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光大固收:从21年三季报观测电力主体信用资质

摘要

2021年以来,火电行业煤价波动、水电行业来水偏枯以及电价政策调整等因素对电力行业的信用资质产生影响。本文从电力行业发债企业出发,从主体的公司属性、营运情况以及财务方面对电力行业的信用资质变化进行分析。

电力行业存量债券余额较大、整体评级较高。截至2021年11月19日,电力行业共132个存续发债主体,存续规模为1.95万亿元,占存量信用债的比重为7.93%。

公司属性

主要关注企业性质与上市情况,电力行业属于公用事业子行业,国有股东背景有助于提高企业行业地位,在融资、上游原料获取以及销售等方面所获支持力度更强。电力行业存续债券主体多为国有企业,其中中央国有企业发行债券存续规模更高。从评级看,国有背景的电力企业的评级普遍较高。截至2021年11月19日,中央国有企业的存续债券规模中,AAA评级的占比达到98.93%。从上市情况看,132家电力行业发债主体中,有41家为上市企业。上市主体存续债券的评级普遍更高。

营运指标

重点从火电与水电行业的装机总量、发电小时数、燃煤成本及固定资产折旧费用等方面进行考量。火电行业方面:1)火电行业发电装机容量累计值小幅增加,同比增速小幅上升。2)火电行业平均发电小时数高于全类型发电行业平均发电小时数,今年以来呈同比上升趋势。3)发电煤耗率缓慢下降,且呈现西高东低的特征。随着技术进步,我国火电的煤耗持续小幅缓慢下降,截至2021年9月,发电煤耗率累计值为287.60克/千瓦时,较2015年9月的298.21克/千瓦时下降3.56%。4)受政策调控影响,煤炭价格大幅回落。水电行业方面:1)水电行业装机总量与同比增速均持续提升。2)水电发电设备平均利用小时数波动较大,今年同比略微下滑。3)国内水电发电设备平均发电利用小时数整体呈现“中西部高、东部低”的特征,环比下降较多。

财务指标

1)资产负债结构方面:电力企业平均资产负债率环比小幅上升。截至2021年9月末,电力行业平均资产负债率为62.51%,较2021年6月末上升0.67个百分点。2)短期偿债能力方面:电力发债主体的现金到期债务比波动较大,今年以来呈下行趋势,表明电力企业的短期偿债能力在一定程度上有所弱化。3)盈利方面:电力行业发债主体的毛利率呈下降趋势。2021年以来,电力行业发债主体的毛利率有所下降,从年初的26.51%下降至三季度的22.25%。但随着煤炭价格的下降以及上网电价上下浮动比例的放宽,未来电力企业,特别是火电企业的盈利能力有望在一定程度上得到修复。4)现金流方面:经营活动现金流净额越大的公司,越有可能获得更高的外部评级。综合来看,资产负债率过高、短期偿债能力较弱及现金流情况不乐观的企业需谨慎考量。

风险提示

煤价上涨加重成本负担;来水、来风情况超预期下滑;政策加速收紧,警惕相关企业再融资压力。


1、电力行业存量债券概览


电力行业存量债券余额较大、整体评级较高。截止2021年11月19日,电力行业(申万行业标准)存量发债主体为132家,存量债券余额为1.95万亿元,占存量信用债余额 的7.93%,电力行业存量债券余额较大。从评级来看,存续债券的主体评级大多数为AAA级,占总电力债余额的93.46%,整体评级较高,AA+、AA级的电力债分别占比5.26%和1.13%,目前唯一的C级发行人为凯迪生态环境科技股份有限公司,其存续债券4只,均处于违约状态。

光大固收:从21年三季报观测电力主体信用资质插图

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2、电力行业信用资质情况


电力行业的信用资质分析主要从公司属性与上市情况、营运情况以及财务情况进行分析,其中营运情况是对水电与火电的业务模式分别进行讨论。

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2.1、公司属性

公司属性方面主要关注企业性质与上市情况。电力行业属于公用事业子行业,具有一定特殊性,国有股东背景有助于提高企业的行业地位,在融资、上游原料获取及销售等方面所获支持力度更强。对于火电企业,国企(特别是央企)在获取稳定的煤炭资源以及较高的上网小时数上较民营企业有一定优势。

电力行业存续债券主体多为国有企业,其中中央国有企业发行债券存续规模更高。截至2021年11月19日,从存续债券来看,中央国有电力企业的存续债券规模为16046.42亿元,地方国有电力企业的存续债券规模为3376.71亿元,两者加总在总电力行业存续债券规模中的占比达到99.62%;从存续发行主体来看,中央国有电力企业共64家,地方国有电力企业共61家,两者加总在总电力行业存续债发行主体中的占比达到94.70%。

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从评级看,国有背景的电力企业的评级普遍较高。截至2021年11月19日,中央国有企业的存续债券规模中,AAA评级的占比达到98.93%;地方国有企业的存续债券规模中,AAA评级的占比为69.48%;而民营企业、中外合资企业与外商独资企业的存续债券规模中,都没有AAA评级。

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从上市情况看,132家电力行业发债主体中,有41家为上市企业。上市主体存续债券的评级普遍更高。

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2.2、火电行业营运情况

火电行业的利润可以表述为:火电行业利润=装机总量×平均发电小时数×上网电价-燃料成本-其他成本。

从收入端看,火电行业的收入由上网电量与上网电价决定。1)上网电量:指企业总发电量减自用电量,其中企业总发电量为装机总量与平均发电小时数的乘积。相较发电小时数,装机总量与工厂用电率较为稳定,因此上网电量方面主要从平均发电小时数出发进行分析。2)上网电价:指火电企业将所发电量出售给电网公司的价格,由国家政策调控,由市场供需关系决定。

从成本端看,火电行业成本主要由燃料成本决定。火电行业的成本包括燃料成本、固定资产折旧成本、财务成本、人力成本等,其中燃料成本占总成本比重较高。除燃料成本外,其他成本相对固定,因此成本端主要从燃料成本进行分析。

光大固收:从21年三季报观测电力主体信用资质插图62.2.1、装机总量

火电行业发电装机容量累计值小幅增加,同比增速小幅上升。截至2021年9月,国内火电装机数量累计值为12.82亿千瓦,同比增长4.63%,较上月提升0.02个百分点。

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2.2.2、平均发电小时数

由于我国火电行业“市场煤价、计划电价”的特征,平均发电小时数,也即发电设备平均利用小时数,是衡量火电企业盈利能力的核心指标。

火电行业平均发电小时数高于全类型发电行业平均发电小时数,今年以来呈同比上升趋势。截止2021年9月,火电发电设备平均利用小时数为351小时,高于全类型发电设备320小时的平均利用小时数累计值。

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火电发电厂用电率较稳定,维持在5.5%到6.0%。发电厂用电率在季度上呈现夏秋高、冬春低的特征。最近三期(2021年7-9月)发电厂用电率均为5.80%,较为稳定。

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2.2.3、上网电价

上网电价指火电企业将所发电量销售给电网公司的价格。2013-2018年间,相较其他发电方式,燃煤发电上网电价较低,仅高于水电发电类型。

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2.2.4、燃料成本

燃料成本是火电企业最大的经营成本支出,可以进一步细分为两个维度:发电机组的平均煤耗和标准煤的市场价格。火电企业成本对动力煤的价格波动非常敏感。

发电机组平均煤耗

发电煤耗率缓慢下降。发电煤耗率越高,意味着同样的发电量所需消耗的煤炭质量更大。随着技术进步,我国火电的煤耗持续小幅缓慢下降,截至2021年9月,发电煤耗率累计值为287.60克/千瓦时,较2015年9月的298.21克/千瓦时下降3.56%。

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发电煤耗率累计值呈现西高东低的特征。截至2021年9月,发电煤耗率最低的地区为北京、海南、山东、江苏、浙江(按上述顺序依次增大),其煤耗率均低于280克/千瓦时。发电煤耗率最高的地区为西藏,其发电煤耗率为371.0克/千瓦时。

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标准煤的市场价格

受政策调控影响,煤炭价格大幅回落。2021年至今,在全球通货膨胀、焦炭进口减少、下游需求复苏等因素的共同作用下,煤炭需求提升,供需格局的变化导致煤炭价格也随之大幅上涨。2021年10月20日,秦皇岛动力煤价格达到2592.50元/吨的峰值,同比增幅达310.41%。10月19日,国家发改委通过多种方式平抑煤炭价格“完全脱离供求基本面的非理性上涨”,依据《价格法》对煤炭价格进行干预,多种措施并行,煤炭价格大幅回落,截止2021年11月15日,秦皇岛动力煤价格为1095.00元/吨,已回落至今年8月末水平。上游回落的煤炭成本将减轻火电企业的经营成本压力,提升利润空间,增强相关企业的盈利能力。

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2.3、水电行业营运情况

水电行业的利润可以表述为:水电行业利润=装机总量×发电小时数×上网电价-固定资产折旧费-其他成本。

从收入端看,水电行业与火电行业类似,收入与装机总量、发电小时数以及上网电价成正比。

从成本端看水电行业无需外购原材料,其发电成本主要与固定资产折旧费、财务费用等成本费用相关,其中固定资产折旧在营业成本中所占比重较高。

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2.3.1、装机总量

水电行业装机总量与同比增速均持续提升。水电企业通常下设一个或多个水电站,各水电站装机总量加总即为水电企业的总装机容量。水电站的规模越大,其平滑丰水期和枯水期发电量差异的能力越强,整体发电效率更高,获得规模优势。截至2021年9月,水电发电装机容量累计值为38353万千瓦,同比增长5.02%,增速较上月提升0.18个百分点。

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2.3.2、发电小时数

水电发电设备平均利用小时数波动较大,今年同比略微下滑。受来水情况影响,水力发电量呈现一定程度的周期性特征,设备平均利用小时数也有所波动,因此发电小时数是衡量水电企业机组运行情况和盈利能力的核心指标。2021年以来,水电发电设备平均利用小时数同比略微下滑,自2021年3月以来,仅4月呈现正增长,其余月份为负增长。

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国内水电发电设备平均发电利用小时数整体呈现“中西部高、东部低”的特征,2021年9月份各省份发电利用小时数均值环比下降较多。2021年9月,全国各省份(除中国台湾、天津和上海)的发电设备平均利用小时数累计值为2134.97小时,环比下降25.62%,高于全国平均值的地区有宁夏、甘肃、湖北、四川、重庆、青海、陕西、西藏、云南、湖南、新疆、贵州和广西(排序由高到低)。其中宁夏回族自治区的水电发电设备平均利用小时数累计值最高,为3648小时,环比下降31.33%。

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水电发电厂用电率较低,维持在0.30%左右,低于火电发电厂5.5%-6.0%的发电厂用电率。

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2.3.3、上网电价

水电上网电价为各发电类型中最低,呈波动下降趋势。2018年水电上网电价为267.19元/千千瓦时,为各发电类型中最低,大幅低于2018年373.87元/千千瓦时的全发电类型平均上网电价。

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2.3.4、固定资产折旧

固定资产折旧在水电企业营业成本中占比最高,可达60%-70%。折旧成本统计对象包括房屋及建筑物、机器设备、运输设备、电子及其他设备等固定资产折旧。目前水电企业多采用直线法计算折旧规模。从实践来看,大坝、水轮机、发电机的实际使用年限高于折旧年限,折旧完成后,水电企业的发电成本将逐渐下降。

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2.4、财务指标

在财务指标方面,我们重点关注电力行业的资产负债结构、短期偿债能力、盈利水平以及现金流情况。

2.4.1、资产负债结构

电力企业前期固定资产投入较大,因此电力行业的负债率都较高。在电力项目建设期,电力企业债务负担较重,建成发电上网后,资产负债率将逐渐下降。

电力企业平均资产负债率环比小幅上升。截至2021年9月末,电力行业平均资产负债率为62.51%,较2021年6月末上升0.67个百分点。

光大固收:从21年三季报观测电力主体信用资质插图21

电力行业整体资产负债率上升。截至2021年9月末,资产负债率在60%-70%区间的电力行业发债主体最多,共37家,占全部电力行业发债主体的34.26%。资产负债率在50%-60%、70%-80%、低于50%和高于80%的电力发债主体占比分别为27.78%、20.37%、12.96%和4.63%。资产负债率高于70%的发债主体有所增加,需关注其偿债压力与后续融资能力。

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2.4.2、短期偿债能力

考虑到电力企业固定资产折旧费用在成本中占比较高、且多采用平均年限折旧法的特点,我们采用现金到期债务比,也就是经营活动产生的现金流量净额对到期债务的覆盖能力来对电力企业的短期偿债能力进行判断。

电力发债主体的现金到期债务比波动较大,今年以来呈下行趋势。整体趋势来看,2021年至今,电力行业发债主体的现金到期债务比指标较年初有所下降,由63.02下降至2021年三季度的41.65,表明电力企业的短期偿债能力在一定程度上有所弱化。

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2.4.3、盈利水平

电力行业的盈利能力与运营指标由上述运营指标决定。电力企业的利润与装机总量、发电小时和上网电价成正比。火电企业的利润与燃煤成本、固定资产折旧费用成反比,水电企业的利润与固定资产折旧费用成反比。对火电企业来说,推动“煤电一体化”有助于提高煤炭价格与发电利润间的平衡,提高对煤炭涨价的抗风险能力。

电力行业发债主体的毛利率呈下降趋势。2021年以来电力行业发债主体的毛利率有所下降,从2020年底的26.33%下降至三季度的22.94%。但随着煤炭价格的下降以及上网电价上下浮动比例的放宽,未来电力企业,特别是火电企业的盈利能力有望在一定程度上得到修复。

光大固收:从21年三季报观测电力主体信用资质插图24

2.4.4、现金流

建成并上网的电力企业现金流特点明显,主要特点表现为:

1. 经营活动现金净流量较为充裕。火电企业应收账款主要为 1-3 个月的应收电费收入,现金流主要支出为燃煤的采购;水电企业波动主要来源于上游来水丰枯,通常5月至10月为丰水期,11月至来年4月为枯水期。

2. 投资活动的支出主要是新建电厂或者附加的改造项目支出,与电力企业的在建计划相关。

3. 筹资活动可分为短期流动资金借款,以及长期项目融资。

资质优良的企业,其经营活动现金流充沛,且不过度依赖筹资活动现金流。事实上,经营活动现金流净额越大的公司,越有可能获得更高的外部评级。例如,AAA级电力企业 2021年Q3的 CFO 净额的中位数为40.90亿元,而 AA+级企业仅仅为8.36亿元,该数据在 AA级公司中为3.18亿元。

光大固收:从21年三季报观测电力主体信用资质插图25


3、总结


2021年以来,火电行业煤价波动、水电行业来水偏枯以及电价政策调整等因素对电力行业的信用资质产生影响。本文从电力行业发债企业出发,从主体的公司属性、营运情况以及财务方面对电力行业的信用资质变化进行分析。

电力行业存量债券余额较大、整体评级较高。截至2021年11月19日,电力行业共132个存续发债主体,存续规模为1.95万亿元,占存量信用债的比重为7.93%。

公司属性:主要关注企业性质与上市情况,电力行业属于公用事业子行业,国有股东背景有助于提高企业行业地位,在融资、上游原料获取以及销售等方面所获支持力度更强。电力行业存续债券主体多为国有企业,其中中央国有企业发行债券存续规模更高。从评级看,国有背景的电力企业的评级普遍较高。截至2021年11月19日,中央国有企业的存续债券规模中,AAA评级的占比达到98.93%。从上市情况看,132家电力行业发债主体中,有41家为上市企业。上市主体存续债券的评级普遍更高。

营运指标:重点从火电与水电行业的装机总量、发电小时数、燃煤成本及固定资产折旧费用等方面进行考量。火电行业方面:1)火电行业发电装机容量累计值小幅增加,同比增速小幅上升。2)火电行业平均发电小时数高于全类型发电行业平均发电小时数,今年以来呈同比上升趋势。3)发电煤耗率缓慢下降,且呈现西高东低的特征。随着技术进步,我国火电的煤耗持续小幅缓慢下降,截至2021年9月,发电煤耗率累计值为287.60克/千瓦时,较2015年9月的298.21克/千瓦时下降3.56%。4)受政策调控影响,煤炭价格大幅回落。水电行业方面:1)水电行业装机总量与同比增速均持续提升。2)水电发电设备平均利用小时数超过全类型发电设备平均利用小时数,呈稳中有升趋势。3)国内水电发电设备平均发电利用小时数整体呈现“中西部高、东部低”的特征,环比下降较多。

财务指标:1)资产负债结构方面:电力企业平均资产负债率环比小幅上升。截至2021年9月末,电力行业平均资产负债率为62.51%,较2021年6月末上升0.67个百分点。2)短期偿债能力方面:电力发债主体的现金到期债务比波动较大,今年以来呈下行趋势,表明电力企业的短期偿债能力在一定程度上有所弱化。3)盈利方面:电力行业发债主体的毛利率呈下降趋势。2021年以来,电力行业发债主体的毛利率有所下降,从年初的26.51%下降至三季度的22.25%。但随着煤炭价格的下降以及上网电价上下浮动比例的放宽,未来电力企业,特别是火电企业的盈利能力有望在一定程度上得到修复。4)现金流方面:经营活动现金流净额越大的公司,越有可能获得更高的外部评级。综合来看,资产负债率过高、短期偿债能力较弱及现金流情况不乐观的企业需谨慎考量。


4、风险提示


煤价上涨加重成本负担;来水、来风情况超预期下滑;政策加速收紧,警惕相关企业再融资压力。

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