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六、行业展望
2020年,受新冠肺炎疫情影响,电力行业下游工业复工延迟,导致电力行业增速有所下滑,但全年看仍保持增长态势;进入2021年,新冠肺炎疫情又有抬头之势,但由于中国在前期已经积累丰富的抗击疫情的经验,预计2021年疫情对经济的影响有限。具体看:
(1)发电量方面,目前电力行业产能过剩,且受到可再生能源机组发电量挤压,火电机组发电效率将持续偏低。预计2021年,火电装机容量及发电量将维持小幅增长,但由于机组运行效率偏低,固定成本偏高。
(2)电价方面,现行燃煤发电标杆上网电价机制将改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,同时政策要求2020年首年电价暂不上浮。短期看,由于电力行业产能过剩,电力企业将采取降电价方式争取高电量,暂不上浮的市场化价格机制将加剧竞价竞争,压缩火电企业利润水平。但中长期看,由于煤炭成本大幅回落的可能性较小,市场化价格机制有望推进上网电价的理性回归,电价折价有望缩窄。
(3)经营能力方面,电力企业上网电价整体呈现下降趋势,导致电力企业盈利水平及盈利能力处于较低水平,特别是煤炭价格持续高位盘整,对煤电企业盈利能力影响较大。2020年第四季度,煤炭价格快速提升,但全年煤炭均价有所回落,火电企业盈利能力有所回升。预计2021年在整体限产限煤政策下,火电企业成本大幅下降空间不大,盈利水平有望维持或小幅回升,但低效电厂依旧面临较大的经营压力。
(4)现金流方面,火电企业客户主要为电网公司,通常次月结算,现金流回款保障程度仍很高。
(5)企业信用风险方面,电力行业涉及国计民生,电力行业整体信用风险偏小,同时由于现金流回款较好,整体经营风险偏小。但同时必须注意受电源结构调整政策以及环保政策影响,部分机组利用效率低、规模小、环保不达标、生产及建设成本高的火电企业,资金需求高、融资压力大、对政策敏感性强,相对信用风险偏高。
整体看,火电行业已出现产能过剩、机组利用效率偏低甚至经营亏损等问题,煤电产业链整合以及电力行业区域性有效资产整合已是大势所趋。近年来,电力行业在政策导向下逐步推进落后产能淘汰、技术提升、产能区位布局调整以及电源结构调整等。2019年以来,煤炭成本回落、电价逐步理性提升,火电企业盈利能力有所好转。电力行业在经济发展中具有重要地位,而目前火电装机容量和发电量仍占据主导地位,在电力系统中承担着电力安全稳定供应、应急调峰、集中供热等重要的基础性作用;且火电行业电力销售可获得稳定的现金流回款;行业风险较小。综上,联合资信评定火电行业2021年展望为稳定。
附件1 2020-2022年煤电规划建设风险预警指标情况
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2023年,省间交易电量完成13960亿千瓦时,同比增长6.4%,省间交易平均价格为365.55元/千千瓦时。省间市场化交易电量完成10877亿千瓦时,同比增长8.7%,省间市场化交易平均价格386.72元/千千瓦时。
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