上輸電線路長度93.8萬千米,110kV及以上變電容量36.12億千伏安,占我國輸電線路長度的76%,占我國變電容量總量的66%。南方電網(wǎng)110kV及以上輸電線路長度21萬千米,占輸電線路總長度17%,110kV及以上變電容量8.9億千伏安,占變電容量總量的16%。

繼2005~2009年中國輸配電行業(yè)的高速發(fā)展期后,為解決配電網(wǎng)薄弱問題、提高新能源接納能力、實現(xiàn)智能互聯(lián)目標,近年來我國輸配電行業(yè)將進入改造轉型的更新?lián)Q代周期,電網(wǎng)基本建設投資完成額呈持續(xù)增長趨勢,2016年全年累計完成5,426.00億元,同比增長16.94%,增速提高4.30個百分點。

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為加快推進配電網(wǎng)建設改造,2015年,國家發(fā)改委和國家能源局先后發(fā)布《關于加快配電網(wǎng)建設改造的指導意見》和《配電網(wǎng)建設改造行動計劃(2015-2020年》,其中明確提出:2015~2020年,配電網(wǎng)建設改造投資不低于2萬億元。預計到2020年,高壓配電網(wǎng)變電容量達到21億千伏安、線路長度達到101萬千米,分別是2014年的1.5倍、1.4倍,中壓公用配變容量達到11.5億千伏安、線路長度達到404萬千米,分別是2014年的1.4倍、1.3倍,城市供電可靠率將達99.99%。近年來,我國配電網(wǎng)建設投入不斷加大,配電網(wǎng)發(fā)展取得顯著成效,但用電水平相對國際先進水平仍有差距,城鄉(xiāng)區(qū)域發(fā)展不平衡,供電質量有待改善。提高電網(wǎng)裝備水平、促進節(jié)能降耗和推動輸配電網(wǎng)智能互聯(lián)化發(fā)展是我國電網(wǎng)改造的幾大發(fā)展目標。

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從跨區(qū)域送電情況來看,隨著我國電網(wǎng)接納能力的不斷提高、西電東送工程不斷推進,近年來我國跨區(qū)域送電量增長明顯。2016年,全國跨區(qū)域送電量累計達3,324億千瓦時,同比增長16.0%。根據(jù)國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)的《解決棄水棄風棄光問題實施方案》,大氣污染防治“四交五直”特高壓建設任務計劃于2018年完成,加之我國目前已建成的多條長距離、大容量輸電通道,可為跨省區(qū)電力互濟提供了基礎,有利于我國電力供需不平衡矛盾的化解,在提升西北部地區(qū)發(fā)電設施利用程度的同時,滿足我國東部、南部用電大省的電力需求,降低東部、南部用電大省的電力建設需求,并有利于區(qū)域內落后發(fā)電設施的淘汰。

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2.國內電網(wǎng)運營模式及電價定價機制

目前我國實行廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)模式,這一模式實際分為兩個階段,第一階段是試點階段(1998~2001年);2002年以來的第二階段是改革階段,目前已成功重組發(fā)電和電網(wǎng)企業(yè),達到電價市場化的必要條件。目前我國電價仍根據(jù)《價格法》實施政府定價,電價由電力企業(yè)或省價格主管部門根據(jù)電力商品類別、生產經營成本及其變化情況提出電價制定與調整建議方案,國家價格主管部門綜合考慮電力供求平衡狀態(tài)和宏觀經濟承受能力等因素后,提出具體意見,報國務院審批后,通知省價格主管部門和電力企業(yè)執(zhí)行(各省最新煤電上網(wǎng)電價見表3)。此外,為打破輸配電一體化壟斷、電網(wǎng)企業(yè)獨家購買電力的格局,近年來發(fā)電企業(yè)向大用戶直接供電業(yè)務開展較多,為電價市場化改革積累了有益經驗。

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五、行業(yè)格局

1.競爭格局穩(wěn)定

目前火電行業(yè)集中度較高,五大發(fā)電集團在火電行業(yè)中占據(jù)絕對優(yōu)勢,各省屬區(qū)域性電力集團也具有較強的競爭能力;考慮到火電行業(yè)對于資源、技術、人員等的較高要求,預計未來具備較強競爭實力的火電企業(yè)規(guī)模將繼續(xù)保持優(yōu)勢地位、競爭實力將得到進一步加強,火電行業(yè)競爭格局將保持穩(wěn)定。

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近年來,火電行業(yè)裝機規(guī)模不斷擴大,但行業(yè)整體競爭格局保持穩(wěn)定。具體看來,五大發(fā)電集團是電力行業(yè)主力梯隊,2016年五大發(fā)電集團總裝機占比為51.37%,較上年進一步提高。部分省屬區(qū)域性電力集團也擁有較大規(guī)模的裝機規(guī)模,但與全國性電力集團相比仍差距很大??紤]到火電行業(yè)對于資源、技術、人員等的較高要求,預計未來具備較強競爭實力的火電企業(yè)規(guī)模將繼續(xù)保持優(yōu)勢地位,行業(yè)競爭格局將保持穩(wěn)定。

2.神華集團國電集團重組

2017年8月,神華集團與國電集團實施重組,形成我國第一大一次能源及二次能源生產巨頭。該次合并重組,在國家資本整合、優(yōu)質資源整合、降低發(fā)電成本以及拓寬保持“市場煤、計劃電”平穩(wěn)共存思路等多個方面,對大型電力集團及整體火電及煤電行業(yè)具備明顯的指導意義。

2016年7月,國務院辦公廳公布《關于推進中央企業(yè)結構調整與重組的指導意見》,提出“推進強強聯(lián)合:穩(wěn)妥推進裝備制造、建筑工程、電力、鋼鐵、有色金屬、航運、建材、旅游和航空服務等領域企業(yè)重組,集中資源形成合力,減少無序競爭和同質化經營。鼓勵煤炭、電力、冶金等產業(yè)鏈上下游中央企業(yè)重組,打造全產業(yè)鏈競爭優(yōu)勢,更好發(fā)揮協(xié)同效應?!?/p>

在國家鼓勵大型央企產業(yè)鏈延伸的背景下,2017年8月28日,神華集團有限責任公司(以下簡稱“神華集團”)收到國務院國資委的通知,同意中國國電集團公司(以下簡稱“中國國電”)與神華集團實施聯(lián)合重組,神華集團更名為國家能源投資集團有限責任公司(以下簡稱“國家能源集團”),作為重組后的母公司,吸收合并中國國電。

兩家合并后成立的國家能源集團將成為中國第一大一次能源生產公司和二次能源生產公司,煤和電的產量都占全國總產量15%左右,其總資產將超過1.8萬億元。神華集團與中國國電強強聯(lián)合是近年來煤炭電力行業(yè)規(guī)模最大的重組案例,其產業(yè)鏈上下游的聯(lián)合重組,對于推進煤電一體化、穩(wěn)定煤炭市場、促進行業(yè)可持續(xù)發(fā)展和企業(yè)轉型升級均具有重要意義。

2017年11月28日,國家能源投資集團有限責任公司重組成立大會在北京召開,標志著國家能源集團正式成立。

六、行業(yè)政策

目前火電行業(yè)政策主要集中在供給側改革及電價市場化改革兩方面。

1.供給側改革

電力行業(yè)供給側改革主要體現(xiàn)在嚴控裝機規(guī)模和淘汰落后產能兩方面;從新增規(guī)模來看,“十三五”期間國家將嚴格控制煤電新增規(guī)模,預計未來受煤電新增規(guī)模大幅減少的影響,火電裝機新增規(guī)模將會大幅減少。

2017年7月,16部委聯(lián)合發(fā)布的《煤電供給側改革意見》中指出,“十三五”期間,全國停建和緩建煤電產能1.5億千瓦,淘汰落后產能0.2億千瓦以上,實施煤電超低排放改造4.2億千瓦、節(jié)能改造3.4億千瓦、靈活性改造2.2億千瓦,全國煤電裝機規(guī)??刂圃?1億千瓦以內。隨后在2017年9月,發(fā)改委及能源局分別發(fā)布《關于印發(fā)2017年分省煤電停建和緩減項目名單的通知》和《關于2017年煤電行業(yè)淘汰落后產能目標任務(第一批)的通知》。其中,對停建及緩建項目進行明確。

從首批全國煤電調控任務落實情況來看,關停落后產能合計512萬千瓦;停建違規(guī)項目合計4,172萬千瓦,涉及投資額1,745億元;推遲緩建項目合計6,463萬千瓦,涉及投資額2,725億元。

淘汰落后產能力度最大的省、市及地區(qū)(以淘汰產能規(guī)模排序)包括天津、北京、山西、安徽、江蘇,分別關停產能86萬千瓦、84.5萬千瓦、50萬千瓦、40.75萬千瓦、27.757萬千瓦。

停建違規(guī)項目力度最大的省、市及地區(qū)(以淘汰產能規(guī)模排序)包括山西、山東、廣東、內蒙古、廣西,分別停建1,608萬千瓦、594萬千瓦、448萬千瓦、386萬千瓦、270萬千瓦;其中僅山西1省涉及投資額達692.5億元。

推遲項目力度最大的省、市及地區(qū)(以淘汰產能規(guī)模排序)包括寧夏、山西、福建、內蒙古、河南,分別推遲936萬千瓦、746萬千瓦、664萬千瓦、633萬千瓦、580萬千瓦;其中以寧夏為代表的西部省份,緩建力度較大與國家對其可再生能源發(fā)電量占全社會用電量比重指標要求、可再生能源消納問題密切相關,后續(xù)規(guī)劃也或受該地區(qū)可再生能源消納情況影響。

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根據(jù)目前消息,“十三五”前兩年將暫緩核準新建煤電項目,后三年根據(jù)國家總量控制要求,合理安排分省新增煤電裝機規(guī)模。未來5年,中國煤電投產裝機控制在10.5億千瓦左右?!睹弘姽┙o側改革意見》指出,應強化燃煤發(fā)電項目的總量控制,所有燃煤發(fā)電項目都要納入國家依據(jù)總量控制制定的電力建設規(guī)劃(含燃煤自備機組)。及時發(fā)布并實施年度煤電項目規(guī)劃建設風險預警,預警等級為紅色和橙色的省份,不再新增煤電規(guī)劃建設規(guī)模,確需新增的按“先關后建,等容量替代”原則淘汰相應煤電落后產能;除國家確定的示范項目首臺(套)機組外,一律暫緩核準和開工建設自用煤電項目(含燃煤自備機組)。2017年4月,國家能源局發(fā)布了《關于發(fā)布2020年煤電規(guī)劃建設風險預警的通知》,其中從煤電建設經濟性預警指標、煤電裝機充裕度預警指標、資源約束指標三個方面對31個省、市、自治區(qū)煤電規(guī)劃建設風險預警作出了等級劃分,其中除海南、湖南兩省為綠色,河南、湖北、江西、安徽四省為橙色,其它地區(qū)煤電規(guī)劃建設風險預警等級均為紅色(見附件一)。即便到2019年,能夠新建火電的省份也僅僅4個,未來五年火電新增裝機必然有限。

2.電價市場化改革

此次電力價格改革的總體思路是“管住中間,放開兩頭”,輸配電價改革就是“管住中間”的關鍵改革措施,打破電網(wǎng)在“買電”和“賣電”兩頭的“雙重壟斷”,為電力價格市場化奠定基礎。過去,電網(wǎng)企業(yè)主要通過收取“賣電”和“買電”的差價獲取利潤,改革后將按照“準許成本加合理收益”的原則收取“過網(wǎng)費”;政府單獨核定輸配電價從制度上改變了電網(wǎng)盈利模式,電價機制將更趨市場化,大用戶直購電改革使發(fā)電企業(yè)能夠爭取更多電量,降低固定成本,減少效益流失,但目前電力市場過剩,容易引發(fā)過度競爭,加劇電價水平下降,發(fā)電企業(yè)盈利空間可能進一步壓縮;發(fā)電行業(yè)長遠將可能出現(xiàn)盈虧分化、優(yōu)勝劣汰、兼并重組的局面。

(1)電力體制改革的思路及進展

現(xiàn)行電力體制下,電網(wǎng)公司實行統(tǒng)購統(tǒng)銷,發(fā)電企業(yè)向電力公司出售電力,電力用戶向電網(wǎng)公司購買電力,發(fā)電企業(yè)和電力用戶彼此之間缺少溝通,因此電力用戶一味抵制電力價格提高,不理解由于安全、環(huán)保和低碳要求導致的電力成本價格上升,因此發(fā)電企業(yè)用于相應領域的成本也沒有辦法及時回收。為解決上述矛盾,國家積極推行電力體制改革。

2016年,為貫徹落實電改9號文和6大配套文件,國家發(fā)展改革委和國家能源局陸續(xù)發(fā)布《關于全面推進輸配電價改革試點有關事項的通知》、《關于征求做好電力市場建設有關工作的通知(征求意見稿)》、《有序放開配電業(yè)務管理辦法》。同時2016年11月發(fā)布《售電公司準入及退出管理辦法》、《電力中長期交易基本規(guī)則(暫行)的通知》;2017年發(fā)布《省級電網(wǎng)輸配電價定價方法(試行)》以及《關于有序放開發(fā)電計劃的通知》。在具體舉措方面,發(fā)改委及能源局要求加快組織發(fā)電企業(yè)與購電主體簽訂發(fā)購電協(xié)議(合同)、逐年減少既有燃煤發(fā)電企業(yè)計劃電量、規(guī)范和完善市場化交易電量價格調整機制、有序放開跨省跨區(qū)送受電計劃、允許優(yōu)先發(fā)電指標有條件市場轉讓、參與市場交易的電力用戶不再執(zhí)行目錄電價以及采取切實措施落實優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電制度等十個方面。同時在省級電網(wǎng)輸配電價定價方法中建立規(guī)則明晰、水平合理、監(jiān)管有力、科學透明的獨立輸配電價體系以及建立激勵因素機制,調動電網(wǎng)企業(yè)加強管理、降低成本積極性,提高投資效率和管理水平。

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此次電力體制改革的總體思路是“管住中間,放開兩頭”,推進市場化。輸配電價改革是電力體制改革和價格機制改革的關鍵環(huán)節(jié),也是電力供給側結構性改革的重要內容。輸配電價改革就是“管住中間”的關鍵改革措施,目的是轉變對電網(wǎng)企業(yè)的監(jiān)管模式,打破電網(wǎng)在“買電”和“賣電”兩頭的“雙重壟斷”,為電力價格市場化奠定基礎。過去,電網(wǎng)企業(yè)主要通過收取“賣電”和“買電”的差價獲取利潤,改革后將按照“準許成本加合理收益”的原則收取“過網(wǎng)費”。

從具體的改革方式來看,本輪電力改革主要是通過建立多個電力交易中心來搭建用戶和發(fā)電企業(yè)的交易平臺,從而逐步取消電網(wǎng)公司的售電業(yè)務,來推行電力行業(yè)的市場化運營。

據(jù)北極星電力網(wǎng)不完全統(tǒng)計,截至目前,全國范圍內已注冊售電公司逾萬家,其中已公示售電公司已超過2,000家(已繳納交易保證金,具有購售電資格)。改革后直接收電費的單位不再是“國家電網(wǎng)公司”和“南方電網(wǎng)公司”,而是新成立的當?shù)貐^(qū)的售電公司。售電公司的成立是電價市場化的標志。隨著發(fā)用電計劃有序放開,市場化電量不再列入計劃,無需備案核準,2016年市場化交易電量大幅增長,據(jù)國家發(fā)展和改革委數(shù)據(jù)顯示,2016年,全國包括直接交易在內的市場化交易電量突破1萬億千瓦時,約占全社會用電量的19%。每度電平均降低電價約7.23分。

(2)電力體制改革對于發(fā)電企業(yè)的影響

本次改革有利于電力價格市場化的形成,電力價格市場化將會促使發(fā)電企業(yè)加強成本管控、優(yōu)化產業(yè)布局和產業(yè)鏈延伸;但同時,新的電價機制也容易引發(fā)過度競爭,從而加劇電價水平下降,火電企業(yè)盈利空間將被進一步壓縮;可以預見,未來幾年內,將會有大量包袱重、效率低、管理差的火電企業(yè)面臨被市場淘汰的風險,火電行業(yè)長遠將可能出現(xiàn)盈虧分化、優(yōu)勝劣汰、兼并重組的局面。

新的價格形成機制和市場環(huán)境將給發(fā)電企業(yè)帶來機遇和挑戰(zhàn)。

一方面,市場競價有利于促使發(fā)電企業(yè)加強成本管控。新的定價機制確立之后,原有標桿上網(wǎng)電價政策保護將被取消,按機組容量平均分配電量的傳統(tǒng)模式也將被打破,不同發(fā)電企業(yè)經營差距會明顯拉大。電價市場化改革后,發(fā)電企業(yè)的競價能力與生產成本(煤價等)關聯(lián)度越來越高,容量大、效率高、符合環(huán)保政策的機組具有較強的競爭優(yōu)勢,利用小時會得到大幅提升,經營效益將明顯優(yōu)于老舊機組。新的改革形勢將促使發(fā)電企業(yè)加強存量資產管理,鞏固價值創(chuàng)造理念,加快企業(yè)從生產型向經營型轉變。同時,新價格機制有利于推動發(fā)電企業(yè)優(yōu)化產業(yè)布局。價格機制調整將引導發(fā)電企業(yè)優(yōu)化資源配置、調整商業(yè)模式。發(fā)電企業(yè)在今后規(guī)劃電源布局選址時,將更多考慮輸配電價改革后對跨省區(qū)送電、新能源并網(wǎng)的利好,并要考慮售電側競價因素,通過優(yōu)化布局提高市場競爭力。此外,售電側放開后允許符合條件的發(fā)電企業(yè)投資組建售電公司,有利于發(fā)電企業(yè)延伸產業(yè)鏈,實行發(fā)售一體。產業(yè)鏈向下游延伸后,發(fā)電企業(yè)將加強內部協(xié)調,發(fā)掘電力產品的附加價值,開辟新的利潤增長點。

另一方面,改革的壓力基本也集中在了發(fā)電企業(yè)身上。在目前的電力市場過剩加劇、經濟穩(wěn)增長壓力加大的背景下,新的電價機制容易引發(fā)過度競爭,電力市場競爭將更加激烈、公平、直接,從而加劇電價水平下降,企業(yè)盈利空間可能進一步壓縮。此外《關于有序放開發(fā)用電計劃工作的通知》規(guī)定,未來幾年內,電力企業(yè)的所有發(fā)電量都將被推向市場,上網(wǎng)電價和銷售電價將會全部放開,同時要求未來要優(yōu)先保證水電、核電等非化石能源發(fā)電機組上網(wǎng)。

3.緩解改革阻力

電力的穩(wěn)定供應,是電力行業(yè)的重要任務,為推進行業(yè)的良性發(fā)展,國家將從電價調整、壓縮落后火電產能等方面對行業(yè)進行改革,但受煤價居高不下、電力市場化交易對火電企業(yè)盈利空間的雙向擠壓,使得火電企業(yè)存在盈利不佳、資金偏緊的狀況,或將對改革形成阻力。就此為保證相關改革措施的有序推進,國家也出臺了系列政策支持火電企業(yè)經營,以緩解改革阻力。

(1)緩解煤電矛盾

為緩解因煤價保持高位、電力市場化交易對火電企業(yè)盈利空間的雙向擠壓,自2017年7月1日起,國家作出變相煤電聯(lián)動措施,取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結構調整專項資金,騰出的電價空間用于提高燃煤電廠標桿電價。

(2)等容替換指標跨地區(qū)統(tǒng)籌

《煤電供給側改革意見》指出,在確保按時完成淘汰、停建、緩建煤電產能任務目標的前提下,列入關停計劃的機組容量可跨省(市、區(qū))統(tǒng)籌使用,按等容量原則與暫緩核準、建設項目的恢復掛鉤,或按一定比例與在建項目掛鉤。列入關停計劃且不參與等容量替代的煤電機組,關停后可享受最多不超過五年的發(fā)電權,并可通過發(fā)電權交易轉讓獲得一定經濟補償。此政策有利于暫緩核準和在建煤電項目的恢復,若煤電項目面臨暫緩核準及建設,可采用置換容量的方式恢復核準及建設。針對關停的煤電機組,無法參與等容量替代,但所享有的不超過五年發(fā)電權可進行交易轉讓,一方面轉讓收入可作為關停補償,從而減輕關停壓力;另一方面也有利于具備條件的緩建項目盡快獲取發(fā)電上網(wǎng)資格。

(3)去產能后續(xù)工作支持

國家支持煤電機組關停后煤電企業(yè)盤活相應土地資源。煤電機組關停拆除后的用地,可依法轉讓或由地方政府收回,也可在符合城鄉(xiāng)規(guī)劃的前提下轉產發(fā)展第三產業(yè);并指示煤電行業(yè)參照鋼鐵煤炭行業(yè)去產能工作的職工安置政策,做好去產能后的人員安置。上述兩政策旨在強調做好煤電項目去產能后的后續(xù)工作,對疏導調控阻力有較大現(xiàn)實意義,后續(xù)政策細則出臺及落實情況值得進一步關注。

七、2017年1~11月電力企業(yè)債券市場回顧

1.2017年1~11月債券發(fā)行情況

2017年1~11月,電力行業(yè)[1]共發(fā)行各類型債券286只,發(fā)債總額5,525.05億元。受國家煤電緩建停建政策以及市場融資成本處于高位影響,2017年1~11月發(fā)債數(shù)量及發(fā)債總額分別較上年同期下降明顯,分別下降28.68%和35.93%。

從發(fā)債主體級別情況來看,2017年1~11月,電力行業(yè)發(fā)債主體共68家,其中,AAA主體35家(占51.47%),AA+主體19家(占27.94%)和AA主體14家(占20.59%)。從債券類型來看,2017年1~11月電力企業(yè)所發(fā)行的債券中主要為超短期融資債券180只(合計3,886.50億元),一般短期融資債券12只(合計202.00億元),一般中期票據(jù)31只(合計603.00億元);發(fā)行債券品種以超短期融資債券和一般中期票據(jù)為主。

總體看,由于國家煤電緩建停建政策,且市場融資成本處于高位,電力企業(yè)1~11月債券發(fā)行規(guī)模較上年同期大幅下降。

2.2017年1~11月級別遷移情況

截至2017年11月底,電力行業(yè)存在有效級別的發(fā)行主體共102家,其中AAA級主體43家(占42.16%),AA+級主體25家(占24.51%),AA級主體32家(31.37%),AA-級主體2家(占1.96%)。2017年1~11月,主體級別發(fā)生變動的電力企業(yè)共6家;其中,主體級別上調的電力企業(yè)3家,主體級別下調的電力企業(yè)1家;此外,單純出現(xiàn)主體評級展望調整的電力企業(yè)共2家。

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(1)北京市熱力集團有限責任公司(以下簡稱“北京熱力集團”)[2]

大公國際資信評估有限公司(以下簡稱“大公國際”)于2017年7月28日,對北京熱力集團發(fā)行的“13京熱力MTN1”、“14京熱力MTN001”和“15京熱力MTN001”進行了跟蹤評級;大公國際將北京熱力集團主體信用等級上調至AAA,維持評級展望為穩(wěn)定,上述債券信用等級上調至AAA。

主體級別上調主要考慮到北京熱力集團擁有全國最大的供熱系統(tǒng),在北京市城區(qū)具有很強的規(guī)模和競爭優(yōu)勢,營業(yè)收入和利潤總額繼續(xù)增加,繼續(xù)得到政府財政補貼、項目建設資本金投入和資產劃撥等方面的支持等有利因素。

(2)即墨市城市旅游開發(fā)投資有限公司(以下簡稱“即墨旅投”)

鵬元資信評估有限公司(以下簡稱“鵬元資信”)于2017年6月9日,對即墨旅投發(fā)行的“14即旅投”進行了跟蹤評級;鵬元資信將即墨旅投主體信用等級上調為AA+,維持評級展望為穩(wěn)定,維持上述債券信用等級為AAA。

主體級別上調主要考慮到即墨市經濟財政實力持續(xù)增強,未來即墨旅投業(yè)務收入有一定保障,地方政府持續(xù)給予即墨旅投較大支持等有利因素。

(3)山西國際能源集團有限公司(以下簡稱“山西國際能源”)

大公國際于2017年9月25日,對山西國際能源發(fā)行的“G17能源1”進行了評級;大公國際將山西國際能源主體信用等級上調至AA+,維持評級展望為穩(wěn)定,上述債券信用等級為AA+。

主體級別上調主要考慮到山西國際能源作為山西省電力投資主體之一,裝機規(guī)模和發(fā)電量具有較強的規(guī)模優(yōu)勢,同時山西國際能源資產及所有者權益規(guī)模逐年增長,資產負債率處于行業(yè)較低水平等有利因素。

(4)北方聯(lián)合電力有限責任公司(以下簡稱“北方電力”)

中誠信國際于2017年7月27日,對北方電力發(fā)行的“15北電MTN001”、“16北電MTN001”、“17北電MTN001A”和“17北電MTN001B”進行了跟蹤評級;中誠信國際將北方電力主體信用等級下調至AA+,維持評級展望為穩(wěn)定,維持上述債券信用等級為AA+。

主體級別下調主要系北方電力經營性業(yè)務利潤連續(xù)兩年大幅虧損、財務杠桿水平不斷提升所致。

(5)云南保山電力股份有限公司(以下簡稱“保山電力”)

東方金誠國際信用評估有限公司(以下簡稱“東方金誠國際”)于2017年7月27日,對重鋼股份發(fā)行的“15保山電力MTN001”和“16保山電力MTN001”進行了跟蹤評級;東方金誠國際維持云南保山電力主體信用等級AA,下調評級展望為負面,維持上述債券信用等級為AA。

主體評級展望調整主要系受地方政府價格管制影響,保山市電力銷售價格繼續(xù)下降,使保山電力盈利能力繼續(xù)下降;保山電力對外擔保比率很高;保山電力利潤對政府財政補貼依賴很大所致。

(6)府谷縣國有資產運營有限責任公司(以下簡稱“府谷國資”)

東方金誠國際于2017年11月23日,對府谷國資發(fā)行的“13府谷債”和“PR府谷債”進行了跟蹤評級;東方金誠國際維持府谷國資主體信用等級AA,上調評級展望為正面,維持上述債券信用等級為AA。

主體評級展望調整主要系府谷國資在逾期款項處理和回收等重大事項方面取得較大進展所致。

總體看,進入2017年以來,電力行業(yè)發(fā)展穩(wěn)定,電力行業(yè)企業(yè)級別調整情況較少。

3.2017年12月及2018年上半年債券到期情況

2017年12月,電力行業(yè)到期債券數(shù)量18只,到期債券總額271.00億元,涉及到期債券主體13個。2018年上半年,電力行業(yè)到期債券共125只,到期債券總額2,642.77億元,涉及到期債券主體49家,其中五大電力集團到期債券共36只,到期債券總額共897億元,占33.94%;2018年上半年公司累計債券到期金額超過50億元主體共14家,全部為AAA企業(yè),到期債券總額共2,108.00億元,占79.76%。

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八、行業(yè)信用評級情況

1.財務指標分析

目前尚有存續(xù)債券的火電企業(yè)中[3],信用等級以AAA居多,合計22家;AA+合計15家,AA合計6家,AA-僅1家。

從財務指標來看,2016年,AAA級企業(yè)資產均值為2,878.24億元,所有者權益均值為705.91億元,總營業(yè)收入均值為731.34億元,凈利潤均值為47.08億元,經營性凈現(xiàn)金流均值為206.57億元,各項財務指標均遠遠優(yōu)于AA+及以下級別企業(yè),主要系AAA級企業(yè)均為全國范圍內火電行業(yè)龍頭企業(yè)。

從負債率上看,火電行業(yè)資本密集程度較高,項目投資金額較大,產能建設期較長,加之企業(yè)存在持續(xù)的流動資金需求,行業(yè)整體債務杠桿偏高,對外部融資的依賴性較大。對于大型企業(yè),其融資能力較強,融資規(guī)模較大,其資產負債水平明顯優(yōu)于其他級別企業(yè)。具體來看,AAA級企業(yè)資產負債率均值為65.16%,AA+級企業(yè)為68.20%,AA級企業(yè)為66.46%。

從償債能力上看,2016年,AAA級企業(yè)流動比率和速動比率處于最低水平,其流動比率均值為0.50倍,流動資產對流動負債的覆蓋能力較弱;速動比率均值為在0.43倍;AA+級企業(yè)流動比率和速動比率均值分別為0.75倍和0.70倍;AA級企業(yè)的流動比率和速動比率均值分別為1.64倍和1.52倍。

從營運能力上看,AAA及AA+級別企業(yè)的存貨周轉率顯著高于AA級別企業(yè),AA級別企業(yè)應收賬款周轉率高于AAA及AA+級別企業(yè),賬款回收力度較高。

從盈利能力上看,AAA及AA+級企業(yè)的凈資產收益率水平最高,主要原因可能是該類企業(yè)無論是生產規(guī)模還是品牌知名度均高于其他級別企業(yè),在原材料采購方面具有一定的議價能力,能夠獲得較高的收益水平。

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受煤價高位運行影響,2016年以來,煤電企業(yè)利潤普遍呈現(xiàn)大幅縮水,以不同級別火電企業(yè)指標均值來看,2016年,AAA、AA+和AA火電企業(yè)凈利潤同比分別下降39.86%、43.71%和24.23%;AAA和AA+火電企業(yè)經營活動現(xiàn)金凈流量分別下滑22.67%和24.23%。2017年1~9月,AAA、AA+和AA火電企業(yè)凈利潤及經營活動均值繼續(xù)全面下滑,且降幅進一步擴大。

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總體看,在下游用電需求提振疲軟、電力行業(yè)產能過剩情況的加劇的環(huán)境下,具有規(guī)模優(yōu)勢的火電企業(yè)具有較高的盈利水平,抗風險能力較強。

2.裝機規(guī)模和發(fā)電量規(guī)模分析

裝機規(guī)模和發(fā)電量方面,在能夠搜集到相關數(shù)據(jù)的樣本企業(yè)中,AAA級企業(yè)總裝機容量位于655萬千瓦~16,554萬千瓦之間,其中火電裝機容量位于384萬千瓦~12,662萬千瓦之間;總發(fā)電量位于249.76億千瓦時~6,216億千瓦時之間,火電發(fā)電量位于141.6億千瓦時~5,029億千瓦時之間;AAA級企業(yè)平均總裝機容量5,106.16萬千瓦,平均火電裝機容量3,843.84萬千瓦;平均總發(fā)電量1,867.09,平均火電發(fā)電量1,593.04億千瓦時;AA+級企業(yè)總裝機容量位于200萬千瓦~1,632萬千瓦,其中火電裝機規(guī)模位于197萬千瓦~1,539.6萬千瓦之間;總發(fā)電量位于65.36億千瓦時~651.29億千瓦時之間,火電發(fā)電量位于65.36億千瓦時~651.29億千瓦時之間;AA+級企業(yè)平均總裝機容量589.82萬千瓦,平均火電裝機容量542.73萬千瓦;平均總發(fā)電量217.56億千瓦時,平均火電發(fā)電量215.47億千瓦時;AA企業(yè)裝機容量位于108萬千瓦~388.2萬千瓦之間,其中火電裝機規(guī)模位于108萬千瓦~375萬千瓦之間;總發(fā)電量位于51.43億千瓦時~153.11億千瓦時之間,火電發(fā)電量位于51.43億千瓦時~147.90億千瓦時之間;AA級企業(yè)平均總裝機容量202.58萬千瓦,平均火電裝機容量196.50萬千瓦;平均總發(fā)電量92.22億千瓦時,平均火電發(fā)電量90.35億千瓦時。

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總體看,各級別的企業(yè)總裝機容量、火電裝機容量、總發(fā)電量和火電發(fā)電量規(guī)模相差較大,裝機規(guī)模大小,直接對企業(yè)整體發(fā)電能力、市場地位、電網(wǎng)重視程度等穩(wěn)定性等產生影響,進而對信用級別產生影響。

九、行業(yè)展望

未來,我國電力投資整體增速將持續(xù)放緩。其中,電源工程投資將保持較低增速,電網(wǎng)工程投資有望繼續(xù)高增長態(tài)勢??紤]全社會用電量增速預計有限以及清潔能源裝機容量提升等因素,國內火電裝機容量占比將進一步降低,但不會動搖火電在電源結構中的核心地位。在行業(yè)競爭格局方面,現(xiàn)有行業(yè)格局將長期保持穩(wěn)定。此外,受國內煤炭價格上升、環(huán)保政策要求趨嚴等因素影響,技術落后、裝機規(guī)模小的火電容量將面臨關停壓力,但同時由于電力在經濟發(fā)展中的重要地位,以及我國電源結構狀況和電價調整對下游行業(yè)生產成本的影響等因素,我國政府在火電改革措施方面持極慎重態(tài)度,未來火電產能過剩局面的改善尚需一定時間。

就具體火電行業(yè)企業(yè)來看,自2016年起,受煤炭供給側改革影響,電煤價格攀升,對火電企業(yè)成本控制形成挑戰(zhàn),但同時隨著國內多條輸電通道的陸續(xù)建成,我國區(qū)域性電力供需矛盾將逐漸得以緩解,可使得我國中西部地區(qū)具備坑口資源優(yōu)勢的發(fā)電設施得到有效利用,一定程度上將改善相關區(qū)域發(fā)電設施利用率不足帶來的信用風險。

總體看,雖受電煤價格攀升、環(huán)保政策趨嚴等因素影響,未來一定時期內國內火電企業(yè)經營業(yè)績或將下滑,但考慮電力行業(yè)的重要性,以及國內電力裝機結構特征等因素,我國火電行業(yè)未來將保持穩(wěn)定發(fā)展態(tài)勢,行業(yè)企業(yè)信用水平將繼續(xù)保持穩(wěn)定。

附件一 2020年全國煤電規(guī)劃建設風險預警圖

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來源:中國火力發(fā)電網(wǎng)

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