中诚信国际行业特别评论：火电装机仍将维持主力电源地位 煤电企业盈利能力有

　　未来火电装机占全国电源结构比重以及机组利用效率或将随“碳达峰、碳中和”政策的大力推进而呈下降态势，但仍将维持主力电源地位。2021年煤电企业盈利受电煤价格上升影响大幅下滑，但信用水平保持稳定，未来随着燃煤电价改革及煤炭保供措施的落地，煤电企业盈利能力有望得到改善。

　　●2021年以来，火电装机保持低速增长，煤电装机占比历史上首次低于全口径非化石能源发电装机。未来一段时间内，煤电装机占比将持续下降，且将加快由电量型电源向灵活调节型电源转变，但其作为我国电力安全稳定供应的基础电源，未来一段时间内仍将维持主力电源地位。

　　●2021年在国内经济运行稳步复苏、出口替代需求上升等因素综合影响下，全国火电机组利用效率大幅回升。但考虑到未来我国经济及全社会用电量面临的下行压力、新投运清洁能源机组运营效率的显现以及“碳达峰、碳中和”政策的加持，未来全国火电机组利用小时数将受到挤压，且整体或将呈下降态势。

　　●燃煤电价改革及煤炭保供政策的出台，一定程度上缓解了燃煤发电企业经营困难，同时有助于加速由市场决定电价机制的实现，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。未来仍需观察燃煤电价改革政策落地情况和电煤供需形势对煤电企业的后续影响。

　　●2021年以来，煤价高企使得煤电企业盈利能力大幅下降，融资需求有所增加，但得益于较强的获现能力和畅通的融资渠道，整体偿债压力尚可，信用水平保持稳定。未来随着煤炭保供措施和燃煤电价改革政策的落地，煤电企业盈利能力有望得到改善。

　　2021年以来，火电装机保持低速增长，煤电装机占比历史上首次低于全口径非化石能源发电装机。未来一段时间内，煤电装机占比将持续下降，且将加快由电量型电源向灵活调节型电源转变，但其作为我国电力安全稳定供应的基础电源，未来一段时间内仍将维持主力电源地位。

　　“十三五”时期，我国电力生产延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机规模持续增长，火电装机占比持续下降至2020年末的56.8%，其中煤电装机容量占总装机容量的比重为49.1%。2021年以来，在国家“碳达峰、碳中和”等政策推动下，煤电装机容量比重进一步下降，根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）统计，截至2021年末，全国全口径发电装机容量23.8亿千瓦，其中，火电装机容量占比为54.6%，煤电装机容量占全国发电装机容量比重为46.7%，且煤电装机占比历史上首次低于全口径非化石能源。未来，随着风电及光伏等电源建设的大力推进，煤电装机占比将呈下降趋势，但其作为我国电力安全稳定供应的基础电源，一段时间内仍将维持主力电源地位。

　　从新增装机来看，“十三五”期间，全国全口径发电装机新增容量6.8亿千瓦，年均增速为7.6%，其中火电装机容量新增2.4亿千瓦，在新增装机总量中占比为35.6%，年均增速为4.4%，增速维持较低水平。火电装机中，煤电装机容量新增1.8亿千瓦，年均增速为3.7%；气电装机容量新增0.3亿千瓦，年均增速为8.6%。从投资额来看，“十三五”期间，全国完成电源投资17,670.2亿元，其中完成火电电源投资3,965.0亿元，在全部电源投资额中占比为22.4%，且火电电源投资额逐年下降，2020年仅完成投资额568.0亿元，较2015年下降51.2%。进入2021年，全国电源完成投资5,530.0亿元，同比增长4.5%，其中，非化石能源发电投资比重已达88.6%。2021年来，国家相继发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》和《“十四五”能源体系规划》等文件，从顶层设计煤电发展规划，要求要稳住存量，推动现役煤电机组灵活性改造，并发挥好煤炭、煤电在推动能源绿色低碳发展中的支撑作用，有序释放先进煤炭产能，根据发展需要合理建设支撑性、调节性的先进煤电，大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，“十四五”期间节能改造规模不低于 3.5 亿千瓦，并在“十四五”期间有序淘汰（含到期退役机组）3,000万千瓦。

　　总体来看，2021年以来，火电装机保持低速增长，煤电装机占比历史上首次低于全口径非化石能源发电装机。在“碳达峰、碳中和”目标下，火电增速将保持较低水平，增长空间继续收窄，火电装机占比将进一步下降，煤电机组将加快由电量型电源向灵活调节型电源转变，但其作为我国电力安全稳定供应的基础电源，未来一段时间内仍将维持主力电源地位。

　　2021年在国内经济运行稳步复苏、出口替代需求上升等因素综合影响下，全国火电机组利用效率大幅回升。但考虑到未来我国经济及全社会用电量面临的下行压力和新投运清洁能源机组运营效率的显现等因素，未来全国火电机组利用小时数将持续受到挤压，且整体或将呈下降态势。

　　我国火电机组利用效率主要受电力供需形势、国家调控政策、煤炭供需和新能源替代等因素影响。2020年在新冠肺炎疫情冲击和用电需求低迷等因素综合影响下，全国6,000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时同比减少70小时，其中火电在清洁能源消纳提升的影响下同比减少92小时。2021年为了早日实现“碳达峰、碳中和”的目标，国家在政策层面继续加强煤电去产能、“能耗双控”及环保督查等调控力度，同时电煤供应紧张和四季度煤价大幅攀升亦对火电企业发电意愿造成一定压制，但在国内经济运行稳步复苏、出口替代需求上升和上年低基数等因素综合影响下，我国全社会用电量及其增速同比大幅增长，加之来水偏枯等因素，整体为火电创造了较好的发电空间，当年全国6,000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时升至3,817小时，同比增加60小时；其中，火电4,448小时，同比增加237小时。此外，在发电量方面，根据中电联统计，2021年全口径煤电发电量5.03万亿千瓦时，同比增长8.6%，占全口径总发电量的比重为60.0%，同比降低0.7个百分点，煤电发电量占比继续保持下降趋势。

　　在新冠疫情不再发生重大变化和国际形势整体保持平稳的情况下，未来世界各国产能供需将回归合理水平，我国出口替代效应或将逐渐弱化，且考虑到我国目前“稳中求进”的经济发展方针，加之房地产投资放缓对经济传导效应的显现等因素，未来一段时间我国经济及全社会用电量增速将面临一定下行压力。同时，新能源机组目前仍保持较高增速，且2021年新增的1.3亿千瓦非火电机组运营效率将在2022年显现，加之“碳达峰、碳中和”政策的持续加持，总体来看火电机组利用效率未来将受到进一步挤压，其机组利用小时数整体或将呈下降态势。

　　燃煤电价改革及煤炭保供政策的出台，一定程度上缓解了燃煤发电企业经营困难，同时有助于加速由市场决定电价机制的实现，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。未来仍需观察燃煤电价改革政策落地情况和电煤供需形势对煤电企业的后续影响。

　　煤炭作为煤电的主要燃料，其供应及价格变化对煤电企业的生产和成本控制十分关键，同时随着近年来电力体制改革的不断推进，燃煤发电上网电价形成机制的市场化程度也在不断提升，故电煤供应及其价格变化和电力体制改革亦为影响煤电企业经营情况的主要因素。

　　电煤供应方面，受环保相关政策影响导致大量弹性产能无法释放、国际煤炭等能源大宗商品价格持续上涨以及国内煤电需求快速拉升等因素影响，自2020年四季度以来，电煤价格持续攀升，屡创历史新高，电煤采购及保供工作难度加大。根据国家统计局数据，2021年1~9月，全国煤电发电量为43,273.0亿千瓦时，同比增长11.9%，而同期的原煤产量为29.3亿吨，仅同比增长3.7%；同时煤炭价格亦快速上升，2021年下半年以来环渤海动力煤价格指数快速攀升，并于2021年10月达到峰值，加之由于经营压力不能及时向下游传导，燃煤发电企业亏损面明显扩大，且发电意愿不强，进一步加剧了电力供需矛盾。为应对煤价上涨，相关部门出台了一系列煤炭保供政策，包括推动具备增产潜力的煤矿尽快释放产能、积极协调煤源和保障煤炭快速外运等，随着保供政策逐步落地，煤炭产量增加且价格有所回稳。根据国家统计局数据，2021年10~12月原煤产量月度增速分别为4.0%、4.6%和7.2%，且10月下旬以来，环渤海动力煤价格指数已整体呈下降态势。此外，根据国家发改委于2022年2月24日发布的《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格[2022]303号），当煤炭价格显著上涨或者有可能显著上涨，以及过度下跌时，其将按相关规定和程序及时启动价格干预以及其他适当措施，引导煤炭价格回归合理区间，还鼓励燃煤发电企业在电力中长期交易合同中合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩的条款，有效实现煤、电价格传导，此政策自2022年5月1日起执行，且进口煤价格不适用此规定。2022年3月，国家发改委办公厅印发通知并强调将煤炭中长期合同履约情况纳入“信用中国”网站的诚信履约保障平台进行监管，对未达到要求 1 的企业，将视情况实施约谈、通报、信用惩戒和追责问责等措施。

　　中诚信国际关注到，以秦皇岛港下水煤价格区间来看，此次区间价格已较之前535元/吨的标准有较大幅度提升，但相较目前高企的煤炭价格，仍一定程度缓解了燃煤发电企业困难。中诚信国际认为，国家对煤炭中长期履约记录的严厉监管或将有助于全国煤炭供应量的提升和促进煤炭价格回归合理区间，后续合同履约情况以及煤炭整体供需形势对煤电企业的影响仍有待持续关注。

　　电力体制改革方面，自新一轮电改 2 重启以来，国家一直致力于电价的市场化改革，并于2019年将煤电企业上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化电价机制 3 ，但随后新冠疫情爆发，且为了保障工商业电价只降不升，该机制未能完全落地。2021年全国过快的用电增速、偏紧的煤炭供应和大幅攀升的煤价导致煤电企业经营压力不能及时往下游传导。为解决电煤价格传导不畅和保障电力安全稳定供应，国家发展改革委于2021年10月11日发布了《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）（简称“通知”），决定将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制。由于2020年我国已有超过70%的燃煤发电电量通过市场交易形成上网电价，在目前煤炭价格持续维持高位，双碳目标加快推进的背景下，参与市场化交易的煤电企业已具备电价上浮条件，且2021年大部分地区的燃煤发电交易电价已实现上浮，通知的出台对缓解燃煤发电企业经营困难发挥了积极作用。此外，通知要求燃煤发电电量及工商业用户要全部进入电力市场，使得我国市场化交易范围进一步扩大，并有助于带动其他类别电源发电电量进入市场，提高用户端节能和错峰用电的意识，加速由市场决定电价机制的实现，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。

　　中诚信国际关注到，虽然2021年大部分地区的燃煤发电交易电价已实现上浮，但目前个别地区仍未明确2022年的电价上浮政策，后续仍有待关注政策落地情况对燃煤发电企业的影响。

　　总体来看，2021年高企的煤炭价格虽然对煤电企业带来很大经营压力，但随着燃煤电价改革的深化和国家煤炭保供政策的陆续出台，煤电企业经营压力已有所缓解。同时燃煤电价改革政策的出台亦有助于加速由市场决定电价机制的实现，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。未来仍需观察燃煤电价改革政策落地情况和电煤供需形势对煤电企业的后续影响。

　　2021年以来，煤价高企使得煤电企业盈利能力大幅下降，融资需求有所增加，但得益于较强的获现能力和畅通的融资渠道，整体偿债压力尚可，信用水平保持稳定。未来随着煤炭保供措施和燃煤电价改革政策的落地，煤电企业盈利能力有望得到改善。

　　本部分选取了中诚信国际承做过的35家以煤电为主营业务的典型企业（以下简称“样本企业” 4 ）进行分析。2018~2020年，受益于煤炭价格整体回落，煤电企业盈利及获现能力整体有所改善。2021年以来，煤价持续高企对煤电企业盈利能力影响很大，前三季度大多数企业营业毛利率及净利润同比大幅下降，35家样本企业中18家营业毛利率降至10%以下，11家净利润为负；根据样本企业中上市企业公布的2021年度业绩预告或年报，有8家样本企业出现大幅亏损。同期，个别煤电企业经营活动净现金流也受到了一定影响，但整体仍保持较好水平。

　　从财务杠杆来看，由于煤电企业前期主要依靠外部融资来满足较大的投资需求，因此普遍具有较高的财务杠杆，从35家样本企业2020年末资产负债率来看，8家企业处在70%以上，8家企业处在60~70%区间，12家企业处在50~60%区间，7家处于50%以下。近年来，国家持续推进国有企业降杠杆，同时2018年以来煤电投资延续放缓态势，样本企业平均资产负债率呈小幅下降态势。2021年以来，由于煤炭采购难度加大，煤电企业资金压力有所增加，加之部分煤电企业清洁化转型投资规模的提升，整体影响2021年9月末资产负债率较上年末有所回升。偿债指标来看，受盈利和获现能力提升影响，2018~2020年样本企业平均EBITDA利息倍数和平均经营活动净现金流/利息支出均呈上升态势，35家样本企业中有19家企业2020年EBITDA利息倍数和经营活动净现金流/利息支出均在3倍以上。2021年受煤炭价格大幅提升影响，煤电企业利润水平普遍大幅下滑，进而导致其相关偿债指标同比下降，但考虑到目前煤电企业都是以央企、地方国企为主，且拥有强有力的外部支持和畅通的融资渠道，加之在近年来煤电投资处于较低增速的情况下，样本企业偿债能力总体保持稳定。

　　煤电企业 4 债券发行方面，债券市场投资者对煤电企业的认可度较高，近年来煤电企业融资能力保持在很强水平。2021年以来由于煤价高企对盈利能力影响较大，煤电企业资金需求增加，当期融资规模同比有所提升。电力行业集中度较高且为重资产行业，因此大型国有电力集团 5 发债规模占比很大，2021年融资规模占比达58%以上。从信用等级分布来看，同期主体级别AAA的煤电企业融资规模占比达90%以上。兑付压力方面，煤电企业在未来一年内需兑付公开市场债务规模较大，但煤电企业获现能力相对较强，且外部融资渠道较为畅通，整体偿债压力尚可。

　　总体来看，2018~2020年，受益于煤炭价格整体回落，煤电企业盈利及获现能力有所改善；2021年以来煤价高企对煤电企业盈利能力影响很大，但整体来看，得益于较强的获现能力和畅通的融资渠道，煤电企业仍保持了很强的偿债能力。随着煤炭保供措施和燃煤电价改革政策的落地，未来煤电企业盈利能力有望得到改善，偿债能力有望继续保持稳定。

　　2021年以来，煤电装机保持低速增长，且在“碳达峰、碳中和”目标下，未来将延续低速增长态势，其在全国电源结构中的比重将持续下降，同时其也将加快由电量型电源向灵活调节型电源转变，但其作为我国电力安全稳定供应的基础电源，未来一段时间内仍将维持主力电源地位。2021年在国内经济运行稳步复苏、出口替代需求上升等因素综合影响下，全国煤电机组利用效率大幅回升。但考虑到未来我国经济及全社会用电量面临的下行压力和新投运清洁能源机组运营效率的显现等因素，未来煤电利用小时数或将出现下降。煤电企业经营压力已在国家出台燃煤发电上网电价改革以及一系列煤炭保供政策后有所缓解，但后续仍有待观察煤炭供需形势及上述政策的落地情况。2021年以来，煤价高企使得煤电企业盈利能力大幅下降，融资需求有所增加。但得益于较强的获现能力和畅通的融资渠道，煤电企业仍保持了很强的偿债能力，整体信用水平将保持稳定。随着煤炭保供措施和燃煤电价改革政策的落地，煤电企业未来盈利能力或将得到改善。

　　【1】通知要求供需企业要每月在全国煤炭交易中心线上平台报送合同履行情况，保证单笔合同月度履约率不低于80%、季度和年度履约率不低于90%。

　　【2】中央国务院于2015年3月内部下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）（以下简称“9号文”）。

　　【3】国家发展改革委于2019年10月25日下发了《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）。

　　【5】包括国家电力投资集团有限公司、中国华电集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、华能国际电力股份有限公司、华电国际电力股份有限公司和大唐国际发电股份有限公司。