信用研究 | 电力行业债券面面观
The following article is from 齐晟太子看债 Author 东方固收研究团队
固定收益与宏观利率研究成果分享
ORIENT QS
东方固收
2022/12/08
信用研究
电力行业债券面面观
王阳 王师可 齐晟
徐沛翔（实习生）
2021年用电需求增长，火电发挥着能源保供的重要作用，但煤炭价格上行，火电行业经营业绩承压；部分区域水偏枯，水电发电量下滑，区域性供需不平衡引发“拉闸限电”；绿色能源体系全面布局，风电、光伏加快发展，但清洁能源补贴退坡，对电力主体成本效率提出考验；电力主体负债规模呈增长态势，尤其是绿色能源领域未来投资规模持续扩大。整体看，电力行业系关系国计民生的基础性行业之一，行业主体主要以央国企为主，整体信用资质相对稳定；但在碳中和、碳达峰的时代背景下，电力市场化改革持续深化中，各发电企业业务运营、偿债压力等呈现一定分化。本文将从运营指标、债务压力、债券发行及存续等方面对发电主体进行梳理分析，以供投资者参考。
电力主体资质分析
经营分析
本章节将主要基于样本电力公司核心发电方式，通过发电量/装机容量、利用小时数、上网电价、发电效率、资产质量与回收、未来投资压力等方面进行比较分析。
发电方式
火电为最主流发电方式，通常占集团整体发电量的70%以上，地方电力国企对火电的依赖更明显。在主要发债央企中，除三峡和国投电力以水电为主、中核和中广核以核电为主外，大型发电集团火电占比均过半，清洁能源发电业务通常由旗下子公司运营，国家电投新能源发电占比较大；地方国企对火电的依赖程度相对央企更高，仅水电资源丰富地区如四川分布有几家以水电为主的电力国企，但其绝对规模远不及火电。央企和地方电力国企火电基本仍以煤电为主，个别气电占比较高如申能、京能等，此外还可能包含少量生物质、分布式发电等。
具体看电力企业的第一大发电方式情况。
央企方面，1）火电装机容量总体稳定，华能、华电和大唐破1亿千瓦时，华电集团、大唐集团和国电电力有小幅增长，年化增速均控制在5%以内。2）水电仅次于火电为第二大发电方式，行业装机容量增长放缓。三峡集团作为最大水电公司装机容量近8000万千瓦时，大幅超越其他公司，且年均复合增长率仍维持在25%左右的高位；华能水电、国投电力水电装机容量处于2000万级，其中国投电力2021年有两机组投产，装机容量增速较快。但从整体看，由于剩余可开发水电资源的开发难度和成本加大，水电行业装机容量增长放缓。3）风电为近年来主要增长亮点，华电福瑞、华电新能、龙源电力等风电装机容量处于前列超2000万千瓦时，且增速较快；光伏并非主要发电方式，新华发电和三峡能源有一定装机规模且大幅扩容，相比2019年接近翻倍；核电方面中核装机容量增长明显，与中广核装机容量差额缩小。4）从总装机容量来看，华能、国家电投、华电、大唐集团总装机容量处于前四位，均超1.5亿千瓦时。
地方国企方面，总装机容量均在5000万千瓦时以下，其中绝大部分是火电。广东等发达地区电力国企火电装机规模较大，广东能源和浙能集团超3000万千瓦时，京能集团和江苏国信超1000万千瓦时。湖北能源、四川投资和四川能投水电机组装机容量占比较高，其中湖北能源466万千瓦时，后两者都在百万级别。四川省小型水电站较多，如四川能投除3个主要电站外，均为5万千瓦以下的小水电站，使得其可控水电机组容量偏小，库容调节能力有限。
从时间维度看，地方电力国企中少数装机容量偏低的主体近2年扩容明显，弹性较大，头部主体火电机组装机容量增速则在10%左右，稍快于央企集团。从发电方式分布看，央企探索清洁能源更加积极，华能、华电和大唐均有超5000万千瓦时非火电装机，国家电投火电装机占比已不足一半，而地方国企中仅少数依托自然资源禀赋拓展水电业务，风电、光伏则更为有限。
利用小时数
平均利用小时数与不同发电方式的特性有关，核电平均利用小时数最高，火电平均利用小时与水电接近，都集中在4000~5000小时范围内，风电多数分布在2000~3000小时间，光伏则在1000~1500小时左右。
火电方面，粤电力、甘肃电投和申能3家地方电力国企利用小时数位列前三，同时地方电力国企增速也普遍快于央企，主要由长三角、珠三角等地用电需求高速增长拉动，此外还可能受其他发电方式影响，如甘肃电投就因区域来水偏枯而增大火电机组产能。2021年煤价走高、成本端压力较大、火电发电积极性整体不高，很多机组进入检修状态，但电力央企国企保供责任重大，未出现明显效率下滑现象。利用小时数缩减的电力企业主要有晋控电力、乌江能投和京能电力，下滑因素较为多样，如晋控电力有新增机组未全年运行，乌江能投被煤炭供应不足因素困扰，京能电力受到清洁能源挤压且部分地区限产限电影响。
水电方面，2021年来水偏枯导致利用效率多有降低，全国水电平均利用小时数约3622小时，同比减少205小时。具体来看，下滑显著的有大唐桂冠电力和中核新华发电，其中新华发电主要受新机组投产影响，而大唐桂冠电力装机集中的广西红水河流域来水同比下降约三成，除四川外云贵等地小水电也出现偏枯现象，利用效率明显下滑。
风电方面，2021年平均利用小时数均录得不同程度小幅增长，部分受益于广泛的装机区域分布以及利用小时数更高的海上风电陆续投产，中广核风电和华电新能增速相对更快。
光伏方面，以光伏为第一发电方式的电力企业仅有青岛城新，通过收购光伏装机容量扩充速度较快，但年平均利用1140小时在行业中并不突出，三峡、华能、中国电力等均有不小规模的光伏装机且利用小时数在1300-1500左右。
核电方面，近3年平均利用小时数均在7000小时以上，中核提升相对明显，2021年中核和中广核所属核电站利用小时数已较接近。
上网电价
近年来电价市场化程度逐步提升，从披露了数据的主体来看市场化交易电量占比已有不少升至60%~70%，成为影响上网电价的主要变量。
2021年煤炭价格上扬推动火电上网电价普遍抬升，在数据可得主体中，除乌江能投持平、甘肃电投和山西国际电力下滑外，其余火电上网电价均同比提升，幅度集中在10%以内，京能电力上涨明显，山西国际电力平均上网电价下滑主因对半导体、大数据等产业实行电价优惠。从绝对值看，供需格局影响下，电力公司火电电价呈现分化，宁波能源、上海电力、赣能股份等火电上网电价较高在0.5元/千瓦时左右，部分较高的原因是火电披露口径中还包含气电，甘肃电投和山西国际电力则在0.3元/千瓦时左右。
清洁能源发电上网电价则基本稳定。1）水电上网电价（含税）整体集中在0.23元/千瓦时左右，上网电价低于其他发电方式。2021年水电上网电价较2019年多数呈小幅下行态势，较2020年则相对平稳。上网电价同比增长的主体中，华能水电在云南省内出现结构性缺电及外送电量增加的作用下，上网电价持续增长；国投电力、雅砻江流域公司在水电市场化交易下，实现水电量价双升；桂冠电力因广西取消丰水期降价10%等减利政策而促使上网电价回升；而川投集团受区域内新增水电较多及市场化交易等因素影响则出现了电价的持续小幅下行。2）风电上网电价相对平稳，近3年波动幅度在±0.01元/千瓦时。3）核电上网电价依照发改委〔2013〕1130号文件执行，目前中核和中广核平均上网电价均在0.4元/千瓦时左右。
发电效率
1）火电
供电煤耗方面，央企火电机组效率更高，地方国企供电煤耗整体偏大但近年来有所压降。央企整体火电平均供电煤耗在297克/千瓦时左右，华润电力、华能集团稍低，个别央企子公司稍高如北方电力，华电江苏最低主因气电占比过半。地方国企中，申能火电机组装机容量大、经济性能较优，且有一定气电比例，平均供电煤耗处于低位；北京能源、浙能集团、广东能源等发达地区电厂火电机组能效竞争也优势明显，而云南、贵州、山西和甘肃等地电厂供电煤耗偏高，如云南能投集团下曲靖、红河电厂投产时间较早、机组能效不高，平均供电煤耗偏大。
从时间维度上看，在新建高能效机组投产和高能耗机组改造升级等因素推动下，相比2019年平均供电煤耗整体下降，幅度约5克/千瓦时，个别有所上升如大唐河南、大唐陕西和江苏国信，大唐陕西以城区供热机组为主煤耗偏高。
电煤采购价格方面，2021年煤炭价格持续上涨，电厂电煤采购成本同比均大幅提升，涨幅中位数为58%，成本压力凸显。从绝对水平看，2021年部分主体标煤采购价格已逾千元/吨，甘肃电投、北方电力、晋控电力相对偏低，东南沿海地区因煤炭供给紧缺采购价格显著偏高。价格管控方面，火电厂电煤自给率普遍偏低，基本都需要对外集中采购，少数有参股煤炭项目，但远不能满足需求，仅晋控电力集团内采购占比47%相对较高，当前其采购价格处偏低水平。此外，可获数据中，中国电力、京能集团、大唐陕西等长协煤占比过半，可一定程度上抵御市场煤价波动影响，数据也显示其2021年电煤采购价格同比增幅相对偏小。
2）新能源发电
弃风率方面，可获数据主体的弃风率相比2019年整体压降，甘肃电投弃风率最高11.6%，其余均在10%以下。随着电力消纳能力的提升，风电厂弃风率水平稳步降低，新华发电、甘肃电投近年来已降幅过半，但甘肃电投今年一季度受风资源和调度影响弃风率又重返20%，弃风率大幅上升的主体包括青岛城新，其位于新疆的风电站弃风率处较高水平，同时还受用电需求不足因素困扰，消纳能力还有待提升。
弃光率方面，弃光率偏高的新华发电和甘肃电投近年来有所降低，其余主体均在4%以下。新华发电位于山西、宁夏和青海等地电厂弃光率偏高，甘肃电投2021年因当地新能源装机增速加快而被动拉高弃光率，本地消纳能力不足和外送通道建设滞后也系其弃风和弃光率高的主要原因。
资产质量与未来投资
发电企业应收账款主要系电力销售产生的应收电费及清洁能源补贴款，交易对手方主要为各区域供电公司等，账龄以2年以内为主，整体回收风险不高。部分公司以风电或光伏项目为主，应收账款中补贴款占比较高，新能源补贴款回收时间受政策影响较大，且普遍存在回收滞后的现象，较大规模的补贴款或对公司运营资金存在占用影响。在可获数据中，华电新能、三峡集团、三峡能源、新华发电、上海电力2021年补贴款规模超100亿，其中华电新能、三峡能源和新华发电补贴款占应收账款比例超九成。
清洁能源发电为主要投资方向，水电、核电单体投资显著更高，央企在建项目规模远大于地方国企。三峡集团在建白鹤滩水电站总投资约1800亿元，还有溪洛渡、乌东德等数个近千亿级水电项目、百亿级风电项目在建，主要在建项目总投资合计近6000亿元，其中部分重大项目投资接近尾声，已有机组运营投产。其他央企集团中，中核集团、雅砻江水电和国家电投在建工程较多且待投资规模不低。地方国企中，川投能源主要有4个水电站在建合计总投资超千亿元，京能集团、深圳能源有数个风光、火电项目在建，而四川能投、云南能投则在手较多非电力板块项目如化工、煤矿乃至城投类项目，其余地方电力国企总投资规模均在200亿元以下，其中江苏国信、浙能集团和甘肃电投有超百亿元待投资，后续关注资金压力。
债务分析
杠杆水平
1）有息债务规模
新能源项目投资驱动有息债务扩张。从绝对规模看，央企集团中国家电投、华能有息负债规模居前两位，三峡、华电、中广核、大唐和中核在5000亿左右相对接近；地方国企中晋能系和北京、云南、浙江等地省级能源集团有息负债在千亿以上规模较大。
从时间维度看，2019年以来电力主体有息债务规模普遍提升，年均复合增速中位数11%。央企子公司中提升较快的多为新能源公司，典型如三峡能源、华电福瑞、华电新能和中广核风电，主要受新项目投资驱动，还可能受并表范围扩大影响，如大唐陕西。地方国企债务扩张同样受新能源项目贷款、在建项目推进及电厂收购整合影响，此外广东能源集团还提到燃料采购需求的增加也是债务攀升的原因之一。
2）资产负债率
2021年样本央企集团及子公司资产负债率中位数约69%，大唐系、国电电投系、华能系资产负债率稍高，普遍在70%以上；子公司中新华发电、大唐陕西、大唐河南、北方电力等资产负债率在80%上下。近三年央企电力公司资产负债率涨跌参半，大唐系、华能国际、华润电力等较2019年普遍增长超7pct。
2021年样本地方国企公司资产负债率中位数约57%，低于央企系公司，晋能系晋控电力和山西国际、粤电力资产负债率偏高；近三年地方国企电力公司资产负债率普遍上行，赣能股份、广东能源系、宁波能源等增幅较大，较2019年增长10pct。
综合考虑永续债（其他权益工具、少数股东权益中永续债明细）和并表型ABN存续规模，央企系权益类债券融资规模较高，大唐集团、大唐发电、华电国际、华能国际、华能新能等主体2021年调整后资产负债率升高约10 pct；地方国企中深圳能源上升幅度较大，约14 pct。
债务结构
1）期限结构
短债占比普遍不高，地方国企压降效果明显。央企集团母公司短债占比普遍低于子公司，中广核、三峡等短债占比低至20%附近，华电集团稍高；子公司中除华电江苏外占比也基本在40%以内。债务期限结构整体较好，相比2019年还稍有压降，三峡能源、上海电力和大唐新能源降低15%以上。
地方国企短债占比方差较大，湖北能源低至14%而宁波能源高至68%，多数集中在30%左右，50%以上有3家。近3年地方国企短债压降效果明显。
2）融资结构
银行借款为主要融资来源，地方国企债券融资占比普遍高于央企。2021年电力央企银行借款占比中位数77%、长期借款占银行借款占比中位数73%，地方国企则分别为66%和66%，两比值在产业主体中均为较高水平；其中，川投能源、华电江苏长期借款占比不足50%。
此外债券为次要融资渠道，从占比看地方国企债券融资相比央企更活跃，占比中位数分别为25%和15%，广州发展、深圳能源等主体债券融资占比近五成；债券类型看，央企发行永续债相对较多，地方国企发行债券以非永续为主，仅深圳能源、四川能投和京能集团存续有近百亿永续债。
少数主体有较大比例的长期应付款，其中多为融资租赁款，如上海电力、新华发电、三峡能源、晋控电力和青岛城新等，山西国际电力等还涉及债权投资计划等非标融资。
债券到期压力
央企债券到期节奏平稳、兑付压力可控，关注个别到期规模大且集中度高的地方国企。央企中，国家电投每年到期规模显著大于其他主体，2023年前到期规模合计1254亿元，到期集中度约52%；大唐、三峡、华能债券存续规模在900亿级左右，短期看兑付集中度尚可，2024~2025年为到期相对密集时期，大唐从2023年下半年开始兑付规模变大。地方国企中，至今年年末江苏国信、京能清洁能源、云南能投、深圳能投等有一定到期规模，云南能投2023至2024上半年到期兑付压力明显增大。
偿债能力
央企及子公司短期偿债指标偏弱，近年来短期偿债能力整体未见显著提升。近一半央企及子公司现金覆盖短债倍数低于0.2倍，速动、流动比率中位数为0.54和0.60，而两指标在地方国企中分别为0.77和0.89。相比2019年，三峡能源、新华发电和中国核电现金覆盖短债倍数显著改善，中核集团和三峡集团降幅稍大，其余央企及子公司基本保持稳定，速动和流动比率则多有改善，国能新能源、新华发电流动性明显增强。地方国企近3年流动性有升有降，湖北能源、深圳能源、江苏国信、晋控电力等短期偿债能力增强，而上海申能、川投集团、四川水电投资、云南能投等短期偿债指标边际下滑。
受2021年煤价上涨挤压盈利空间影响，EBITDA利息保障倍数整体滑降趋势明显。华电系、大唐系子公司及广东能源、皖能、京能、赣能等以煤电为主的电厂降幅最大，相比2019年稳中有升的多为清洁能源发电主体。从当前绝对水平看，央企EBITDA利息保障倍数偏低的有大唐和华润，仅有1.6倍左右，其余基本在3倍上下，三峡集团最高5.84倍；地方国企同样以2~4倍居多，2倍以下有7家，主力机组多为煤电。
电力主体债券梳理
一级发行：融资扩张
放缓，成本延续下行
今年境内外一级融资同步放缓，前三季度小幅净融出。境内债方面，自2017年以来电力行业发债热度渐涨，2018年起每年净融资额均在千亿以上，去年全年发行首破万亿元，年复合增速达15%。今年电力主体发债步伐放缓，前三季度合计新发7107亿元同比下滑约10%，同期偿还7883亿元并最终实现小幅净融出427亿元。境外债方面，发行主体多为央企集团，国电投、华能、三峡发行累计规模位居前三，自2015年以来年发行规模均在200~400亿元间，但今年以来仅三峡和云南能源发行2单合计融资38亿元，境外发行明显缩量。
发债主体资质普遍较好，高等级债新发占比高。从发债主体看，央企及央企子公司为行业发债主力，合计发行规模占比约77%，其余主要为地方国企，民企发债主体数量极少。正因如此，AAA级主体融资占比常年保持在92%以上，低评级企业融资规模极小。
具体看各主体，从近5年净融资数据看，2019-2021年为融资大年，国电投累计净融资超千亿元远超其他主体，央企集团中华能、大唐、华电等发行规模同样较大，地方国企中融资较为活跃的有深圳能源、申能、云南能投等，净融资规模均在200亿元以上。今年以来央企及子公司以小幅净融出为主，仍在持续净流入的仅有中国电力、华电新能等，规模也只在50亿元上下；地方国企融资也明显缩减，申能、四川能投、川投能源等继续维持净融入，山西国际电力和广东省能源集团等融出规模偏大。
今年以来发行成本进一步下行。今年以来电力行业AAA级新债票面利率延续下行趋势，短久期债下探幅度相对偏大，高票息发行数量稍有减少，发行量较大的0.5年期、3年期债定价趋于集中。
二级估值：历史表现
稳定，近期出现回调
多数电力主体历史估值表现平稳，估值波动仅限于个别区域地方电力国企。回顾电力主体历史利差表现，波动幅度较大的均为地方国企，如云南能投、晋控电力和赣能股份。当前收益率最高的为云南能投，存续非永续公募债平均利差超200bp，其余主体普遍在100bp以内。
整体来看，电力行业历史估值波动主要有3次，分别发生在2018年年中、2020年3-4月和2020年年末，其中：2018年年中利差走阔，当时信用债环境是民企违约高峰、城投非标开始违约等，个别资质稍弱的地方电力国企利差大幅上行，而多数主体继续保持收窄趋势；2020年3-4月行业利差主要系无风险利率下行而出现被动走阔，基本面较优主体走阔幅度主要控制在50bp以内，同样是弱资质主体走阔明显偏多；2020年年末受永煤违约影响，市场信用风险偏好收缩，电力高估值主体同样受到波及，且调整幅度有所增大。当前除云南能投外其他主体利差均已收敛，晋能系主体估值下行还受益于煤价上涨股东盈利增强。不难发现，历史上估值波动明显的主体主要为云南能投、晋能控股、甘肃电力、赣能股份、乌江能投、四川能投、四川投资等少数区域偏弱的地方电力国企，其余主体估值表现整体较平稳，围绕50bp上下波动，今年以来利差还出现进一步压缩。
具体来看当前各电力发债主体不同期限利差、存续余额及整体利差历史分位数表现。电力发债主体目前主流融资品种是非永续公募债，非永续私募债发行量很低且近年来进一步萎缩，另外永续债发行规模也较大，因此我们主要计算研究非永续公募债利差和永续债利差。
央企方面，各主体非永续利差已基本压缩至30bp-40bp，50bp以上主体屈指可数，分别为华电江苏、大唐桂冠电力、大唐河南及北方电力，其中北方电力利差高过100bp。今年以来北方电力利差收窄显著，但近期回调幅度较大，当前非永续债剩余1只存续5亿元。当前利差历史分位数偏高的大唐河南，9月份以来估值波动稍大。同时，各主体各期限利差表现相近，3~5年期利差相比更短久期债利差高出10bp左右，利差空间有限。
地方国企方面，约2/3主体非永续利差保持在50bp以内，除云南能投、山西国际电力、甘肃电投外，其余样本主体的利差在100bp以内。具体而言，申能集团、广东省能源集团利差低至31bp，存续规模偏大的浙能集团、国信集团、深圳能源等利差也在40bp以内；其余利差偏高主体主要位于四川、甘肃、山西、云南等，其中云南能投利差最高258bp，且1年内到期规模较大，今年年中以来利差还走阔了52bp，历史分位数升至86%的高位。年中以来利差走阔幅度较大的还有甘肃电投集团，历史分位数78%，可能受区域舆情和融资形象拖累。今年以来利差压缩明显的主体中，青岛城新收窄30bp幅度较大；晋能系电力主体利差较年初也显著压缩，但利差绝对值仍较高。
永续债存续规模大但品种利差挖掘空间较小。大型央企集团永续债存续规模接近非永续公募债，永续品种利差普遍在10-15bp，品种利差空间有限；大唐集团、华润电力、京能集团等品种利差仍有20bp以上，考虑到其股东支持、区域经济、自身实力等均尚可，永续债有一定挖掘空间。
风险提示：
政策变化超预期：本文假设行业发展导向、信用债发行融资等方面的政策保持相对平稳，如政策出现超预期转向，可能导致信用债发行与成交状况产生明显波动；
信用风险暴露超预期：本文假设信用债风险整体稳定，个别主体信用风险事件不会对整体信用环境产生影响，而一旦出现超预期违约主体将给市场带来较大影响；
数据资料统计可能存在遗误或滞后性：发电企业经营、债务指标、利差测算等内容及数据为手工整理，存在遗漏偏差的可能性；且受数据可获得性限制，部分经营指标统计期以2021年末为主，存在一定滞后性。