2021年上半年电力行业信用风险总结与展望
2021年09月15日 17:55
来源: 联合资信
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  2021年上半年,全国全社会用电量随经济修复性增长而同比增长16.2%;同期,电力投资及电力供应能力稳步提升,清洁能源增量明显。整体看,全国电力供需总体平衡,局部地区部分时段电力供应偏紧。企业层面,2021年上半年电力企业发债规模同比变化不大,仍以短期债券为主。由于煤炭价格整体呈快速上涨趋势,火电企业经营压力明显提升。

  预计2021年下半年,电力供需仍将保持相对平衡的快速增长,非化石能源占比将进一步提高。受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响,电源结构将逐步向绿色低碳转型,技术落后、装机规模小的火电机组仍面临关停压力;清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧,火电机组调峰作用将逐步凸显。煤炭价格整体呈快速上升趋势,部分火电企业于二季度开始出现亏损,若下半年煤炭价格无法得到有效控制,火电企业亏损数量及亏损程度将进一步扩大,电力行业整体经营压力也将加大。信用债方面,电力行业发债企业主要为央企和地方国企,企业整体资质好,融资渠道通畅且融资能力强。下半年,虽然电力行业到期兑付债券规模较大,但行业整体偿债风险可控。

  一、2021年上半年电力行业运行情况

  2021年上半年,全国电力供需总体平衡,局部地区部分时段电力供应偏紧。经济复苏带动电力需求增速提升,煤炭市场供不应求加剧煤价攀升,火电企业经营压力明显提升。

  1。全社会用电情况

  2021年上半年,全国全社会用电量3.93万亿千瓦时,同比增长16.2%,主要系在疫情影响下2020年同期基数较低所致。

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  分产业看,疫情得到控制后的经济复苏阶段,各产业用电量均同比快速回升,其中第二产业用电量贡献度高。2021年上半年,第一产业用电量451亿千瓦时,同比增长20.6%,主要由于国家深入推进乡村振兴战略,带动第一产业用电潜力持续释放。第二产业用电量26610亿千瓦时,同比增长16.6%,增速较上年同期提高19.1个百分点。其中高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为27.3%、22.3%、22.2%、13.7%,虽含上年同期疫情因素影响,高载能行业开工率普遍不足,但相较于2019年也保持较高增速,表明第二产业整体规模提升,带动用电量增加。从增速结构看,国内高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平,反映出当前制造业升级态势明显,新动能成长壮大。第三产业用电量6710亿千瓦时,同比增长25.8%,增速较上年同期提高29.8个百分点,其中住宿和餐饮业(增速36.8%)、租赁和商务服务业(增速34.9%)、批发和零售业(增速32.9%)用电量同比增速均超过30%。城乡居民生活用电量5568亿千瓦时,同比增长4.5%,增速较上年同期回落2.1个百分点,综合反映进入2021年后,疫情对居民生活影响程度明显减弱。

  分区域看,东部地区用电量同比增速领先,西部和东部地区两年平均增速超过全国平均水平。2021年上半年,东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长17.7%、16.9%、14.8%和9.6%;两年平均增速分别为7.8%、6.5%、8.7%和4.4%。2021年上半年,28个省份全社会用电量同比增速超过10%,其中,西藏、湖北、广东、浙江、云南、江苏和江西等7个省份用电量同比增速超过20%。

  2。电力生产供应情况

  (1)电力投资

  2021年上半年电力投资同比增长6.8%,非化石能源发电投资占电源投资比重高。

  2021年上半年,全国主要发电企业电源工程完成投资1893亿元,同比增长8.9%。其中,水电475亿元,同比增长19.1%;火电202亿元,同比增长10.3%;核电226亿元,同比增长44.3%;风电826亿元,同比降低3.2%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的91.7%,同比降低0.5%。同期,全国电网工程完成投资1734亿元,同比增长4.7%。

  (2)装机容量

  电源投资增速带动电力装机容量提升,煤电装机占比下降,电源结构绿色低碳转型趋势明显。

  2021年上半年,全国基建新增发电设备装机容量5187万千瓦,同比增长1492万千瓦,其中水电和风光电新增装机容量分别同比增加400万千瓦和452万千瓦。截至2021年6月底,全国全口径发电装机容量22.6亿千瓦,同比增长9.5%。全国全口径非化石能源发电装机占总装机容量的比重为45.4%,同比提高3.2个百分点。全口径煤电装机容量占总装机容量比重降至48.2%,同比降低3.3个百分点,在“碳达峰”“碳中和”目标下,电力行业绿色低碳转型趋势明显。

  (3)利用小时及发电量

  受全社会用电需求的快速回升,火电和核电机组平均利用小时增幅较为明显。

  2021年上半年,全国发电设备累计平均利用小时1853小时,同比增加119小时,较2019年同期增加19小时。分电源结构看,水电、风电和光伏发电效率主要受自然条件变化影响,2021年上半年,上述发电设备平均利用小时同比变化不大。受疫情得以控制后全社会用电需求快速回升的影响,可自主调峰及稳定发电的火电增幅较为明显。其中,燃煤发电设备平均利用小时为2257小时(江西和甘肃超过2500小时),同比增加254小时;燃气发电设备平均利用小时为1328小时,同比增加132小时。

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  伴随装机容量的提高以及机组平均利用小时的同比回升,全国发电量保持较快增长,市场电量占比进一步提高。

  2021年上半年,全国规模以上电厂总发电量为3.87万亿千瓦时,同比增长13.7%,增速同比提高15.1个百分点。分电源结构看,受降水偏少等因素影响,全国规模以上电厂水电发电量仅增长1.4%;受电力消费快速增长、水电发电量低速增长的影响,火电发电量同比增长15.0%,核电发电量同比增长13.7%;受装机规模增幅较大影响,全口径并网风电和并网太阳能发电量同比分别增长44.6%和24.0%。从区域划分看,2021年上半年,跨区输出电量同比增长13.0%,跨省输出电量同比增长13.7%。其中,西北区域外送电量1582亿千瓦时,是外送电量规模最大的区域,同比增长26.4%;内蒙古外送电量1153亿千瓦时,是外送电量规模最大的省份,同比增长23.6%。此外,伴随电力市场化改革的逐步推进,市场化交易电量规模快速增长。2021年上半年,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17023亿千瓦时,同比增长41.6%。其中,全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为13773亿千瓦时,同比增长43.4%,占全社会用电量比重为35%,同比提高6.4个百分点。

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  3。行业效益和煤炭成本

  行业整体保持盈利,但受煤炭成本快速上升影响,行业中亏损企业的亏损规模快速增加。

  2021年上半年,电力、热力的生产和供应业利润总额2024.9亿元。虽行业整体盈利,但由于煤炭成本于二季度快速拉升,3-6月,电力、热力和供应业亏损企业月度亏损总额合计由第一季度的833亿元上升至1290亿元,行业单月利润总额由3981亿元下降至3023亿元。针对火电企业出现成本倒挂的问题,部分地区已出台相关政策,引导电力交易市场价格回调。其中,内蒙古自治区工信厅、内蒙古自治区发改委联合发布《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》,明确自2021年8月起,蒙西地区电力交易市场燃煤发电电量成交价格在基准价(每千瓦时0.2829元)的基础上可以上浮不超过10%(上限为每千瓦时0.3112元)。

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  原煤产量增速低于同期煤电发电量增速,二季度市场电煤价格快速攀升。

  2020年四季度以来,受经济复苏以及冬储影响,煤炭需求加大,带动市场价格快速提高。为合理控制动力煤价格上涨以及确保电煤供应,政策逐步放开鼓励煤炭增产。加之一季度为生产淡季,且部分地区运输相对受限,煤炭采购需求下降,主要电厂煤炭库存下降,导致动力煤价格有所回落。但2021年上半年,全国原煤产量同比增长6.4%,比同期全口径煤电发电量同比增速低8.7个百分点;同期,累计进口煤炭同比下降19.7%。二季度,由于电厂积极补库以备迎峰度夏、大秦铁路检修以及疫情防控致使蒙煤通关量偏低等因素影响,电煤价格迅速攀升,达到2018年以来历史高位。电煤采购及保供工作难度加大,煤电企业燃料成本大幅上涨,6月部分大型发电集团到场标煤单价同比上涨50%左右。煤电企业亏损面明显扩大,部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。主要电厂煤炭库存量明显处于偏低水平。

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  二、2021年以来电力行业主要政策及动态点评

  关键词1:市场化交易

  2021年5月8日,国家发改委、国家能源局发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》(发改办体改〔2021〕339号),明确了电力现货试点范围扩大,拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。同时,该通知指出要稳妥有序地推动新能源参与电力市场,鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期(如20年及以上)差价合约参与电力市场,引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网,市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数,尽快研究建立绿色电力交易市场,推动绿色电力交易。

  2021年5月26日,国家发改委、中央网信办、工信部、国家能源局联合发布关于印发《全国一体化大数据中心协同创新体系算力枢纽实施方案》(发改高技〔2021〕709号),提出支持数据中心集群配套可再生能源电站,扩大可再生能源市场化交易范围,鼓励数据中心企业参与可再生能源市场交易。

  点评:电力市场化改革已历时多年,鼓励引入大数据中心支持,将有助于市场化交易更便捷、平稳运行;逐步扩大电力现货市场交易试点范围,并鼓励新能源参与市场化交易,有助于提升电价机制灵活性,加快反映市场供需,加快发现电力商品价值。

  关键词2:新能源

  2021年5月21日,国家发展改革委和国家能源局发布《关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》(发改能源〔2021〕704号),明确了各省级行政区域今明两年的可再生能源电力消纳责任权重。其中,各省2021年责任权重确定的保障性并网规模主要用于安排存量项目,2022年权重指标用于确定2022年度保障性并网规模,以引导各地区合理安排建设时序、加快推进存量项目建设。

  2021年6月24日,国家能源局综合司发布《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》,提出加快推进屋顶分布式光伏发展,拟在全国组织开展整县(市、区)推进屋顶分布式光伏开发试点工作,并鼓励试点县(市、区)按照有关政策要求,积极组织屋顶光伏开展分布式发电市场化交易。

  2021年6月11日,国家发展改革委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕833号),提出2021年新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行;新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价,以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。

  点评:在“碳达峰”“碳中和”大背景下,预计2025年非化石能源占一次能源消费比重要提高至20%左右,可再生能源消纳权重指标整体提升有助于引导可再生能源的更快增长。依托政府协调,并充分调动和发挥地方积极性以在整县(市、区)推广分布式光伏,同时坚持试点不审批等原则,也有助于加速可再生能源的扩张以及盘活增量配网业务。但新建项目执行平价上网政策,行业整体盈利能力或将下行。

  关键词3:碳交易

  2021年1月5日,生态环境部发布《碳排放权交易管理办法(试行)》,自2021年2月1日起施行。明确了碳市场的参与主体和监管部门等各方的责任、权利和义务。

  2021年5月17日,生态环境部发布《关于发布《碳排放权登记管理规则(试行)》《碳排放权交易管理规则(试行)》和《碳排放权结算管理规则(试行)》的公告》,进一步规范全国碳市场交易活动。

  2021年6月22日,上海环境能源交易所发布《关于全国碳排放权交易相关事项的公告》。

  2021年7月8日,经国务院常务会议审议通过,今年7月择时启动发电行业全国碳排放权交易市场上线交易,并将稳步扩大行业覆盖范围,以市场机制控制和减少温室气体排放。2021年7月16日,全国碳排放权交易在上海环境能源交易所正式启动,首笔全国碳交易价格为52.78元/吨。

  点评:电力行业为首个由试点向全国推广的碳排放交易的行业,全国推行碳交易有助于提升交易活跃度,并为可再生能源企业带来额外收益。

  关键词4:综合能源

  2021年3月初,国家发展改革委、国家能源局发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号),提出了源网荷储一体化和多能互补的实施路径和重点。源网荷储的实施路径方面,将通过优化整合本地电源侧、电网侧和负荷侧资源,以先进技术突破和体制机制创新为支撑,探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径。多能互补的实施路径是利用存量常规电源,合理配置储能,统筹各类电源的规划、设计、建设和运营,优先发展新能源,积极实施存量“风光水火储一体化”提升,稳妥推进增量“风光水(储)一体化”,探索增量“风光储一体化”,严控增量“风光火(储)一体化”。

  2021年7月15日,国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,提出到2025年,要实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变。

  点评:建设综合能源系统就是推进源网荷储一体化和多能互补发展。电源、电网、用户均应与能源结构、电力供需和用能需求配置储能紧密结合,且综合能源系统不单是规模的扩大,更对技术进步、标准完善、产业发展、市场培育和商业模式等提出了多维度发展要求,要求注重新型储能的高质量发展。

  关键词5:煤炭成本

  2021年4月26日,国家发展改革委发布《关于做好2021年煤炭中长期合同监管工作的通知》,对于2021年重点监管的中长期合同(含20万吨及以上的电煤中长期合同),要求保证月度履约率应不低于80%,季度和年度履约率不低于90%。

  点评:大型煤炭生产企业多为央企或国企,中长期合同在整体销售模式中占比高,加强对中长期合同履约率的监管有利于保证煤炭整体供应量,在煤炭价格整体上行背景下,对平稳煤炭价格、缓和火电企业成本压力具有一定积极作用。

  关键词6:分时电价

  2021年7月26日,国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号),主要从六方面对现行分时电价进行完善,包括明确分时电价机制执行范围、化峰谷电价机制、建立尖峰电价机制、建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制、建立动态调整机制以及加强与电力市场的衔接等。

  点评:基于电能时间价值差异落实分时电价,特别是合理拉大峰谷电价价差,可充分发挥电价信号作用,有助于引导用户错峰用电,从而在保障电力系统安全稳定运行的情况下,提升系统整体利用效率、降低社会总体用电成本;同时也为抽水蓄能和新型储能发展创造更大空间,对“碳达峰”“碳中和”目标具有积极作用。

  三、2021年上半年电力企业债券市场表现回顾

  2021年上半年,电力行业企业发债规模同比变化不大,集中在高信用等级企业,债券期限仍偏短期,整体发行成本有所下降,且信用利差保持在较低水平。2021年下半年,电力行业企业到期债券规模较大,但由于整体资质好、融资能力强,电力行业整体偿债风险可控。

  1。一级市场概况

  2021年上半年,电力行业企业[1]共发行债券224只,发行规模合计3183.50亿元,发债数量及发债总额分别较2020年同期下降10.04%和1.09%。2021年上半年,电力行业企业到期债券合计2913.40亿元,行业债券净融资270.10亿元。从发债主体信用等级情况来看,电力行业的发债企业仍集中在高级别企业。2021年上半年新发债电力企业共50家,包括39家AAA级企业、8家AA+级企业和3家AA级企业;而2020年同期发债电力企业共70家,包括39家AAA级企业、23家AA+级企业和8家AA级企业。2021年上半年,电力行业未发生信用等级迁徙。

  从发债期限上来看,电力企业发行债券期限整体偏短期,2021年上半年发行的224只债券中163只债券期限在1年以内(含1年),发行规模2342.6亿元,占总发行额度的73.59%(2020年同期发行短期债券150只,发行规模1825.50亿元,占当期总发行额度的56.72%),主要为银行间超短期融资券产品。中长期债券中,新发行的3年期债券占比高,2021年上半年发行的3年期债券36只,发行规模500.4亿元,占中长期债券总发行额度的59.51%。

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  发行成本方面,由于电力行业发债主体主要为高信用等级的央企和地方国企,行业利差保持在较低水平。电力行业债券信用利差波动趋势符合产业债信用利差趋势,且因电力行业企业整体资质较好,电力行业债券信用利差水平低于产业债信用利差水平。

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  2。电力行业[2]2021年上半年财务表现

  从财务指标来看,2021年上半年,电力行业企业资产规模保持增长趋势,流动资产占比较为稳定,总资产周转率同比有所提升;受经济复苏带动电力需求提高,电力行业企业营业总收入同比提升明显,但受煤炭价格上涨以及清洁能源电量占比提升影响,电力行业企业盈利能力及获现能力同比有所下降;债务负担及偿债能力指标同比变化不大。

  2021年上半年,火电企业财务表现整体符合电力行业变动趋势。主要由于煤炭价格的快速提高,火电企业样本中亏损家数及合计亏损规模同比明显提高,经营性利润同比明显下降。

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  3.2021年下半年电力企业债券到期情况

  截至2021年6月底,电力行业存续债券共887只,合计余额13888.60亿元。其中,2021年下半年到期金额合计3597.92亿元,9月出现到期兑付峰值730.50亿元。但到期规模较大的发行人主要为高信用等级的央企和地方国企,电力行业整体偿债风险可控。

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  四、2021年下半年电力行业信用风险展望

  根据中国电力企业联合会发布的《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》,从需求端看,2021年以来我国经济持续稳定恢复,外贸出口高速增长,拉动电力消费需求超预期增长。综合考虑下半年国内外经济形势、上年基数前后变化、电能替代等因素,以及国外疫情、外部环境存在的不确定性,预计2021年下半年全社会用电量同比增长6%左右,全年全社会用电量增长10%~11%。若冬季出现长时段大范围寒潮天气,则全年全社会用电量增速将可能突破11%。从供给端看,预计2021年全国基建新增发电装机容量1.8亿千瓦左右,年底全国发电装机容量23.7亿千瓦,其中非化石能源发电装机合计达到11.2亿千瓦左右,占总装机容量比重上升至47.3%,比重将有望首次超过煤电。但随着风电和太阳能发电装机比重持续上升,电力系统时段性灵活性调节能力不足的现象将进一步加剧;此外,西南等部分地区电煤供应偏紧对煤电机组的发电能力形成制约以及部分地区天然气供应紧张将影响气电机组顶峰发电能力等因素,均可能导致部分地区高峰时段电力供应紧张,且电力供应紧张的地区及程度或将超过上年。

  受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响,电源结构将逐步向绿色低碳转型,技术落后、装机规模小的火电机组仍面临关停压力;清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧,火电机组调峰作用将逐步凸显。但2021年以来,煤炭价格整体呈快速上升趋势,部分火电企业于二季度开始出现亏损,若下半年煤炭价格无法得到有效控制,火电企业亏损数量及亏损程度将进一步扩大,电力行业整体经营压力加大,或将对整体电力行业信用水平及展望产生不利影响。

  信用债方面,由于电力行业发债企业主要为央企和地方国企,企业整体资质好,融资渠道通畅且融资能力强。2021年下半年,虽然电力行业到期兑付债券规模较大,但行业整体偿债风险可控。

(文章来源:联合资信)

文章来源:联合资信 责任编辑:DF552
原标题:【行业研究】2021年上半年电力行业信用风险总结与展望
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