光大固收：火电行业信用分析框架

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　　摘要

　　火电企业的信用资质可以从公司属性、运营指标、财务指标这三个维度展现：

　　公司属性

　　需要关注企业的性质，尽可能选择国企或者上市公司。

　　运营指标

　　火电板块的利润可以用这个公式表示：火电板块利润=装机总量×平均发电小时数×上网电价-燃料成本-其他成本。

　　重点考虑装机总容量较大且单个机组装机容量大于60万千瓦占比较大的企业，对于小机组集中、环保改造压力较大的企业要审慎。

　　重点考虑发达地区、沿海负荷中心的火电企业，对于电力严重过剩，发电小时数过低的区域要审慎，例如云南、贵州、广西等地。

　　重点考虑上网价格在合理区间、配套电网完善、发电并网且售电稳定的企业或者是特高压等送出通道附近的大型煤电一体化项目，对于上网发电难以稳定保障的企业要审慎。

　　财务指标

　　对于负债率超过80%或者持续亏损的企业要审慎。通过回归发现，负债率每上升5%，主体等级下降一级。

　　1、火电行业现状

　　火电是指利用煤炭、石油、天然气等燃料燃烧，并通过发电设备将热能转化为电能的发电方式。我国能源禀赋的结构是“富煤、少油、少气”，因此我国的火电几乎等同于煤电。为了方便讨论，本文所讨论的火电是指煤电。火电装机容量占我国发电设备容量比重约为三分之二，是我国电力行业的支柱。

　　随着我国经济发展进入新常态，全社会用电增速放缓，煤电行业面临利用小时数持续下降、产能过剩、新能源机组占比不断上升的挑战。此外，在电力市场改革的影响下，电价水平总体呈下行趋势。近年来，环保要求趋严，中小煤电机组需要进行环保改造，企业的运营成本上升，盈利空间受到压缩。

目前国家层面对于火电行业的政策主要有两个方面：一是淘汰落后产能，二是取消和缓建一批煤电项目。国家能源局发布的《关于推进供给侧结构性改革 防范化解煤电产能过剩风险的意见》（发改能源〔2017〕1404号）明确：“十三五”期间，全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内。从2016年开始，国家能源局连续两年发布煤电规划建设风险预警机制，风险预警结果为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项。根据2017年4月20日能源局公布的结果（国能电力〔2017〕106号），除了湖南、海南两个省份，其他均为红色以及橙色。

2、火电企业的信用分析框架

　　火电企业的信用资质可以从公司属性、运营指标、财务指标这三个维度展现，我们的分析框架也正是建立于这三个维度之上。公司属性的关注重点在于其是否是国企，如果不是则要关注是否为上市公司。火电企业的核心运营指标为装机总量、发电小时数、上网电价、燃煤成本、单位造价以及其他业务板块的损益。资产负债结构、盈利水平、现金流是我们重点关注的财务指标。

　　值得注意的是，上述三个维度并不是孤立存在的：公司属性在很大程度上决定了优质煤炭资源的获取和电力的上网小时数，直接影响了火电企业的运营指标；火电企业的运营状况又会体现在盈利水平、资产负债结构等财务层面的数据中。

　　3、公司属性

　　火力发电的技术成熟、经营模式简单、产品同质，在行业盈利空间收缩的大背景下，火电企业主要的护城河在于对资源的获取是否有优势：一是能够获取稳定的燃煤供应，二是能够在售电环节与电网公司保持良好的合作。

　　通常在同一地区相同条件下，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较民营企业有一定的优势。实证地看，火电企业主体等级的分布与其属性紧密相关：大多数（74%）的央企为AAA级，剩下的16%和11%分别为AA+级和AA级；地方国企的信用等级略低于央企，只有43%的发行人为AAA级；非国企发行人中，不存在AAA级的个体，AA+级和AA级分别占57%和43%。

上市公司。但并非所有的火电国企都是优质的标的，还需要具体分析火电企业的关键运营指标，以及财务经营状况。 src="/d/file/zhaiquan/2017-10-11/abcf0fa38f792edbcf3e022b3a0ed09d.jpg">

　　优质火电企业的背景往往为央企、地方国有企业、或者民营上市公司。但并非所有的火电国企都是优质的标的，还需要具体分析火电企业的关键运营指标，以及财务经营状况。

　　4、运营指标

　　火电企业的业务模式简单，影响火电企业运营的核心要素为装机总量、平均发电小时数、上网电价、燃煤成本（单位煤耗、煤炭价格）、机组单位造价。可以通过以下公式对收入、成本进行简单的核算，具体分解过程如下：

　　火电板块利润=售电收入-燃煤成本-其他成本

　　售电收入=装机总量×平均发电小时数×上网电价×（1-厂用电率）

　　燃煤成本=发电量×单位耗煤×煤炭价格

　　=装机总量×平均发电小时数×单位耗煤×煤炭价格

　　其他成本=固定资产折旧+期间三费

　　=装机总量×单位造价×折旧比率+期间三费

　　其中，装机总量指在役机组总装机容量，不含在建部分。厂用电率指厂用自耗电量与发电量的百分比，通常低于6%，影响十分有限，因此本文不做分析。我们可以进一步将上述利润结构简化为：

　　火电板块利润=装机总量×平均发电小时数×上网电价-燃料成本-其他成本。

　　很显然，装机容量、发电小时数、上网电价三者共同决定了火电企业的营业收入，而燃料成本以及机组固定资产折旧则是火电企业成本的主要构成。我们可以通过下面这几个关键的经营指标对火电企业的整体实力进行综合判断。

　　4.1、装机容量

　　火电企业通常下设一个或者多个发电厂，各个电厂机组容量加总构成了火电企业的总装机容量。具体来讲单机容量在30万千瓦以下属于小型发电厂，30-60万千瓦属于中型发电厂，60-100万千瓦属于大型发电厂。

　　发电机组越大越有利于节能环保、稳定运行，现在发电机组往大装机容量发展，60万千瓦及以上的机组是今后发展的主流方向。能源局最新的环保要求指出：装机容量低于30万千瓦且无法改建热电联产的机组属于国家逐步淘汰的发电机组。此外，环保不达标的机组也属于淘汰的机组。

　　火电企业的总装机容量越大，代表企业的实力越强，但需要进一步分析企业的机组构成。

　　例如，贵州金元与上海电力(600021,股吧)的权益装机总量相当，且贵州金元的控股装机总量略高于上海电力，但是这并不意味着贵州金元的实力强于上海电力，我们需要进一步分析机组的构成以及实际的运营效率。

　　相对于贵州金元，上海电力在机组构成方面有较大的优势。上海电力所有火电机组均为30万千瓦以上，60万千瓦以上装机容量占总控股煤电装机容量70.9%，而贵州金元仍存在4×13.5万千瓦的火电厂，以30万千瓦的机组为主，60万千瓦机组装机容量占控股总煤电装机容量20%。在我国淘汰落后产能，环保趋严的背景下，类似于上海电力这样的大型火电企业的优势将进一步凸显。

4.2、发电小时数

　　发电小时数，又称发电设备平均利用小时数。我国火电行业具有“市场煤价、计划电价”的特点，因此发电小时数是衡量火电企业盈利能力的核心指标。每年国家能源局都会公布全国以及各个行政区域的发电小时数，总的来讲，全国以及各地区的发电小时数不断下降，这与我国经济进入新常态以及清洁电力比重不断增加有关。2016年全国火电平均发电设备利用小时数为4165小时，同比下降199小时。

全国各地区火电企业平均发电利用小时数，总体的状况是 “东高西低，北高南低”，高于全国平均值的地区有山东、江苏、河北、宁夏、江西、内蒙古、陕西、安徽、辽宁、北京、天津、海南、新疆。 从宏观的角度来讲，发电小时数由市场供需关系决定，所在地区的经济发展水平越高，电力消纳能力越强，发电小时数越高。

从微观的角度来讲，发电小时数由发电企业每年与电网公司签订的合同来决定。

　　在这里，我们继续以贵州金元和上海电力作为案例进行分析。从区域的层面来讲，全国的平均发电小时数高于贵州，而贵州高于上海。但从个体层面来看恰好相反，上海电力平均发电小时数高于全国平均，全国平均高于贵州金元。核心原因是上海电力的发电量主要供应上海地区，上海经济发达，电力消费需求旺盛。贵州地区电力消费有限，所发电量主要供应广东地区，另外面临来自云南低成本水电的竞争挤占，因而两地的发电小时数差异较大。

4.3、上网电价

　　上网电价是火电企业将所发电量卖给电网公司的价格，同样是火电行业最为敏感的参数之一。与发电利用小时数一样，从宏观的角度来讲，上网电价是由国家调控政策，市场供需关系决定。目前，我国采用煤电价格联动机制，即依据中国电煤价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，测算并确定煤电标杆上网电价。

　　从微观的角度来讲，上网电价同样是由发电企业每年与电网公司签订的合同来决定。2016年1～3月，贵州金元的火电平均上网电价为0.336元/千瓦时，同期上海电力的火电平均上网电价为0.442元/千瓦时，比贵州金元高30%。

　　4.4、燃料成本

　　燃料成本是火电企业最大的经营成本支出，约占火电发电成本的60-70%，其余成本还包含折旧、期间费用、营业税金及附加、运维成本、环保成本等。

　　燃煤成本又可以细分为两个维度：一是发电机组的平均煤耗，二是标准煤的市场价格。实际生产经营中，火电企业成本对于动力煤市场价格的敏感度非常显著。

　　4.4.1、发电机组煤耗

　　随着技术的进步，我国火电的煤耗不断降低。以7000大卡的标准煤来计算，目前行业理想值是308克/千瓦时。各地区的海拔不同、各机组新旧情况不同、机组型号不同都会产生差异，但高于理想值越多，说明同样的发电量需要消耗更多的煤炭。

　　目前，发电煤耗率最低的省市为北京、天津、浙江、海南、江苏、吉林、广东、上海、安徽（按上述顺序依次增大），其煤耗率均低于290克/千瓦时。发电煤耗最高的依次为西藏、四川、青海、内蒙、云南、陕西、贵州、黑龙江、河北、山西，煤耗率均高于300克/千瓦时。

　　在这里我们仍然以上海电力以及贵州金元作为案例进行说明。2013-2015年以及2016年3月末，上海电力平均煤耗为290.2克/千瓦时，287.4克/千瓦时，283.6克/千瓦时，以及283.4克/千瓦时。平均煤耗的持续下降主要是得益于其火电机组中高参数、大容量机组的占比上升，火电运营指标得以不断优化。

　　贵州金元并未公告其火电的煤耗，但从国家电力投资集团官网的相关报道可知2015年贵州金元平均煤耗约为320克/千瓦时，显著高于上海电力同期的水平。贵州金元单位煤耗偏高，这与其中小机组较多、在役时间较长有一定的关系。

　　4.4.2、动力煤的市场价格

　　由于影响煤炭价格的因素较多，各省的煤炭价格差异较大。动力煤价格主要走势看煤炭行业的供需关系，具体可以细分为坑口价、港口价、电厂采购价，这三个数据走势一致，主要的差异在于采用不同的统计口径，考虑了不同的运输方式所包含的成本。

　　上图是大同坑口价格以及秦皇岛山西产动力煤价格的对比。可以看出坑口煤价低于港口价，两者的走势基本趋同，其价差主要为运费。事实上，运费并不是一个固定值，其决定于该时的运力成本。

　　通常，距离煤炭产区越近，运输费用越低，采购成本越低。因此在分析火电企业购煤成本时，需要考虑电厂是否拥有煤炭资源以及所在区位的因素。

　　上海电力： 2013-2015年以及2016年3月末，平均入厂标准煤价采购成本为818.1元/吨、762.1元/吨、618.1元/吨、522.2元/吨。上海电力无控股的煤炭资源，所有的燃煤均需外购实现，且上海距离主产煤区有一定的距离，因此价格较高。

　　贵州金元：2013-2015年以及2016年3月末，平均入厂标准煤价采购成本为580.2元/吨，550.4元/吨，388.4元/吨，333.1元/吨。贵州金元火电厂属于坑口电厂，煤炭供应来源为当地的煤矿，在降低运输成本方面具备较大的优势。但比较同时期2016年1-3月山西的动力煤坑口电价约为200元/吨，贵州金元的采购成本偏高，这与西南地区整体煤炭采掘条件较差，煤炭价格高于西北的实际状况有关。

　　综上所述，上海电力的单位煤耗优于贵州金元，但由于远离煤炭主产区，煤炭采购成本高于贵州金元。综合对比两者的发电成本，上海电力火电燃煤成本约为0.16元/千瓦时，贵州金元火电燃煤成本约为0.11元/千瓦时，后者的成本更低。

　　4.4.3、单位造价

　　火电的单位造价是指单位装机容量的火电决算造价，但并非单位造价越低越好，要与所配备的发电机组相匹配：30万千瓦/台的火电机组的单位造价在4000-4500元/千瓦，60万千瓦/台的火电机组的单位造价在3400-3600元/千瓦，100万千瓦/台的火电机组的单位造价在3200-3400元/千瓦。

　　由于火电行业技术成熟透明，该指标有行业规范标准，因此该指标在火电企业的运营比较中不具备决定性作用，但可以作为参考之一。机组越大，单位造价成本越低，可以推断贵州金元的单位造价比上海电力的单位造价要高。

4.4.4、其他业务板块损益

　　一般而言，火电企业除了发电板块，还有一小部分其他配套的业务。例如贵州金元的煤炭采掘、钛合金冶炼，上海电力的热力供应，实际分析过程中需要分析非主营板块对企业生产经营是否起到积极的作用。

　　5、财务指标

　　财务指标在很大程度上是营运指标的体现，营运指标优秀的企业通常也会有较好的财务指标。

　　对于火电企业财务指标的分析，我们重点关注资产负债结构、盈利水平、现金流这三个项目。

　　5.1、资产负债结构

　　火电企业前期固定资产投入较大，其中80%的资金来源为项目贷款，因此火电企业的负债率都比较高。由于火电项目在建设期的资本金投入为20%，建成发电上网后，资产负债率应该不断下降，因此资产负债率低于80%是相对合理的水平，过高的负债率会导致融资困难并带来较大的偿债压力。

　　例如，《国家发展改革委办公厅关于充分发挥企业债券融资功能支持重点项目建设促进经济平稳较快发展的通知》（发改办财金〔2015〕1327号）中要求，对于一般生产经营类企业而言，如果资产负债率高于80%且主体评级未到AAA级，则不允许发行企业债融资。

　　事实上，对于非央企火电企业而言，主体评级与资产负债率之间呈现显著的负相关，Pearson相关系数为-56.2%。我们采用2016年末的资产负债率对其主体等级进行回归，发现负债率每上升5%，主体等级下降一级。

5.2、盈利水平

　　火电企业的盈利与上述运营指标关系密切：盈利能力与装机总量、发电小时数、上网电价成正比，与燃煤成本、造价成本成反比。每年随着售电收入以及燃煤成本的变化波动。煤炭与发电为上下游，实际上“煤电一体化企业”能够较好的实现煤炭价格与发电利润之间的平衡，煤炭价格走高，发电利润压缩部分，则有煤炭利润来弥补。煤电一体化企业往往在我国煤炭主产区，远离东部负荷中心，因此输出渠道是瓶颈，我国从2015年开始加快建设特高压输电线路工程，利好煤电一体化企业的电力输出。

　　5.3、现金流

　　建成并上网的火电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，现金流主要为支出为燃煤的采购。

　　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，与火电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，CFO净额越大的公司，越有可能获得更高的外部评级。例如，AAA级火电企业2016年CFO净额的中位数为14.3亿元，而AA+级企业仅仅为11.0亿元，该数据在AA-级公司中为5.2亿元。（此处我们剔除了中央国企的样本，如果将其加回则上述规律会更为明显。）

　　本文引用的例子中， 贵州金元的资产规模较大，但近几年的营业收入规模呈现下降趋势、营业利润以及净利润亏损且呈持续扩大趋势，资产负债率较高（若考虑50亿元的永续债，则2017年真实的资产负债率为98.19%），整体的偿债压力较大，在建项目的持续投入，资本支出压力较大，整体的资产周转率较低，整体情况为短期偿债压力较大，长期偿债压力较弱。这与上文分析指出贵州金元在大型发电机组占比较少，发电小时数、上网电价较低，煤耗较高的特点相符合，加上财务费用支出过大导致企业表现为持续亏损。

　　此外，来自外部的冲击将导致2017年可能进一步亏损。南方电网近期公告，以市场化方式实现云南水电和贵州火电之间的置换，增加云南水电消纳6.2亿千瓦时，也就是将原来贵州火力发电输送广东的份额，换成云南的水电输送到广东，这一政策的落实将对贵州地区的火电企业的盈利空间进一步压缩。

　　上海电力的火电机组构成、发电小时数、上网电价、运营效率等情况较好，整体的经营财务表现良好。从2016年开始上海电力的总资产规模赶超贵州金元，且资产负债率稳定在70%左右，属于优质的火电企业。

6、结论

　　在未来可预见的几年内，火电仍然是电力行业的支柱。但随着火电行业的盈利空间逐步被压缩，火电企业面临的挑战较以往更为严峻。我们对于火电企业信用资质的分析从公司属性、营运指标和财务指标入手，将需要重点考虑的问题概括为以下几个方面：

　　公司属性：

　　需要关注企业的性质，尽可能选择国企或者上市公司。

　　营运指标：

　　重点考虑发达地区、沿海负荷中心的火电企业，对于电力严重过剩，发电小时数过低的区域要审慎，例如云南、贵州、广西等地。

　　重点考虑装机总容量较大且单个机组装机容量大于60万千瓦占比较大的企业，对于小机组集中、环保改造压力较大的企业要审慎。

　　重点考虑上网价格在合理区间、配套电网完善、发电并网且售电稳定的企业或者是特高压等送出通道附近的大型煤电一体化项目，对于上网发电难以稳定保障的企业要审慎。

　　财务指标：

　　对于负债率超过80%或者持续亏损的企业要审慎。

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