2022年上半年火電行業信用風險總結與展望

2022年上半年，全國電力供需總體平衡，局部地區受氣候波動影響部分時段電力供應偏緊。企業層面，受益於上網電價提升，部分火電企業已實現扭虧，但由於煤炭價格持續高位震蕩，火電企業仍面臨很大成本控制壓力。

綜合考慮國內外疫情、宏觀經濟、燃料供應、氣候變化等因素，預計2022年下半年，全國電力供需總體緊平衡。當前火電壓艙石作用仍極為重要，但未來受電力市場化改革持續推進以及“碳達峰”“碳中和”目標等因素影響，電源結構將逐步向綠色低碳轉型，清潔能源電量對火電電量擠占程度加劇，火電機組調峰作用將逐步凸顯。

信用債方面，2022年上半年火電企業發債規模同比有所提高，發債企業主要為央企和地方國企，企業整體資質好，融資渠道通暢且融資能力強。2022年下半年，雖電力行業到期兌付債券規模較大，但行業整體償債風險可控。

一、2022年上半年電力行業運行情況

2022年上半年，全國電力供需總體平衡，全社會用電量同比增長。第一產業和城鄉居民生活用電增長較快。受局部地區疫情影響，工業和製造業用電增速低於全社會平均水平，2022年4－5月，全社會用電量連續兩月負增長。2022年6月，隨着疫情的緩解、復工復產逐步取得成效，疊加多地高溫因素，當月全社會用電量增速明顯。2022年上半年，各類電源投資增速帶動電力總裝機容量提升，煤電裝機佔比下降，電源結構綠色低碳轉型趨勢明顯。

1.全社會用電情況

2022年上半年，全國全社會用電量4.10萬億千瓦時，同比增長2.90％，2022年一、二季度，全社會用電量同比分別增長5.0％和0.8％，其中4－5月受部分地區疫情等因素影響，全社會用電量連續兩月負增長，導致二季度增速明顯回落。

受第二季度疫情防控形勢嚴峻影響，部分行業生產運營受限，2022年上半年，三大產業用電量增速同比均有所回落。

2022年上半年，第一產業用電量513億千瓦時，同比增長10.3％，主要由於近年來國家深入推進鄉村振興戰略以及鄉村用電條件改善、電氣化水平持續提升，帶動第一產業用電潛力持續釋放。2022年上半年，第二產業用電量2.74萬億千瓦時，同比增長1.3％，增速同比回落15.3個百分點。其中二季度受疫情防控形勢嚴峻因素影響，部分行業生產受限，第二產業用電量出現負增長，2022年4－5月，第二產業用電量同比分別下降1.4％和0.5％。從增速結構看，第二產業中，高技術及裝備製造業、其他製造業行業、消費品製造業、四大高載能行業用電量同比增速分別為1.8％、3.3％、-0.4％、0.2％。四大高載能行業的增速放緩，除因全國疫情受控，復工復產情況較好使得上年用電量基數較大的影響外，高載能行業開工率普遍不足也是重要因素。其中，化工行業用電形勢相對較好，用電量同比增長4.9％；受當前房地產市場較低迷因素影響，相關黑色金屬冶煉行業和建材行業用電量同比分別下降2.8％和4.6％，建材中的水泥行業用電量同比下降16.3％。2022年上半年，國內高技術及裝備製造業用電量增速明顯高於同期製造業平均水平，其中，電氣機械和器材製造業、醫藥製造業、計算機/通信和其他電子設備製造業、儀器儀錶製造業用電量增速均超過5％，反映出當前製造業升級態勢明顯，新動能成長壯大。2022年上半年，第三產業用電量6938億千瓦時，同比增長3.1％，增速同比下降22.7個百分點，第三產業受疫情衝擊尤為顯著。2022年二季度，交通運輸/倉儲和郵政業、住宿和餐飲業用電量下降幅度均超過10％。受夏季異常高溫天氣拉動空調降溫負荷增長影響，2022年上半年，城鄉居民生活用電量6112億千瓦時，同比增長4.5％，增速較上年同期上升5.1個百分點。2022年6月，城鄉居民生活用電量同比增長17.7％，其中，陝西、上海、河北、重慶同比增長超過50％。

分區域看，中部地區用電量同比增速領先。2022年上半年，東、中、西部和東北地區全社會用電量分別為18794億千瓦時、7844億千瓦時、12104億千瓦時和2235億千瓦時，同比分別增長1.1％、6.9％、3.5％和0.5％。2022年上半年，26個省份全社會用電量實現正增長，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、寧夏、江西、山西、河南、雲南、黑龍江等11個省份用電量同比增長超過5％。

2.電力生產供應情況

（1）電力投資

受火電和光伏電源投資增速拉動影響，2022年上半年電力投資同比增長14.0％，非化石能源發電投資占電源投資比重高。

從電力投資額方面看，2022年上半年，全國主要發電企業電源工程完成投資2158億元，同比增長14.0％。其中，受政策扶持影響，風電和光伏電源投資規模大，但由於2021年風電搶裝及海上風電單位成本高等因素影響，風電投資567億元，同比降低31.4％；光伏投資631億元，同比增長283.6％；同期，水電投資354億元，同比下降25.4％；核電投資230億元，同比增長1.9％；火電投資347億元，同比增長71.8％，增幅明顯主要由於火電在能源保供、電源調峰方面的重要作用疊加火電靈活性改造投資增長。投資結構方面，非化石能源發電投資占電源完成投資的86.5％。同期，全國電網工程完成投資1905億元，同比增長9.9％。

（2）裝機容量

2022年上半年，電源投資增長帶動電力總裝機容量提升，煤電裝機佔比下降，電源結構綠色低碳轉型趨勢明顯。

截至2022年6月底，全國全口徑發電裝機容量24.4億千瓦，較2021年6月底增長8.1％。其中，非化石能源發電裝機容量11.8億千瓦，較2021年6月底增長14.8％，佔總裝機比重為48.2％，佔比提高2.8個百分點。火電裝機容量13.0億千瓦，其中煤電11.1億千瓦，佔總發電裝機容量的比重為45.5％。2022年上半年，全國新增發電裝機容量6910萬千瓦，同比增長33.22％，新增裝機中火電佔比下降14.77個百分點。在“碳達峰”“碳中和”目標下，電力行業綠色低碳轉型趨勢明顯。

（3）利用小時及發電量

受疫情影響部分時段用電需求下滑、電煤價格高位波動及火電調峰作用增強等因素影響，2022年上半年全國火電機組平均利用小時數同比降幅明顯，受此影響，全國發電設備累計平均利用小時略有下降。2022年上半年，全國發電量伴隨裝機容量的提高略有增長，市場化交易電量佔比進一步提高。

2022年上半年，全國發電設備累計平均利用小時1777小時，同比降低81小時。其中，受疫情影響部分時段全社會用電需求下滑、煤價重心仍居於高位使得火電企業發電意願減退以及火電調峰作用增強等因素影響，全國火電設備平均利用小時為2057小時，同比降低133小時。其中，燃煤發電設備平均利用小時為2139小時，同比降低123小時；燃氣發電設備平均利用小時為1090小時，同比降低239小時。

2022年上半年，全國規模以上電廠總發電量為39631億千瓦時，同比增長0.7％，增速同比下降13.00個百分點。其中，火電發電量27277億千瓦時，同比下降3.9％。從區域劃分看，2022年上半年，跨區輸出電量同比增長6.6％，跨省輸出電量同比增長4.9％。其中，二季度跨區輸送電量增速明顯回升，6月跨區輸送電量同比增長18.9％，當月隨着經濟回升以及高溫天氣導致華中、華東部分省份電力供應偏緊，加大了跨區電力支援力度。此外，伴隨電力市場化改革的逐步推進，市場化交易電量規模快速增長。2022年上半年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量24825.9億千瓦時，同比增長45.8％，佔全社會用電量的60.6％，同比提高17.3個百分點。其中，全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為19970.7億千瓦時，同比增長45.0％。

3.煤炭成本和火電行業效益

2022年上半年，受益於煤炭保供政策的推進，國內原煤產量增速提高，電煤市場價格保持高位波動。

2021年下半年以來，受經濟復蘇下游需求拉動以及冬儲影響，煤炭需求加大，疊加煤炭供應偏緊的格局，帶動煤炭市場價格快速提高。2021年四季度以來，在保供政策影響下，我國煤炭月產量有所增長，除2022年2月春節假期外，2022年上半年煤炭月產量基本維持3億噸左右；煤炭進口方面，2022年上半年，國內共進口煤炭1.15億噸，同比下降17.5％，主要系國內外中高卡煤價格倒掛嚴重，一定程度抑制了煤炭進口以及作為我國煤炭主要進口國的印度尼西亞階段性暫停煤炭出口所致。由於進口煤量整體佔比較低，進口量波動對國內煤炭供應影響一般。同時，受長協合同佔比提升、長協合同限價等政策影響，電煤價格快速回落，但整體維持較高水平。以秦皇島港山西產動力煤（Q5500）市場價為例，動力煤價格於2021年10月達到最高點2592元/噸，隨後快速回落，2022年上半年基本維持900~1100元/噸水平。

受煤炭成本高企影響，2021年火電企業虧損嚴重，2022年上半年大部分企業實現扭虧。

2021年4月以來，伴隨着迎峰度夏及疫情受控後下游工業需求增速提升，疊加進口煤受限、煤炭下游需求增速持續大於原煤供給增速等因素影響，煤炭供需格局趨緊，煤炭價格持續攀升，特別下半年漲幅明顯，導致火電企業盈利水平大幅下降，我們選取的49家火電發債企業樣本[1]中，2021年下半年43家經營虧損，合計利潤總額虧損1547.92億元。2022年上半年，煤價雖然持續高位震蕩，但較2021年四季度水平已明顯回落，且受益於電價限制的適度放開帶動火電平均上網電價的提高，火電企業利潤水平雖同比下降，但已較2021年下半年明顯回升，僅14家火電企業經營虧損，合計利潤總額虧損120.23億元，火電企業整體實現扭虧為盈。

二、2022年上半年火電行業主要政策及動態點評

關鍵詞1：市場化交易

2022年1月25日，廣州電力交易中心發布《關於印發《南方區域綠色電力交易規則（試行）》的通知》，規定南方區域綠色電力交易的市場成員按照市場角色分為售電主體、購電主體、輸電主體和市場運營機構，綠電交易包括直接交易和認購交易兩種形式。綠電交易價格由電能量價格和環境溢價組成，具體根據市場主體申報情況通過市場化方式形成。

2022年1月28日，國家發展改革委、國家能源局發布《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出要完善電力價格形成機制，統一規範各地電力市場價格規則，有效平衡電力供需。有序推動工商業用戶全部進入電力市場，確保居民、農業、公益性事業等用電價格相對穩定。

2022年3月3日，國家發展改革委、國家能源局印發《關於加快推進電力現貨市場建設工作的通知》，指出支持具備條件的現貨試點不間斷運行，儘快形成長期穩定運行的現貨市場。第一批試點地區（廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅）原則上2022年開展現貨市場長周期連續試運行，第二批試點地區（上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北）原則上在2022年6月底前啟動現貨市場試運行。其他地區儘快開展現貨市場建設工作。2022年6月底，省間現貨交易啟動試運行。

2022年5月25日，北京電力交易中心發布《關於印發《北京電力交易中心綠色電力交易實施細則》的通知》，參與綠色電力交易的發電企業初期主要為風電和光伏等新能源企業。綠色電力交易優先組織未納入國家可再生能源電價附加補助政策範圍內的風電和光伏電量參與交易；已納入國家可再生能源電價附加補助政策範圍內的風電和光伏電量可自願參與綠色電力交易，其綠色電力交易電量不計入合理利用小時數，不領取補貼；分布式新能源可通過聚合的方式參與綠色電力交易。

點評：推動全國統一電力市場體系的建設有助於解決目前電力市場存在的體系不完整、功能不完善、交易規則不統一、跨省跨區交易存在市場壁壘等問題，有利於構建適合我國能源資源稟賦和新能源發展的電力市場體系。綠電交易不僅僅是原有中長期電力交易的擴展，更是我國電力市場一項重大的機制創新，核心就在於充分發揮市場作用，在交易價格上全面反映綠色電力的電能價值和環境價值，促進全社會形成主動消費綠色電力、充分反映環境價值、促進新能源發展的良性循環，實現發用兩側共贏的目標。

關鍵詞2：現代能源體系

2022年3月22日，國家發展改革委、國家能源局印發《“十四五”現代能源體系規劃》，文件從加強應急安全管控、推動構建新型電力系統、創新電網結構形態和運行模式、增強電源協調優化運行能力、加快新型儲能技術規模化應用、大力提升電力負荷彈性等幾個方面對建設現代能源體系作出了頂層設計，為電力各個環節發展提供了詳細的政策細則和實施路徑。在推動構建新型電力系統方面着重提出，要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系，積極推動源網荷儲一體化發展。

具體而言，“十四五”時期現代能源體系建設的主要目標有：能源綜合生產力達到46億噸標煤以上（原油2億噸、天然氣2300億方、發電裝機30億千瓦）；單位GDP碳排放五年累計下降18％；

單位GDP能耗降低13.5％；非化石能源發電佔比達到39％；非化石能源消費達到20％；電氣化率達到30％；靈活性調節電源佔比達到34％；電力需求側響應能力達到最大用電負荷的3％~5％。

點評：《“十四五”現代能源體系規劃》發展目標更加聚焦於能源安全、低碳轉型和創新發展。其中，保障安全是能源發展的首要任務，“十四五”時期將從戰略安全、運行安全、應急安全等多個維度，加強能源綜合保障能力建設。其次，“十四五”是碳達峰的關鍵期，能源綠色低碳發展的重點在於做好增加清潔能源供應能力的“加法”和減少能源產業鏈碳排放的“減法”，推動形成綠色低碳的能源消費模式。此外，科技創新是能源發展的重要動力，需加快能源產業數字化智能化升級，完善能源科技和產業創新體系，加快構築支撐能源轉型變革的先發優勢，因此儲能、氫能、新一代核能、二氧化碳捕集利用與封存、天然氣水合物等為科技前沿領域，是企業未來投資的新領域。

關鍵詞3：平衡收益，保供穩價

2021年9月29日，中國煤炭工業協會、中國煤炭運銷協會發布《關於進一步做好電煤保供工作的通知》，要求各企業深挖電煤增產潛力，全力增加電煤供應量，並優先確保發電供熱用戶的長協合同資源，原則上四季度要按照不少於全年合同量的1/4進行兌現，已簽訂的電煤長協合同履約率四季度要達到或超過100％。

2021年10月12日，國家發展改革委印發《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號），提出將有序放開全部燃煤發電電量上網電價；將燃煤發電市場交易價格浮動範圍由原上浮不超過10％、下浮原則上不超過15％擴大為上下浮動原則上均不超過20％，且高耗能企業市場交易電價不受上浮20％限制（電力現貨價格不受上述幅度限制）；在保持居民、農業用電價格穩定的基礎上，取消工商業目錄銷售電價，推動工商業用戶都進入市場。

2021年12月3日，國家發展改革委在全國煤炭交易會公布了2022年煤炭長期合同簽訂履約方案徵求意見稿，提出將核定能力在30萬噸及以上的煤炭生產企業原則上全部納入2022年的煤炭長協簽訂範圍，並要求發電供熱企業除進口煤以外的用煤100％簽訂長協；價格方面，“基準價+浮動價”的定價機制不變，5500大卡動力煤調整區間在550~850元/噸之間，其中下水煤長協基準價為700元/噸，較此前的535元上調約31％。

2022年2月24日，國家發展改革委發布《關於進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》（發改價格〔2022〕303號），明確要綜合運用市場化、法制化手段引導煤炭（動力煤）價格在合理區間運行，完善煤、電價格傳導機制，保障能源安全穩定供應。該通知指出基於市場運行情況，秦皇島港下水煤（5500千卡）中長期交易價格每噸570～770元（含稅）較為合理，並明確了晉陝內蒙古相應煤炭出礦環節中長期交易價格合理區間，且要求於2022年5月1日開始執行。

2022年3月，國家發展改革委印發《關於成立工作專班推動煤炭增產增供有關工作的通知》，要求主要產煤省區和中央企業全力挖潛擴能增供，年內再釋放產能3億噸以上，其中1.5億噸來自新投產煤礦，另外1.5億噸增量則通過產能核增、停產煤礦復產等方式實現。根據上述通知，多地區陸續公布增產計劃，如鄂爾多斯公布《鄂爾多斯市煤炭增產保供穩價工作實施方案》，要求煤炭日產量增至290萬噸，山西省公布《山西省煤炭增產保供和產能新增工作方案》，要求2022年產量達到13億噸，同比增加1.07億噸。

2022年4月28日，國務院關稅稅則委員會發布《關於調整煤炭進口關稅的公告》，自2022年5月1日至2023年3月31日，對所有煤炭實施稅率為0的進口暫定稅率。

2022年4月30日，國家發展改革委發布公告（2022年第4號），進一步明確煤炭領域經營者哄抬價格的四種具體行為表現，強調煤炭中長期交易銷售價格不得超過國家或地方有關文件明確的中長期交易價格合理區間上限，煤炭現貨銷售價格不得超過國家或地方有關文件明確的中長期交易價格合理區間上限的50％，即不能超過1155元/噸。

2022年5月11日，經國務院批准，中國人民銀行、國家發展改革委和國家能源局聯合印發通知，明確支持煤炭清潔高效利用專項再貸款額度增加1000億元，專門用於同煤炭開發使用和增強煤炭儲備能力相關的領域。具體支持領域包括：一是煤炭安全生產和儲備領域。包括現代化煤礦建設、綠色高效技術應用、智能化礦山建設、煤礦安全改造、煤炭洗選、煤炭儲備能力建設等項目。二是煤電企業電煤保供領域。該通知明確金融機構應優先支持煤炭安全生產和儲備的項目貸款，對於煤電企業電煤保供領域，金融機構發放的煤電企業購買煤炭的流動資金貸款可按要求申請專項再貸款支持。此次增加1000億元額度後，支持煤炭清潔高效利用專項再貸款總額度達到3000億元。

點評：2021年以來，煤炭供需不平衡導致煤炭價格持續大幅上漲，以秦皇島港山西產動力煤（Q5500）市場價為例，煤炭價格由年初的797.50元/噸提高至10月份的峰值2592.50元/噸。對此，國家密集出台了一系列針對性政策，通過促進釋放優質煤炭產能、增加煤炭進口等方式平衡煤炭供需水平，保障能源安全穩定供應；並通過增加長協合同覆蓋程度、嚴禁非理性抬價等方式推動電煤價格回歸合理區間水平，穩定電力企業用能成本。2022年上半年，秦皇島港山西產動力煤（Q5500）市場價基本維持900~1100元/噸水平。此外，適度放開煤電上網電價限制也有助於火電企業實現扭虧。

三、2022年上半年火電企業債券市場表現回顧

2022年上半年，火電企業發債規模同比有所增長，仍集中在高信用等級企業，債券期限結構相對均衡，整體發行成本有所下降，且信用利差保持在較低水平。2022年下半年，火電企業到期債券規模較大，但由於企業整體信用資質好、融資能力強，火電行業整體償債風險可控。

1.一級市場概況

2022年上半年，火電企業[2]共發行債券184隻，發行規模合計2562.90億元，發債數量及發債總額分別較2021年同期增長6.98％和6.29％。2022年上半年，火電企業到期債券合計2695.20億元，行業債券凈融資-132.30億元，但由於煤炭成本大幅提高導致火電企業大範圍虧損，政策指導下主要銀行均對火電企業提供了相對低成本的保供貸款，銀行借款凈增加額足以覆蓋債券融資凈減少額。從發債主體信用等級情況來看，火電行業的發債企業仍集中在高級別企業。2022年上半年，新發債火電企業共31家，包括21家AAA級企業、9家AA+級企業和1家AA級企業；而2021年上半年新發債火電企業共34家，包括26家AAA級企業、6家AA+級企業和2家AA級企業。2022年上半年，電力行業未發生信用等級遷徙。

從發債期限上來看，火電企業發行債券期限結構相對均衡，2022年上半年發行的184隻債券中債券期限在1年以內（含1年）合計108隻，發行規模1449.80億元，佔總發行額度的56.57％（2021年同期發行短期債券125隻，發行規模1721.3億元，占當期總發行額度的71.39％），主要為銀行間超短期融資券產品。中長期債券中，新發行的3年期債券佔比高，2022年上半年發行的3年期債券合計52隻，發行規模832.10億元，佔中長期債券總發行額度的74.76％。

發行成本方面，由於電力行業發債主體主要為高信用等級的央企和地方國企，行業利差保持在較低水平。電力行業債券信用利差波動趨勢符合產業債信用利差趨勢，且因電力行業企業整體資質較好，電力行業債券信用利差水平低於產業債信用利差水平。

2.火電行業[3]2022年上半年財務表現

從財務指標來看，2022年上半年，火電企業資產規模保持增長趨勢，流動資產佔比同比有所提升，總資產周轉率同比保持穩定。2022年上半年，煤價雖然持續高位震蕩，但較2021年四季度水平已明顯回落，且受益於上網電價的提高，火電企業盈利水平雖同比下降，但已較2021年全年水平回升，實現扭虧為盈。2022年上半年，火電企業獲現能力保持較好水平，債務負擔及償債能力指標同比變化不大。

3.2022年下半年火電企業債券到期情況

截至2022年6月底，火電行業存續債券共741隻，合計餘額11220.91億元。其中，2022年下半年到期金額合計3144.56億元，8月出現到期兌付峰值613.70億元。但到期規模較大的發行人主要為高信用等級的央企和地方國企，火電行業整體償債風險可控。

四、2022年下半年火電行業信用風險展望

根據中國電力企業聯合會發布的《2022年上半年全國電力供需形勢分析預測報告》，從需求端看，2022年上半年，全國用電需求同比增長，但受疫情擾動，4－5月用電量連續負增長。綜合考慮下半年國內外疫情形勢、國際局勢、氣候變化及國家各項穩增長政策措施效果等因素，預計2022年下半年全社會用電量同比增長7％左右，全年全社會用電量增速約5％~6％。從供給端看，截至2022年6月底，全國全口徑發電裝機容量24.4億千瓦，其中非化石能源發電裝機容量約佔48.2％。預計在新能源快速發展帶動下，2022年新增裝機規模將創歷史新高，截至2022年底，全口徑發電裝機容量將達到26億千瓦左右，其中非化石能源發電裝機容量佔比將首次達到一半。整體看，當前火電壓艙石作用仍極為重要，未來受電力市場化改革持續推進以及“碳達峰”“碳中和”目標等因素影響，電源結構將逐步向綠色低碳轉型，技術落後、裝機規模小的火電機組仍面臨關停壓力；清潔能源電量對火電電量擠占程度加劇，火電機組調峰作用將逐步凸顯。

信用債方面，2021年煤炭價格快速攀升導致火電企業整體虧損嚴重，2022年上半年，受益於上網電價提升，部分火電企業已實現扭虧，但煤炭價格持續高位震蕩，火電行業整體經營壓力仍很大。火電行業發債企業主要為央企和地方國企，企業整體資質好，融資渠道通暢；同時，電力及熱力業務對區域經濟及居民生活均具有重要意義，因此此類企業可獲得更高強度的外部支持。整體看，2022年下半年，雖然火電行業到期兌付債券規模較大，但行業整體償債風險可控。

[1]以截至2022年6月底仍有存續債券的火電企業為總樣本。

[2]根據Wind信用債分類。

[3]根據Wind信用債分類，截至2022年6月底有存續債的火電企業。

本文源自聯合資信