火电行业2018年信用风险展望_13页-1mb

报告摘要

火电行业2018年信用风险展望总结

核心内容

2018年火电行业信用风险展望主要围绕需求端放缓、供给侧改革、煤价波动三大核心因素展开，行业整体面临业绩改善、偿债压力缓解的预期，但短期债务负担依然较重，部分区域和燃料来源单一企业需重点关注。

主要观点

需求端增速放缓：
2018年全社会用电量增速预计在 4.5%~5.5% 区间，较2017年的 6.7% 明显下降。
增速放缓的原因包括：
- 经济结构调整，高耗能行业用电受限；
- 环保政策趋严，限产措施影响用电需求；
- 2017年高基数效应导致增长空间压缩。
供给侧改革持续：
火电装机容量增速将维持 4.5% 左右的低速增长水平，总量控制政策持续执行。
2017年火电装机增速 5.0%，低于2016年。
《电力发展“十三五”规划》提出2020年煤电装机控制在 11亿千瓦 以内。
电价变动有限：
虽然标杆电价可能上调，但交易电量占比增加和国家降成本目标将抵消部分利好。
2017年1~10月，火电市场交易电价比上网电价低约 2~3分/千瓦时，交易电量占比约 25%~30%。
利用小时数承压：
清洁能源发展迅速，挤占火电市场，导致火电利用小时数继续下降。
2017年火电利用小时数为 3,431小时，全年呈现前高后低走势。
业绩有望改善：
火电企业业绩将主要依赖于煤价走势，预计2018年电煤价格稳中有降，从而带动火电企业盈利水平提升。
偿债压力相对缓解：
随着业绩改善，火电企业偿债能力增强，但短期债务压力仍较大，融资仍以短期融资工具为主。

关键信息

1. 用电需求趋势

2017年1~10月全社会用电量增长 6.7%，为2012年以来最高水平。
2018年预计用电量增速 4.5%~5.5%，主要受经济结构转型和环保政策影响。

2. 装机容量与利用小时数

2017年火电装机容量增长 5.0%，增速较上年下降 3.3个百分点。
2017年火电利用小时数为 3,431小时，同比增加 26小时，但整体仍承压。

3. 煤价与盈利

2017年电煤价格高位运行，导致火电企业量增利减，净利润同比下降 52.53%。
预计2018年煤价将稳中有降，火电企业盈利有望小幅改善。

4. 财务特征

火电企业资产负债率较高，2017年9月末达 70.44%。
非流动负债占比为 52.62%，流动比率为 0.69倍，短期偿债风险不容忽视。
有息债务占比为 64.61%，财务费用常年较高。

5. 发债情况

2017年1~10月电力企业发行债券总额 4,732.76亿元，同比减少 36.28%。
超短期融资券占比达 71%，发债主体集中度高，五大电力集团及其子公司占比 84.93%。

需关注企业类型

区域需求不足的发电企业：
- 例如：漳泽电力（山西）和华电能源（黑龙江），因区域经济疲软，电力需求不足，叠加煤价高位，经营压力大。
燃料来源单一的企业：
- 例如：格盟国际、甘电投，燃料管理能力成为影响盈利的关键因素。

行业前景与风险

行业前景：
2018年火电行业在供给侧改革和清洁能源发展背景下，供需基本平衡，但利用小时数仍承压。
随着煤价稳中有降，火电企业盈利有望小幅回升。
信用风险：
行业整体偿债能力较强，但短期流动性风险依然存在。
部分区域和燃料结构单一企业需特别关注其经营风险和偿债能力。

图表概览

图1：全社会用电量规模及增速情况（2015~2017年）
图2：2015年以来分月轻、重工业用电量增速情况
图3：2017年1~10月各省市社会用电量增长幅度
图4：火电全部机组当月利用小时情况（单位：小时）
图5：煤炭价格走势图（单位：元/吨）
图6：截至2017年10月31日存续电力生产企业主体信用级别分布

结论

2018年火电行业将在需求放缓、供给侧改革、清洁能源发展的多重因素影响下，维持低速增长态势。行业盈利改善将主要依赖煤价下降，而电价和利用小时数对业绩改善作用有限。总体来看，火电企业偿债压力有所缓解，但短期债务负担依然较重，需重点关注区域需求不足和燃料来源单一的企业。

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