2018年电力行业信用资质跟踪：“白银时代”到来

专题研究 固定收益研究报告 2018 年 7 月 18 日 信用 固定收益研究组 郭步超 姬江帆 分析员，SAC 执业证书编号：S0080518020002 Buchao.Guo@cicc.com.cn 分析员，SAC 执业证书编号：S0080511030008 SFC CE Ref: BDF391 jijf@cicc.com.cn 许 艳 分析员，SAC 执业证书编号：S0080511030007 SFC CE Ref: BBP876 xuyan@cicc.com.cn “白银时代”到来 ——2018 年电力行业信用资质跟踪 变革中的电源结构与供需格局 2017 年末，全国全口径发电装机容量 17.8 亿千瓦，火电、水电、核电、风电和太阳能发电装机容量占比分别为 62%、19%、2%、9%和 8%，近年来清洁能源发电企业数量和资产规模均取得明显增长。从供需格局来看，用电需求增长疲弱，电力供给整体过剩，近年来发电利用小时数低位徘徊。在电力供应宽松的大背景下，电源上网顺序和市场化电价改革是判断发电企业信用资质变化的两条主线。整体看，电力消纳是供给过剩阶段的首要目标，国家控制新建机组的思路非常清晰，行业投资有望收缩。而随着电力市场化改革快速推进，上网电价下调已经成为中短期趋势。虽然以央企、国企为主的电力行业信用资质整体仍相对优质，但随着毛利空间趋于收窄，行业已经告别高增长高盈利阶段，逐步进入存量优化的“白银时代”。展望未来各电源类型发电企业的信用走势：1）火电企业盈利维持低位，偿债能力有所弱化；2）水电、核电企业盈利和现金流相对较好；3）风电企业收入增长比较确定，但盈利变现效率不稳定；4）光伏发电企业收入预计改善，但在建项目存在减值风险。 电力发行人财务指标分析 利用 2017 年年报数据和 2018 年一季报数据，我们对 92 家发行人的财务状况进行了跟踪分析。盈利方面，2017 年以来营业收入和毛利润走势分化，虽然营业收入随着装机规模增长继续上升，但电煤成本上涨导致毛利率下降，而期间费用随着债务增长有所加重，盈利空间急速收窄，2017 年一季度净利润亏损占比达到近期最高点 22%。现金流方面，电力发行人投资现金流基本能够被当期经营现金流覆盖，未出现过大的自由现金流缺口。偿债能力方面，2017 年刚性债务负担下降，但经营性负债增长，导致资产负债率小幅上升。另外 2016 年以来短债占比明显提高，流动性指标恶化。这一方面是源自行业债务到期高峰来临，另一方面也与 2016 年 4 季度债市转熊，部分电力企业转向中短期贷款融资或者发行短久期债券有关。 信用风险排查：关注股东支持较弱和现金流明显恶化的主体 总体来说，电力行业仍然以央企和地方国企为主，中小火电发行人中有部分民营企业，但无论单机还是总装机规模均较小。分电源结构主体来看，2017 年风电光伏优先消纳以及前期建设产能投产，带动可再生能源发电主体盈利增长，信用资质明显好转，大型风电发行人中金评分相应上调。而火电持续面临电煤成本上升冲击，以及煤电去产能和上网顺序靠后等负面因素影响，盈利规模普遍大幅下降，部分盈利下滑过快或债务增长迅速的发行人信用资质出现明显恶化迹象，中金评分相应下调。特别是民营电力发行人的中金评分大多数下调至 5 大档，信用风险上升，提醒投资者关注相应个券。 具体来看，央企和大中型地方国企类电力企业的股东支持力度较强，内外部现金流也较好，构成了我国电力行业的支柱，而体量偏小的国有和民营发电企业中金评分则多落入投机级（4-及以下）区间。我们从股东背景、现金流产生能力、偿债能力和短期流动性四个方面出发，针对这些发行人可能存在的风险因素进行筛查，筛查出的主要风险标的如下：1）珠江投管、华晨电力均为民营发电企业，股东支持能力有限，且经营现金流随盈利大幅减少，短期流动性风险进一步加大。2）协鑫发电是民营 A 股上市公司，控股股东持有股票已被全部质押，存在控制权转移风险，股东支持力度偏弱，且短期流动性压力较大。3）天富能源和广安爱众的控股东持股比例不高，且股权质押比例已接近上限，再融资空间有限，股东支持力度可能不及其他国有企业。4）保山电力 2017 年的经营现金流大幅减少并转负，反映出下游用电需求疲弱，考虑到其长短期偿债压力均较重，如果经营现金流继续恶化，偿债风险将显著加大。 中金公司固定收益研究：2018 年 7 月 18 日 请仔细阅读在本报告尾部的重要法律声明 2 变革中的电源结构与供需格局 发电企业的电源结构可以分为火电、水电、核电、风电和太阳能发电等。我国能源结构以煤炭为主，决定了发电装机以火电为主，但近年来清洁能源装机规模增长快速。未来煤炭在我国一次能源结构中的占比将继续下降，新能源装机规模占比上升的趋势保持不变。根据中电联统计，2017 年末，全国全口径发电装机容量 17.8 亿千瓦，其中火电装机容量 11.1 亿千瓦，占比 62%，非化石能源发电装机容量 6.7 亿千瓦，占比 38%，其中风电和太阳能发电装机容量占比分别为 9%和 8%，清洁能源发电企业数量和资产规模也取得明显的增长。 图表 1: 全国电力装机容量 资料来源：中电联，中金公司研究 图表 2: 电源结构对比（左图 2011 年，右图 2017 年） 资料来源：中电联，中金公司研究 从供需格局来看，用电需求增长疲弱，电力供应能力过剩，发电利用小时数降至低位。电力下游需求与宏观经济紧密相连，随着经济回落，2015 年全社会用电量同比增速降至历史低点 2.3%，2016 年以来经济复苏，全社会用电量同比增速提升至 5%左右，不过仍不及 2013 年以前增速。与此同时，全国发电装机容量增速长期接近两位数，2016 和 2017 年虽然下滑至 8.2%和 7.7%，但仍远高于用电需求增速。供需关系恶化导致发电利用小时数趋势性下降，2015 年利用小时数首次跌破 4000 小时，2017 年继续下滑至仅 3786 小时。虽然 2017 年火电、核电、风电和太阳能发电利用小时数均小幅反弹，但主要受水电利用小时数持续下降影响（主要源自不利气象情况），整体水平仍然处于历史低位。 特别是 2016 年下半年以来随着电煤成本显著上升，火电企业盈利遭到重创，电力供应产能过剩问题更加突出。在深化供给侧改革和电力制度改革的过程中，不同电源结构的发电企业盈利能力体现出明显分化。后文将逐一分析这场变革中的“危”与“机”。 图表 3: 供需增速缺口 资料来源：中电联，中金公司研究 图表 4: 分电源利用小时数 资料来源：中电联，中金公司研究 火电：成本制约盈利空间，去产能首当其冲 电煤成本快速上升，18 年仍维持高位，带来较大成本压力。2017 年，五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%，对利润的侵蚀非常明显。根据中电联测算，2017年全国煤电行业因电煤价格上涨致使原材料成本上升2000 亿元左右，导致行业大面积亏损。2018 年以来电煤均价略有下降，不过仍然保持在较高水平，