深度｜火电企业评级框架：电力市场化交易或带来火电行业整合

发布时间：2023-06-13 17:14:48

投资要点：电价是火电行业的命脉，煤电联动机制确定标杆上网电价，电力市场化交易一定程度上推动电价下降。最新的煤电价格联动政策于20

投资要点：电价是火电行业的命脉，煤电联动机制确定标杆上网电价，电力市场化交易一定程度上推动电价下降。最新的煤电价格联动政策于2015年12月颁布，对煤电价格实行区间联动。当周期内电煤价格与基准煤价相比波动不超过每吨30元(含)的，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制，超过每吨30元的，对超过部分实施分档累退联动。上网电价调整后，销售电价也要相应调整。考虑到电价调整对下游企业的成本的影响巨大，发改委并不一定严格按照煤电联动机制调整电价，而是出台政策减免电价中包含的部分行政性项目收费。同时为了减轻火力发电带来的重污染问题，符合环保部门排放要求的燃煤发电企业能获得额外的上网电价补贴。目前我国绝大部分的市场化交易电价都低于标杆价成交。在电力供给远超需求的省市，火电企业竞争激烈，直接交易电量的让利幅度十分可观，一定程度上推动电价下降。从长期来看，电力市场化交易利好大型火电企业，或带来行业整合。

我们从三大方面搭建火电企业的分析框架，包括盈利能力、偿债能力与现金流量;公司属性、企业规模与外部支持;区域供需和煤电价。盈利能力是火电企业最关键的财务评价指标;偿债能力用于评估企业的信用风险;现金流量反映企业的资金运营情况。相比于民企，国企在火电行业占据更大优势;规模更大的企业在火电行业存活率更高;中央及地方政府的财政支持、母公司的支持亿元对火电企业都尤为重要。火电行业总体产能过剩，但区域供需矛盾严重，且各区域间的电力调节能力差，火电企业所处地理位置至为关键;煤价及煤炭运费、电价分别构成火电企业的主要成本和经营收入来源。

基于前述火电企业分析框架，我们建立了火电行业信用评级系统，信用评级指标分为定性指标和定量指标两部分，定性指标占比40%，包括区域供需、公司治理和外部支持。定量指标占比60%，包括经营规模、盈利能力、营运能力、偿债能力、成长能力和杠杆水平。22家火电行业发债主体样本中，得分最高的是河北建投能源投资股份有限公司，我们给予公司AAA评级，高于外部评级的AA+，投资者可重点关注其投资价值。

一、火电行业分析框架

1.1 行业界定和上下游供需状况

火电行业属于电力行业分类下的子行业，主要是指火电企业利用煤炭、石油、天然气等燃料来生产电力的活动。由于利用石油、天然气发电占比较小，火电一般即指用煤炭发电。火力发电的原理在于，利用煤炭燃烧产生热能，传递给锅炉中的水，使水变成高温高压的蒸汽，蒸汽的热势能促使汽轮机运作，最后发电机把汽轮机的机械能转变为电能。

火电行业上游主要由以煤炭为主的发电所需燃料和发电设备组成，中游包括从事发电的各火电企业和输送电力的国家及地方性电网公司，下游面对的则是电力需求端，包括各工商企业和居民用户等。因此火电企业收入端主要依赖于向电网公司出售电力所获得收入，由上网电价和出售度数决定;成本端中燃料成本占比达55%左右，而且发电设备折旧较为固定，燃料成本变动较大使得成本波动受燃料价格影响很大。

火力发电目前是我国最主要的电力生产方式。在国家大力提倡发展清洁能源的背景下，火电装机增速放缓，水力发电有所发展并成为火力发电方式的重要补充。但目前从体量上来说，水电还远远未能挑起电力生产行业的大梁，火电仍然是发电产业的主力军。2017年火力发电量在我国电力生产总量中占比为73%，水力发电的比重只有17%，其余部分则通过风电和核电生产。

火电行业的需求端主要是来自第二产业的工业用电，其次是第三产业和城乡居民用电。第二产业一直是用电需求的主体，尤其是钢铁、有色金属、化工和建材等高耗能产业。近几年第二产业在电力需求结构中比重虽有所下滑，但2017年第二产业用电量占总用电量的比例仍然达到了70.41%。第三产业和城乡居民的用电需求在最近几年高速增长，成为电力需求增长的新引擎。2017年第三产业用电增速为10.65%，城乡居民用电量增速为7.78%。由于第二产业中的大多数行业有很强的周期性，用电需求受其影响也表现出较强的周期性。

电价广义上可以分为：上网电价、输配电价、销售电价。上网电价就是电网企业向发电企业购买电的价格;输配电价相当于电的运费;销售电价就是电用户购买电的价格;即：销售电价=上网电价+输配电价+输配电损耗+政府性基金及附加。目前我国电力企业虽然也具有垄断性质，但垄断程度远远低于电网企业，电网企业的利益格局更为固定，政府推动改革的难度大，因此火电企业对电网企业的议价能力较弱。而且近年我国输配电损耗又趋于稳定，因此上网电价受到销售电价和政府性基金的影响较大。近几年的上网电价调整基本上伴随销售电价的调整和政府性基金的调整。销售电价和上网电价均受政府管控，但是政府通常不愿意在经济下滑期或者通胀上行期加重实体经济负担或者推高通胀预期，这种情况下若火电企业经营困难政府就可能会通过调整政府性基金及附加上调上网电价。政府性基金及附加是指按照国家有关法律、行政法规规定或经国务院以及国务院授权部门批准，随电量征收的基金及附加，包含在电度电价中。目前主要包括：城市公用事业附加费、重大水库建设基金、水库移民后期扶持基金和可再生能源电价附加。

1.2 电价形成机制

近些年来，我国关于电价机制的改革逐步深入，主要分为三个阶段，解决政企合一问题阶段、电力市场初级阶段和深化电力体制改革阶段。1998-2002年，电力联合公司改组为电力集团公司并撤销电力部，电力行业实现“政企分开”。2002-2015年，电力行业进入初级阶段，主要政策包括电力体制改革、出台上网电价政策和煤电价格联动机制，电力行业进入市场化阶段。2015年3月，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见(中发〔2015〕9号)文》，标志着电力行业新一轮电力体制改革的开端，总体思路为“管住中间，放开两头”，有序放开输配以外的竞争性环节电价，推动电力行业市场化。2016年1月，国家发改委印发《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，给予电价调整一定自由度。

1.2.1煤电联动机制确定标杆上网电价

电价和煤价是影响火电行业经营状况的重要因素。目前我国火电企业的核心成本来源煤价面临的是市场化定价。收入来源上网电价则依据政府制定的煤电价格联动机制调整。

煤电价格联动政策发展至今总共历经三次较大的变化。最早是2004年12月，国家发改委首次出台煤电联动价格机制。2012年12月，国务院决定自2013年起取消电煤价格双轨制，并对之前的煤电价格联动机制作出一些修改。最新的煤电价格联动政策于2015年12月颁布，对煤电价格实行区间联动。

依据《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》的规定，以中国电煤价格指数(由发改委公布，反映全国及各省电煤到厂价，发布热值为5000大卡代表规格品的电煤价格，监测区域覆盖除西藏外的全国30个省份，采价样本为各省主要燃煤发电企业、主要煤炭生产企业、主要煤炭转运港口、煤炭贸易商等1600多家企业。)2014年各省(价区)平均价格为基准煤价，以与基准煤价对应的上网电价为基准电价。煤电价格实行区间联动，周期内电煤价格与基准煤价相比波动每吨30元为启动点，每吨150元为熔断点。当煤价波动不超过每吨30元，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制;煤价波动超过每吨150元的部分也不联动。煤价波动在每吨30元至150元之间的部分，实施分档累退联动，即煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。

燃煤机组标杆上网电价和煤价联动的计算公式如下：

P△= C△÷5000×7000×Ci÷10000

P△：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位为“分/千瓦时”。

C△：上期燃煤发电企业电煤(电煤热值为5000 大卡/千克)价格变动值，单位为“元/吨”。

Ci：上期供电标准煤耗(标准煤热值为7000 大卡/千克)，以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为“克/千瓦时”。

上网电价调整后，销售电价也要相应调整。其中，工商业用电价格调整水平按燃煤机组上网电量、其他电源上网电量、外购电量情况以及节能环保电价等因素确定，居民生活、农业生产用电价格保持相对稳定。

P：本省销售电价调整总水平

Ma：上期由省级及以上统调的燃煤机组上网电量

Mb: 上期以燃煤机组标杆上网电价为基础的可再生能源、燃气机组等其他电源上网电量

Mc:上期本省外购按照本省燃煤机组标杆上网电价执行的电量

Md:上期本省外送按照本省燃煤机组标杆上网电价执行的电量

Mi:上期本省外购按照外省燃煤机组标杆上网电价执行的电量

PΔ:本省燃煤机组标杆上网电价调整水平

PΔi:外购电量来源省燃煤机组标杆上网电价调整水平

M:上期省级电网销售电量

K:统一电价政策影响因子。由国家发展改革委根据跨省跨区交易电量价格协商情况、推进销售电价改革、推动节能环保、促进煤炭行业可持续发展以及有序疏导突出电价矛盾等需要统一明确。

在实际中，考虑到电价调整对下游企业的成本的影响巨大，发改委并不一定严格按照煤电联动机制调整电价。为了达到既不影响下游工商企业和居民用户的用电成本，又能缓解火电企业经营困难的目的，政府开始出台政策减免电价中包含的部分行政性项目收费。2017年6月，国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》，决定自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%,腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价。

自2004年以来，国家开始重视火力发电带来的重污染问题，出台电价补贴政策激励火电企业降低燃煤机组的污染物排放，将上网标杆电价区分为脱硫机组标杆电价和未脱硫机组标杆电价，对符合环保部门排放要求的燃煤发电企业实施额外的上网电价补贴。

1.2.2电力市场化交易

电力市场化竞争交易是电力体制改革重点一环。为了配合中央新一轮电力体制改革，2015年国家发改委、国家能源局会同有关部门制定并发布了《关于推进输配电价改革的实施意见》、《关于推进电力市场建设的实施意见》、《关于电力市场交易机构组建和规范运行的实施意见》、《关于有序开发用电计划的实施意见》等多个文件，分别从电价、电力交易体制、电力交易机构、发用电计划、售电侧、电网公平接入等电力市场化建设相关领域明确和细化电力体制改革，加快电力市场化交易的步伐。政策推进的电力市场化交易，意味着在市场化交易试点，发电企业提供报价来竞争获取发电合同，电价也由市场化竞争形成，不再遵循政府定价。 2016年国家发改委发布《关于扩大输配电价改革试点范围有关事项的通知》(发改价[2016]498号)以及《国家发展改革委关于全面推进输配电价改革试点有关事项的通知》(发改价格[2016]2018号)，进一步扩大输配电价改革试点范围，并有序推进电价市场化改革。

市场化交易利好大型火电企业，或带来行业整合。随着市场化交易比重逐步提升，报价越低的机组获得相应的市场份额，大型机组的成本优势将成为核心竞争力，逐步将小装机容量高煤耗机组淘汰出局。叠加日益趋严的耗能和环保要求，小型火电企业的生存状况堪忧，未来行业可能出现整合。

2017年全国交易电量累计达1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达26%左右。市场化交易加剧竞争，一定程度上弱化电价上调的利好效应。国内电力行业整体产能过剩，因此在部分省市电力供给远超需求，发电企业为了争取市场份额，竞争十分激烈，直接交易电量的让利幅度十分可观，绝大部分的交易电价都低于标杆价成交。

从长期来看，电力市场化交易量的不断增加将使得电价决定机制趋于市场化，但目前电力市场化竞争的环节尚未完全放开，电力市场直接交易对电价的影响力度有限。

1.3 火电企业分析框架

1.3.1财务指标

盈利能力是火电企业最关键的财务评价指标。火电行业属于重资产行业，资产变现能力差，只有达到合理的盈利水平和资产收益率才能维持企业正常经营。因此，火电行业的盈利能力分析尤为重要。

从收入端看，火电行业收入等于电量与上网电价的乘积。电量由装机容量和利用小时决定。装机容量增长受限，几乎难有增长;利用小时衡量了装机容量(火电企业的主要资产)的利用率，主要受整体火电行业的供需影响。上网电价包括标杆电价和交易电价两种类型，前者由煤电联动机制决定;后者是由竞争性的电力交易市场形成的均衡价格，通常低于上网标杆电价，会削弱煤电联动的调价效应。目前我们主要关注的指标是上网电价和利用小时。

从成本端看，火电行业成本主要包括燃料成本、折旧成本、人工和期间费用，燃料成本之外的成本相对固定，主要关注燃料成本。燃料成本等于煤价与煤耗的乘积，煤耗变化相对较小，因此主要的关注指标是煤价。我们统计了三家煤电企业华能国际、国投电力和华电国际的度电成本构成，2016年燃料成本占比分别为58%、53%和50%，考虑到大集团在煤炭长期协议合同上有较大议价权利，整体火电行业燃料成本占比可能更高，预计处于50%-60%之间。2016年三家煤电企业折旧成本占比分别为16%、17%和20%，预计行业平均水平为15%-20%。2016年三家煤电企业人工成本占比分别为7%、4%和9%，期间费用成本占比分别为14%、19%和15%，预计行业平均水平分别为8%左右和15%左右。

点火价差综合了收入和成本两方面因素，是火电企业盈利关键。点火价差=上网电价/(1+增值税率)-煤价*度电煤耗，数值上火电企业度电收入与度电煤炭成本之间的差值，衡量了火电企业每发一度电的边际收入。盈利能力代表企业的赚钱能力，我们选择销售净利率、销售毛利率、总资产报酬率和度电利润这四个财务指标衡量火电企业的盈利能力。

许多大型火电企业发展“煤电一体化”，向上游煤炭行业延伸发展，开采煤炭可供企业内部火力发电使用。当煤炭价格上涨时，相比于其他需要从外部采购煤炭的企业而言，这些“煤电一体化”企业能够内部消化火力发电产生的损失，维持经营的稳定。

偿债能力用于评估企业的信用风险。由于火电建设项目的资本金比例要求仅为20%，火电企业的资产负债率通常都比较高。2016年火电行业的平均资产负债率为72.5%。要判断发债融资的火电企业能否如约还本付息就得考察其偿债能力。偿债能力可以通过流动比率、EBITDA/利息费用、全部债务/EBITDA、经营现金流净额/流动负债四个指标体现。流动比率和经营现金流净额/流动负债反映企业的短期偿债能力，EBITDA/利息费用反映企业的利息覆盖能力，全部债务/EBITDA则综合反映企业赚取收入偿还债务的能力。

现金流量反映企业的资金运营情况。火电企业的现金流入一般较为稳定，主要是源于上网电价收入，现金流出主要包括煤炭采购和运费支出，以及发电项目的长期资本投入。煤炭采购成本随市场行情波动较大，若有新建发电项目则会产生大量现金流出冲击。火电企业的项目一般建造工期长，资金回收期长，若经营管理不善，容易造成企业现金流紧张，资金链一旦断裂，企业债券违约不可避免。关注火电企业的现金流量，可以考察企业的经营活动净现金流量等指标。

1.3.2 公司属性、企业规模与外部支持

相比于民企，国企在火电行业占据更大优势。火电行业涉及电力生产，我国对电力行业的管制比较严格，包括行业进入门槛，工程项目审批，电力价格等等，因此民营企业一般较难进入火电行业，在火电行业占比较小。国有企业与政府关系密切，获取资源能力更强，比民营企业更容易获得地方财政支持，在火电行业有绝对优势。我国现有的几个大型火电企业华能、大唐、华电等公司均为国有大型企业，资本实力雄厚。

火电行业建造项目成本高，火电企业融资需求大，治理状况良好的企业更容易获得资金支持。而火电企业是否为上市公司在一定程度上能反映企业的治理状况，因为上市本来就需要满足很高的门槛，企业能上市就表明该企业资质相对优秀。同时公司上市也意味着企业多了一个融资渠道。

大型企业在火电行业存活率更高。火电行业属于重资本型行业，火电设备价格昂贵，初始投入资本极高，并且具有规模经济效应。资本少、筹集资金能力差的小企业不仅面临很高的进入门槛，而且在和煤炭产商及电网公司的议价方面处于劣势，很难在火电行业存活下来。因此火电企业的规模一般都较大，整个行业集中度高。了解火电企业的规模，一方面可以考察企业经营数据，比如装机容量、上网电量、业务布局多元化和电源多元化等，另一方面还可以考察企业的营业收入、总资产、净利润等会计数据。

外部支持对于火电企业尤为重要。对于火电行业来说，政府行为带来很大的外部性。不管是上游的煤价调控，还是下游的电价管制，政府的干预直接关系到火电企业的经营和生存。火电行业作为公共事业关系国计民生，地方政府更愿意对其提供各种支持维持其正常运转。不过地方政府也可能存在因政府财力不足而无力支持的可能，因此政府对企业支持力度可以用企业所在省财政收入和所在市财政收入来衡量。母公司对企业的支持意愿也会直接影响企业的运营。我们用大股东持股占比衡量母公司支持力度，主要是因为大股东持股比例越高，对企业的支持意愿越强。

1.1.3区域供需和煤电价

火电行业经过前些年的高速发展，总体产能过剩，但分区域来看，仍然存在严重的区域供需矛盾，而且各区域之间的电力调节能力较差。我国华南地区经济繁荣，电力需求旺盛，但主要煤炭产地和运输港口(秦皇岛港口)在华北地区，煤炭运输到华南地区的成本高，电力供给偏紧，电价高企;西北地区经济相对落后，电力需求不足，供给相对过剩，电力外输量占总发电量比重较高，电价偏低。另外，我国电网建设相对落后，电力输配能力不足，电力资源配置效率低，也加剧了区域供需矛盾。

因此，对于地方性火电企业来说，火电企业的销售电量取决于两个方面。一方面是该企业所在省市的电力需求，而经济发展越好的地区，电力需求自然也会更旺盛。所以可以通过企业所在省市的GDP反映不同区域火电企业面临的电力需求的差异性。另一方面，不同区域火电企业的供给效率差异较大，而火电企业自身的电力供给能力从源头上决定了销售量，所以用火电企业所在省的火电设备平均利用小时数来衡量不同地区火电企业的供给效率差异。

煤价和煤炭运费构成了火电企业的主要成本来源。国内煤价取决于市场供需，大型火电企业一般会与煤炭企业以相对优惠和固定的价格签订长协合同，在煤价飙升时保有一定优势。进口煤的价格相对便宜，但目前我国火电行业进口煤使用量占比较低。煤炭运费则取决于火电企业距离煤炭主要产区和港口的距离，距离越近，运费越低。虽然存在煤电联动机制，但一方面联动是累进的，另一方面各省执行也存在差异，因此各省煤价的不同不能完全和电价的不同相匹配。

二、火电行业评级

2.1 构建火电行业信用评级体系

根据前面的火电企业分析框架，我们搭建了火电行业信用评级系统，信用评级指标分为定性指标和定量指标两部分，定性指标占比40%，包括区域供需、公司治理和外部支持。定量指标占比60%，包括经营规模、盈利能力、营运能力、偿债能力、成长能力和杠杆水平。具体如下表所示：