1电力行业2022年信用风险展望电力体系改革继续、“绿电”发展持续，行业信用质量整体稳定而风险继续分化目录行业政策.........................2供需格局.........................7盈利能力........................12债务压力........................13现金流..........................16信用质量........................172021年，电力体系改革继续推进，可再生能源发电增幅明显，部分地区电力供给紧张。预计2022年电力体系改革仍继续推进，行业供需基本保持平衡，绿电趋势持续，盈利有望有所改善但火电利润仍存承压可能，行业盈利继续分化，经营性现金净流入因电源结构不同仍存差异，整体有望改善，投资支出及融资需求仍较大；同时行业内企业债务负担仍较重，存续债规模较大，存在一定集中兑付压力；预计2022年电力发债企业信用质量总体将保持稳定，企业信用风险将继续分化。行业政策：电力体系改革继续推进，仍集中在电价、市场化体系、清洁能源、智能化等方向；2022年，电力体系改革持续推进，行业继续向高质量发展方向推进。供需格局：我国电力供需基本平衡，部分区域供给紧张，2021年全社会用电量、装机容量及发电量增速提高，清洁能源规模快速增长；预计2022年电力供需保持平衡，清洁能源发电继续提升。盈利能力：2021年电力行业营业收入保持增长，行业利润因火电利润明显下滑而收缩明显；预计2022年行业收入规模保持增长，火电盈利仍有承压可能，行业内企业盈利分化。债务压力：2021年，行业内样本企业债务负担加重，其中可再生能源发电企业债务增幅仍明显，预计2022年资产负债率或将继续增长，因投资及融资需求债务负担仍较重。现金流：2021年火电经营性现金流因燃料支出承压，行业整体投资支出及融资仍较高；预计2022年经营性现金流将有所改善，但仍需关注新能源发电企业补贴延迟等问题，投资及融资仍较大。信用质量：2021年电力企业新发债规模及信用利差规模增加；发债主体1家上调级别，无新增违约主体，主体级别仍主要在AA+以上；预计2022年信用质量将总体保持稳定，发电企业信用风险将继续分化。分析师王鹏010-67413419工商部能源组组长wangpeng@dagongcredit.com赵茜010-67413533工商部分析师zhaoxi@dagongcredit.com客户服务电话：010-67413300客服：4008-84-4008Email：research@dagongcredit.com2021年12月30日信用风险展望电力行业信用风险展望电力行业2行业政策电力体系改革继续推进，仍集中在电价、市场化交易、电力系统及清洁能源等方向，提升可再生能源比重，促进电力发展多元化；2022年，电力体系改革继续向新型电力系统、电力市场体系、电网智能化、清洁化等主方向推进，持续深化电价改革，行业向高质量发展继续推进。我国电力体系持续改革，从发电企业、电网企业、配电企业、电力交易机构等多个角度推进，且自《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革若干意见》公布以来，各项政策相继颁布，逐步推动电力体制进一步改革。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》强调了能源产业优化，推动新能源发展等方向，优化电力生产和输送通道布局，提升新能源消纳和存储能力，提升向边远地区输配电能力；推进能源、铁路、电信、公用事业等行业竞争性环节市场化改革；加快推动绿色低碳发展。2021年9月，国家发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，到2030年，能耗双控制度进一步完善，能耗强度继续大幅下降，能源消费总量得到合理控制，能源结构更加优化；到2035年，能源资源优化配置、全面节约制度更加成熟和定型，有力支撑碳排放达峰后稳中有降目标实现。从电力供给侧端来看，2021年以来，继续推动能源高质量发展，坚持构建多元化电力生产格局，在维持燃煤火电机组基本稳定及“上大压小”的情况下，继续落实清洁能源消纳，推进新能源装机及发电规模释放、市场化改革、提升可再生能源发电效率，此外2021年9月以来，由于下游需求增长，电力供给端偏紧，为推进落实能源保供稳价工作，要求推动煤电机组应发尽发，水电、核电、风电、光伏等清洁能源发电多发满发。信用风险展望电力行业3表12021年以来国内主要电力政策-火电方面政策方向时间政策主要内容火电2021.09关于做好今冬明春能源电力保供实施支持煤电企业纾困解难税收措施的通知实施支持煤电和供热企业纾困解难的“减、退、缓”税措施，确保煤电和供热企业税费优惠政策应享尽享，增值税留抵退税应退尽退，符合条件的困难缓税应缓尽缓2021.10关于服务煤电行业正常生产和商品市场有序流通保障经济平稳运行有关事项的通知保障煤电、煤炭、钢铁、有色金属等生产企业合理融资需求，督促银行保险机构全力做好今冬明春能源电力保供金融服务工作，满足能源电力供应合理资金需求；严禁对符合支持条件的煤电、煤炭等企业和项目违规抽贷、断贷，防止运动式减碳和信贷“一刀切”2021.10国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。将燃煤发电交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。2021.11全国煤电机组改造升级实施方案对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦数据来源：大公国际根据公开资料整理电价方面，2021年以来，燃煤电价市场化改革继续推进，结合能耗双控推进要求，各省份相应出了燃煤发电市场化交易电价浮动范围，取消工商业目录销售电价、优化峰谷及分时电价、阶梯电价、高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制等一列政策，同时推进风电、光伏发电等平价上网进展，创新抽水蓄能价格机制，支持新能源参与市场化交易体系；在输配电价方面，推进跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价形式，并建立事前核定、定期校核的价格机制等改革，进一步完善输配电定价体系。信用风险展望电力行业4表12021年以来国内主要电力政策-可再生能源方面（续）政策方向时间政策主要内容可再生能源2021.03南方区域可再生能源电力消纳量交易规则（试行）南方区域可再生能源电力消纳量交易市场将实现平台统一建设运营、主体统一注册服务、数据统一核算监测、凭证统一编码核发。消纳量交易过程将实现省间和省内交易的同期开市、同步交易、即时成交、即时结算。2021.05关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知强化可再生能源电力消纳责任权重引导机制，积极推动本省（区、市）风电、光伏发电项目建设和跨省区电力交易，确定本省（区、市）完成非水电可再生能源电力最低消纳责任权重所必需的年度新增风电、光伏发电项目并网规模和新增核准（备案）规模。2021.06关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知拟在全国组织开展整县(市、区)推进屋顶分布式光伏开发试点工作；积极组织屋顶光伏开展分布式发电市场化交易。2021.082021年生物质发电项目建设工作方案2020年1月20日（含）以后当年全部机组建成并网但未纳入2020年补贴范围的项目及2020年底前开工且2021年底前全部机组建成并网的项目，为非竞争配置项目；2021年1月1日（含）以后当年新开工项目为竞争配置项目。2021年生物质发电中央补贴资金总额为25亿元，其中用于安排非竞争配置项目的中央补贴资金20亿元2021.09抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）提出到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。2021.10国家能源局综合司关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知各电网企业按照“能并尽并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施，保障及时并网。按照“多发满发”原则，严格落实优先发电制度，加强科学调度，优化安排系统运行方式，实现新能源发电项目多发满发，进一步提高电力供应能力。2021.102030年前碳达峰行动方案的通知大力发展新能源，加快建设新型电力系统；积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统；加快构建全国统一电力市场体系。到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。到2030年，抽水蓄能电站装机容量达到1.2亿千瓦左右，省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力；风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上2021.11国家发改委印发《“十四五”特殊类型地区振兴发展规划》提出协同推进可再生能源发展和生态保护修复和探索碳汇权益交易，支持地方因地制宜利用沙漠、戈壁、石漠化以及荒坡荒滩等地区发展光伏、风电等可再生能源。2021.12《“十四五”工业绿色发展规划》鼓励工厂、园区开展工业绿色低碳微电网建设，发展屋顶光伏、分散式风电、多元储能等，推进多能高效互补利用；发展大尺寸高效光伏组件、大功率海上风电装备、高效氢燃料电池等新能源装备2021.06国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；2021年新核准陆上风电项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价数据来源：大公国际根据公开资料整理信用风险展望电力行业5表12021年以来国内主要电力政策-电力市场体系方面（续）政策方向时间政策主要内容市场交易2021.022021年能源监管工作要点大力推进电力市场建设。统筹推进电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场建设，做好各交易品种之间的衔接2021.05关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知拟选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点；鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场；尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。2021.10关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知建立电网企业代理购电机制。组织开展电网企业代理购电工作，鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电；要加强政策衔接，做好与分时电价政策、市场交易规则等的衔接2021.11省间电力现货交易规则加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制，转变政府对能源的监管方式，建立健全能源法制体系；努力降低电力成本、理顺价格形成机制；采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式，推进跨省跨区电力市场化交易，促进电力资源在更大范围优化配置价格机制、售电等2021.05关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知深化电价改革：进一步完善省级电网、区域电网、跨省跨区专项工程、增量配电网价格形成机制，加快理顺输配电价结构。持续深化燃煤发电、燃气发电、水电、核电等上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、抽水蓄能价格形成机制，建立新型储能价格机制。平稳推进销售电价改革，有序推动经营性电力用户进入电力市场，完善居民阶梯电价制度。完善绿色电价政策：完善差别电价、阶梯电价等绿色电价政策，强化与产业和环保政策的协同。实施支持性电价政策，降低岸电使用服务2021.10跨省跨区专项工程输电价格定价办法跨省跨区专项工程输电价格实行单一电量电价形式，并建立事前核定、定期校核的价格机制。采用经营期定价法核定跨省跨区专项工程输电价格；每5年监管期满后，对跨省跨区专项工程开展新一轮成本监审及评估等。2021.11售电公司管理办法对售电公司的准入、注册条件、权利及义务、履约保函、保底售电等做出相应规定数据来源：大公国际根据公开资料整理在电力交易方面，2021年全国第二批电力现货市场建设试点启动结算试运行，随着试点运行范围的扩大及运行周期加长，相关配套规则进一步完善，将有利于电力现货市场稳定运行，进一步推进电力市场化改革。此外2021年云南、陕西及宁夏等多地发布电力中长期交易规则征求意见稿，强调市场定价机制、鼓励分时电量交易及推进绿色电力交易；各地电力中长期规则的出台，将不断完善我国电力市场化交易机制，进一步推进电力市场化改革。此外绿色电力交易试点工作将由国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司组织北京电力交易中心、广州电力交易中心具体开展，有利于加快绿色能源发展，加快推动我国清洁低碳转型。信用风险展望电力行业6表12021年以来国内主要电力政策-电力市场体系方面（续）政策方向时间政策主要内容电网等综合2021.09物联网新型基础设施建设三年行动计划（2021-2023年）加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，部署区域能源管理、智能计量体系、综合能源服务等典型应用系统。结合5G等通信设施的部署，搭建能源数据互通平台，提高电网、燃气网、热力网柔性互联和联合调控能力，推进构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系2021.11中央全面深化改革委员会第二十二次会议健全多层统一电力市场体系，加快建设国家电力市场；改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制；加强电力统筹规划、政策法规、科学检测等工作；推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，推进系能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资等2021.09中共中央国务院关于完整准备全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网及分布式电源的市场主体地位；加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制；完善电力等能源品质市场化形成机制。2021.11关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知优先考虑含光热发电，氢能输储用，梯级电站储能、抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能示范的“一体化”项目；各省级能源主管部门是组织推进电源开发地点与消纳市场均属于本省（区、市）的“一体化”项目责任主体数据来源：大公国际根据公开资料整理从电力体系改革整体来看，在电力生产及消费方面，进一步打造智慧化电力发展、清洁电力及低碳化电力发展。在电力生产侧继续提升水能、核能、光伏、风电、生物质等装机比重，逐步降低石油、煤炭、天然气等装机比例，最大限度地降低每度电的燃料消耗量；电力系统建设方面，继续推进智慧电（工）厂、智能电网、智能运维、智慧工地、电力服务云平台等智能电网及电力系统建建设；继续完善电力现货交易体系，推进多元、充分竞争、有效管理的多层统一电力市场体系建设；推进多元化电力及国际化电力发展。总体来看，2021年电力体系改革继续推进，电价改革继续深化，仍集中在电价、市场化交易、电力系统及清洁能源等方向，提升可再生能源比重，促进电力发展多元化，提升电网输配能力及推动智能化建设；2022年，电力体系改革继续向新型电力系统、电力市场体系、电网智能化、清洁化等主方向推进，持续深化电价改革，行业向高质量发展继续推进。信用风险展望电力行业7供需格局2021年全社会用电量较快增长，我国电力供需整体基本平衡，部分地区电力供给偏紧、2021年9月以来出现“拉闸限电”；全国发电装机规模及发电量增速同比提高，电源结构仍以火电为主，其中非化石能源发电规模仍保持快速增长，且火电因保供影响增幅同比提升；预计2022年，电力供需将基本保持平衡，清洁化及可再生能源发电规模将继续明显增长，电力绿色低碳发展趋势持续。2021年以来，全社会用电量保持较快增长，三次产业用电量均保持两位数增长，主要是由于2020年受疫情影响第一季度用电量下降明显，第二季度以来有所回升但增速有所下降，其中工业和制造业用电增速有所放缓，本年度需求增长较快。2021年1～11月，全国全社会用电量74,972亿千瓦时，同比增长11.4%。分产业看，第一产业用电量919亿千瓦时，同比增长18.1%；第二产业用电量50,255亿千瓦时，同比增长10.2%，增速同比提高8.2个百分点；第三产业用电量13,008亿千瓦时，同比增长19.0%，增速提高明显但月环比有所下降。城乡居民生活用电量10,790亿千瓦时，同比增长7.5%,增速同比提高1.6个百分点。其中，全国工业用电量同比增长10.2%，增速同比提高8.1个百分点，建材、黑色及化工等四大高载能行业合计用电量同比增长7.4%，第二产业仍具用电主导地位，第三产业贡献度明显提升。图12018年以来全社会用电情况（单位：亿千瓦时，%）数据来源：Wind，大公国际整理分区域看，我国用电量主要集中在华东和西北地区，其仍是用电量增长的主要驱动区域，其中东部地区用电量同比增速领先，中部和东部地区平均增速超过全国平均水平。2021年1～11月，东、中、西部和东北地区1全社会用电量分别为35,913、14,048、20,938和4,072亿千1东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省（市）；中部地区包括山西、安徽、01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,0002020年～2021年全社会用电量逐月对比图20192020年单位：亿千瓦时024681012020,00040,00060,00080,0002018年以来累计全社会用电量和同比城乡居民生活用电量:累计值第三产业:累计值第二产业:累计值第一产业:累计值信用风险展望电力行业8瓦时，增速分别为11.9%、12.8%、10.4%和6.7%。从具体省份来看，20个省份全社会用电量增速超过全国平均水平，期末累计用电量前9名的省份依次为西藏、湖北、江西、青海、四川、浙江、福建、广东、重庆，增速均大于14%。电力供给方面，全国发电装机呈现“总量增长，结构优化”特征，但总量增速放缓，虽仍以火电为主，但电力延续绿色低碳发展趋势，非化石能源发电装机继续快速增长，占总发电装机容量比重持续提升，其中水电和风电占比较高，风电及光伏发电装机受政策支持及清洁能源发电消纳能力提升等原因增幅明显，生物质及燃气等其他清洁能源发电增速次之。截至2021年11月末，全国发电装机容量23.2亿千瓦，同比增长9.0%。其中，非化石能源装机容量同比增长17.2%，占总装机容量46.1%，占比同比提高3.2个百分点。水电3.9亿千瓦，同比增长5.5%；火电12.9亿千瓦，同比增长3.5%，其中，燃煤发电11.0亿千瓦，同比增长2.0%，燃气发电10,704万千瓦，同比增长9.8%，生物质发电3,598万千瓦，同比增长32.2%;风电3.0亿千瓦（其中陆上风电和海上风电分别为28,625万千瓦和1,861万千瓦），同比增长29.0%;太阳能发电2.9亿千瓦（其中光伏发电28,695万千瓦），同比增长24.1%;核电5,326万千瓦，同比增长6.8%。从运营机组构成来看，全国6,000千瓦及以上电厂装机容量占比极高，其装机为21.7亿千瓦，同比增长8.3%，增速同比提高1.7个百分点，其中水电3.4亿千瓦（主要是常规水电）、火电12.8亿千瓦（含燃煤发电11.0亿千瓦）、核电5,326万千瓦、并网风电3.0亿千瓦、并网太阳能发电1.9亿千瓦。从发电量方面来看，全国规模以上电厂发电量保持增长，增速有所提高，其中风电及火电增幅明显，火电发电量仍占据主导地位，调峰维稳作用突显，而水电因本期主要区域来水量偏枯同比小幅下降。2021年1～11月，全国规模以上电厂发电量73,827亿千瓦时，同比增长9.2%，增速同比提高7.2个百分点;其中水电发电量11,134亿千瓦时，同比下降2.2％，增速同比回落7.1个百分点，仍集中在四川、云南和湖北；火电发电量52,227亿千瓦时，同比增长9.9％，增速同比提高9.6个百分点，按省份来看，除西藏、吉林、河北和河南同比下降外，其他省份火电发电量均同比增长。核电及并网风电厂发电量分别为3,702亿千瓦时和5,893亿千瓦时，同比分别增长11.9%和40.9%，增速同比分别提高6.9个百分点和25.9个百分点。从发电效率来看，发电设备平均利用小时因下游需求增加而同比有所增长；2021年1～11月，发电设备累计平均利用小时3,483小时，比上年同期增加87小时。分电源结构来看，全国水电设备平均利用小时为3,428小时，同比降低199小时,其中除浙江和四川外，其他省份水电设备平均利用小时均同比降低；全国火电设备平均利用小时为4,018小时，同比增加277小时，其中燃煤及燃气发电设备平均利用小时同比分别提高325小时和78小时，燃气机组发电设备利用率仍偏低。分省份看，全国有14个省份的火电设备利用小时超过全国平均水平，其中江西、新疆、内蒙古和福建超过4,500小时，分别为4,712小时、4,557小时、4,538小时和4,503小时。全国核电及并网风电设备平均利用小时分别为7,102小时和2,031小时，同江西、河南、湖北、湖南6个省；西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省（市、自治区）；东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。信用风险展望电力行业9比提高356小时和119小时；全国太阳能发电设备平均利用小时为1,194小时，同比降低9小时。图22018年以来发电量情况（亿千瓦时，%）数据来源：Wind，大公国际整理从发电结构来看，全国电力能源结构仍以火电为主，但火电占比持续下降，水电及风电分别为第二及第三主力，且贡献度持续提升。2021年1～11月，全国规模以上发电量以火电为主，占比为70.74%，同比继续下降；水电占比小幅下降，风电及核电因发电量提升而占比有所增加，风电增幅较大。图32020年和2021年1～11月发电量结构情况数据来源：Wind，大公国际整理从新增电力来看，2021年1～11月，全国新增电力生产力中火电仍占比较高，除火电及01234567891064,00065,00066,00067,00068,00069,00070,00071,00072,00073,00074,00075,0002018年以来累计发电量情况发电量：累计值累计同比-40-30-20-10010203040506001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0002021年1～11月发电量情况火电发电量水电发电量风电发电量核电发电量其他火电同比水电同比风电同比核电同比亿千瓦时%火电71.19%水电16.37%风电6.29%核电4.94%其他1.22%2020年全国规模以上发电结构火电水电风电核电其他火电70.74%水电15.08%风电7.98%核电5.01%其他1.18%2021年1～11月全国规模以上发电结构火电水电风电核电其他信用风险展望电力行业10风电新增生产力同比下降外，水电、核电及太阳能新增电力同比增幅均明显，风电增速明显下滑。同期，基建新增发电生产能力12,254万千瓦，同比多投产2,050万千瓦。其中，水电1,938万千瓦、火电3,993万千瓦（其中燃煤2,436万千瓦、燃气578万千瓦、生物质632万千瓦）、核电340万千瓦、风电2,470万千瓦、太阳能发电3,483万千瓦，同比分别多投产859万千瓦、58万千瓦、228万千瓦、8万千瓦和893万千瓦。图42018年以来新增发电生产能力情况（单位：万千瓦）数据来源：Wind，大公国际整理电力投资方面，可再生能源投资占据主要地位，但份额略有下降,其中风电及光伏发电因行业导向支持、建设成本下行及平价上网能力提升等投资增幅仍明显，水电因前期大型项目投资基本完成，投资增速继续放缓，而火电投资因应急调峰储备电源、大容量机组替换及燃气机组投资增加等影响而明显增长，继续向装机结构优质、且清洁化利用较高的火电企业倾斜。2021年1～11月，主要发电企业电源工程完成投资4,306亿元，同比增长3.6%,增速明显下降。其中，水电848亿元，同比下降5.1%；火电532亿元，同比增长18.9%；核电431亿元，同比增长51.4%；风电1,982亿元，同比降低7.9%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的90.3%，同比降低1.8%。由于能源资源及负荷中心呈现“能源西多东少、北多南少，需求集中在中东部地区”的不均衡特点，电力市场供需存在时间和空间差异，受益于电网建设不断提升，输配电系统逐步完善，跨区域电力消纳能力逐步增强，2021年中国跨区域送电规模持续增长，以新能源为主打的新型电力体系建设的推进，对电网建设及运营提高了要求。2021年1～11月，全国跨区送电完成6,325亿千瓦时，同比增长5.7%。其中华北送华东590亿千瓦时，同比增长8.7%；东北送华北450亿千瓦时，同比下降14.8%；华中送华东377亿千瓦时，同比下降4.4%；华中送南方248亿千瓦时，同比下降9.9%；西北送华北和华中合计1,795亿千瓦时，同比增长16.2%；西南送华东867亿千瓦时，同比下降11.3%。同期，全国各省送出电量合计14,797亿千瓦时，同比增长7.0%。其中，内蒙古送出电量2，244亿千瓦时，同比增长20.3%；云南送出电量1,588亿千瓦时，同比增长0.3%；四川送出电量1,337亿千瓦时，同比下降2.7%；山西送出电量1,15805,00010,00015,00020,00025,0002018年以来新增发电生产能力情况水电火电核电风电太阳能水电10.60%火电38.66%核电1.10%风电24.19%太阳能25.45%2021年1～11月新增发电生产能力信用风险展望电力行业11亿千瓦时，同比增长16.5%；新疆送出电量1,057亿千瓦时，同比增长21.9%。根据我国“十四五”电力规划，未来将建设东西两大特高压同步电网用以平衡局部电网需求，形成“西电东送、北电南供、多能互补、跨国互联”的格局，跨区域输配电需求将继续增加。从电源结构方面来看，燃煤发电机组在我国电源结构中占据主导地位，燃煤作为火电行业的主要原料，其采购及运输成本是火电企业生产经营支出的主要组成部分，煤炭市场的景气程度对火电行业的盈利能力影响显著,2021年以来，随着下游需求增长，煤炭价格攀升，10月以来随着保供政策的执行，煤炭价格有所回落，但仍维持在高位，火电企业盈利承压明显。长期来看，预估随着煤炭保供的继续推进，短期内动力煤价格有望下落，但仍存在高位波动的可能，长期有望回归至合理区间，火电企业利润空间仍有承压可能。图52018年以来动力煤价格情况数据来源：Wind，大公国际整理从行业集中度来看，电力行业集中度较高，中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、国家能源集团作为中央直属五大发电集团仍是发电市场的主体。国电集团2021年2月9日发布关于债务承继的公告称，国电集团与国家能源集团合并，国家能源集团吸收合并国电集团，国电集团注销，国家能源集团作为合并后公司继续存续，且自合并交割日国电集团的全部资产、负债、业务、人员、合同及资质等将由存续公司国家能源集团承继及承接。行业内企业兼并组合继续，行业集中度进一步提升。2021年我国电力供需格局基本维持平衡，但因燃料价格高升、能耗双控等因素，火电运营承压，同时风光发电等供给虽增幅明显但可再生能源发电不及下游需求缺口，部分地区电力供给紧张，9月以来出现拉闸限电，火电调峰维稳作用突显。根据中央经济工作会议，2022年经济工作要稳字当头、稳中求进；要正确认识和把握碳达峰碳中和，提出传统能源逐步退出要建2004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,0002,2002018-012018-032018-052018-072018-092018-112019-012019-032019-052019-072019-092019-112020-012020-032020-052020-072020-092020-112021-012021-032021-052021-072021-092021-11元/吨车板价(含税):动力煤(A10-16%,V28-32%,1%S,Q6000):大同:月广州港:市场价:动力煤(Q:5000,山西产):月综合平均价格指数:环渤海动力煤(Q5500K):月信用风险展望电力行业12立在新能源安全可靠的替代基础上，尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。预计2022年，基于以煤为主的基本国情，火电为主的地位仍将维持但对其清洁利用、落后产能淘汰及降耗等要求提升，风、光发电等可再生能源发电规模将保持明显增长，绿色趋势明显，推进电力行业绿色转型发展。盈利能力2021年电力行业营业收入保持增长，但受煤炭等燃料价格大幅上涨、“基准价+上下浮动”的市场化电价机制未完全落地等因素影响，火电盈利明显下滑且部分火电企业亏损，受此影响行业利润大幅下降；预计2022年电力行业整体营收规模将稳定增长，考虑煤炭价格仍可能高位波动、新能源平价上网推进等因素，火电等盈利仍有承压的可能，企业盈利分化。电力、热力的生产和供应行业营业收入自2018年以来保持增长趋势，增速因火电增量受限、风电及光伏发电等规模虽增幅明显但体量相对较低等影响呈下降趋势；行业整体利润保持增长，但增幅明显下降。根据国家统计局数据，2021年1～9月，电力、热力的生产和供应业营业收入为56,916.90亿元，同比增长14.20%，因疫情有所缓解，下游需求回升，以及去年同期受疫情影响较大，同比大幅提升;利润总额2,480.10亿元，同比下降24.60%，主要系受煤炭等燃料价格大幅上涨、“基准价+上下浮动”的市场化电价机制未完全落地等因素影响所致。随着下游生产经营用电需求增长，社会用电继续增加，预计2022年电力行业整体营收规模将有所增长,其中考虑到“双碳”及“双控”背景下，绿电快速发展，风电及光伏发电等新能源发电行业增幅明显，但考虑平价上网的推进及发电稳定性不足等因素，其行业利润空间或承压；火电仍将维持其调峰维稳的作用，考虑煤价中枢上移、高位波动的可能，煤电企业也或仍将面临一定经营压力，企业盈利分化；考虑电价市场推进，煤电交易电价的调整有望突破标杆电价，可其调整执行尚需时间，后续需持续关注。水电业务方面，考虑到国内水资源整体利用程度较饱和，增幅空间有限，水电企业营收规模或保持稳定，盈利水平因来水情况等因素或小幅波动。图62018年以来电力、热力的生产和供应行业收入及利润情况（单位：亿元、%）数据来源：Wind，大公国际整理-30-20-100102030010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,0002018年2019年2020年2021年1-9月亿元电力、热力的生产和供应业:营业收入:累计值电力、热力的生产和供应业:利润总额:累计值电力、热力的生产和供应业:营业收入:累计同比电力、热力的生产和供应业:利润总额:累计同比%信用风险展望电力行业13截至2021年9月末，128家电力企业发行的债务融资工具仍在存续期，其中106家企业公开其前三季度财务数据2。综合106家发债电力样本企业总营业收入、净利润及毛利率等数据显示，行业整体营业收入保持增长，其中火电仍为主力，火电发电企业平均营业收入规模始终较大，但盈利能力仍较弱。2021年前三季度，受燃煤等燃料价格高升影响，盈利明显下滑，部分火电企业出现亏损3；水电发电企业平均营业收入和净利润较为稳定，毛利率有所下降，2021年前三季度，同比有所增长；随着风电及光伏发电等新能源装机规模明显提升及清洁能源优先消纳带动新能源电力消纳能力提升，新能源发电企业营业收入和净利润均保持明显增长趋势，毛利率保持在较高水平，但因市场化改革以及补贴退坡等影响导致部分企业毛利率呈下降趋势。图72018年以来样本企业盈利指标变化（单位：亿元，%）数据来源：Wind，大公国际整理债务压力2021年，电力行业因风光发电等项目建设投入较大，债务负担继续增加，其中火电企业负债因燃煤价格高升，盈利下滑，流动性资金需求增加而债务负担加重，风光发电企业因项目投入加快，负债维持较高增速。预计2022年，电力行业整体资产规模将保持增长趋势，资产负债水平或进一步增长，债务负担仍较重。电力行业属于重资产行业，因项目投资建设等需求较大，对融资依赖程度较高，行业整体2留存具有2021年三季报财务数据的企业，共计106家，其中火电企业59家，水电企业23家，新能源发电企业24家。3共26家，分别为大唐国际发电股份有限公司、广东电力发展股份有限公司、华润电力投资有限公司、北方联合电力有限责任公司、华电江苏能源有限公司、北京京能电力股份有限公司、内蒙古蒙电华能热电股份有限公司、河北建投能源投资股份有限公司、晋能控股山西电力股份有限公司、格盟国际能源有限公司、大唐华银电力股份有限公司、甘肃省电力投资集团有限责任公司、广州发展电力集团有限公司、国家能源集团福建能源有限责任公司、江阴利港发电股份有限公司、广西西江开发投资集团有限公司、江西赣能股份有限公司、国能生物发电集团有限公司、安徽省皖能股份有限公司、内蒙古能源发电投资集团有限公司、大唐山东发电有限公司、大唐山西发电有限公司、大唐陕西发电有限公司、广西广投能源集团有限公司、沈阳金山能源股份有限公司、华电能源股份有限公司。0510152025303540455001002003004005006002018年2019年2020年2021年1～9月火电营业收入水电营业收入新能源营业收入火电净利润水电净利润新能源净利润火电毛利率水电毛利率新能源毛利率亿元%信用风险展望电力行业14债务负担较重。2021年以来，电力行业总资产继续保持增长，仍主要以发电设备等固定资产以及在建电力项目等非流动资产为主，应收账款保持较快速度增长，仍面临可再生能源补贴延迟发放等问题。根据国家统计局数据，截至2021年9月末，电力、热力的生产和供应行业企业总负债为11.16万亿元，较2020年末有所增加；资产负债率达59.44%，较2020年末小幅增长，因项目投资规模较大以及受煤价上涨导致的盈利能力下降等原因，债务负担进一步加重。图82018年以来电力、热力生产和供应行业总资产及总负债情况（单位：亿元、%）数据来源：Wind，大公国际整理根据样本企业资产负债情况，2021年，发电企业平均资产及负债规模均保持增长。按发电企业类型来看，火电发电企业资产规模较大，受煤机新增投产项目受限等因素影响，整体投资支出相对下降，其中2021年因燃料价格高升，保供电背景下运营压力攀升，流动性压力增加，导致其对外部融资依赖性加大，2021年9月末样本火电企业资产负债率增至63.14%。可再生能源方面，受项目投资建设等需求，整体资产负债率偏高，其中水电企业因整体资产增长规模受水资源开发程度限制，增长速度较低，资产负债率略有下降。风光等新能源企业因项目建设推进速度较快及建设规模扩大，资产和负债规模增速较快，对资金需求较大导致资产负债率呈增长趋势，后续需关注资产投运后运营盈利情况及前期补贴后续落实处理问题，以及小型新能源企业的负债过高问题。010203040506070020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,000160,000180,000200,0002018年末2019年末2020年末2021年9月末累计资产总计累计负债合计资产负债率累计资产总计比去年同期增长累计负债合计比去年同期增长%亿元信用风险展望电力行业15图92018年以来样本企业资产负债情况数据来源：Wind，大公国际整理预计2022年，随着在建项目的陆续投产，电力行业整体资产规模将保持增长趋势，资产负债结构基本稳定，因新能源等项目开发建设的需求较大，资产负债水平或进一步增长，债务负担仍较重；其中未来随着“碳达峰”、“碳中和”的进一步推进，可再生能源在电源结构的占比将进一步提高，在建及拟建项目仍将保持较大投入，可再生能源发电企业的资金需求整体保持较高水平，负债水平将进一步增长。电力行业企业存续债始终维持在较大规模，主要集中在未来3年到期，其中一年内到期规模占比较高，仍面临一定集中兑付压力。电力企业在债券市场中的融资活动较为活跃，存续债始终维持在较大规模且呈上升趋势，截至2021年11月25日，行业内存续债券余额15,640.11亿元，其中将在2022年内到期的债券余额为5,446.50亿元，占比为37.27%，按季度分布来看，分布较为分散。此外，于2023年及2024年到期的债券余额分别为3.742.57亿元和3.252.84亿元，占比分别为25.60%和22.25%，占比亦较高。整体来看，电力企业存在一定集中兑付压力。图102021年11月25日电力行业存量债券到期期限结构（左）未来1年内到期债券总额按季度分布（右）数据来源：Wind，大公国际整理30405060708005001,0001,5002,000火电总资产火电总负债火电资产负债率30405060708002004006008001,0001,2001,4002018年末2019年末2020年末2021年9月末水电总资产水电总负债新能源发电总资产新能源发电总负债水电资产负债率新能源发电资产负债率%5,4473,7423,2527691,4050100200300400500600-1,0002,0003,0004,0005,0006,000债券到期金额（亿元）债券数量（只）31.52%22.20%25.72%20.56%2022年第一季度2022年第二季度2022年第三季度2022年第四季度%亿元亿元亿元只信用风险展望电力行业16现金流电力行业经营性获现能力较强，2021年火电经营性现金流因燃料价格高涨而明显下降,新能源发电仍面临补贴延迟等问题带来的回款滞后；投资性现金流因项目建设及收并购等支出增长而保持大额净流出；预计2022年随装机、上网规模增长，经营性现金流有望有所改善但火电仍有承压可能，新能源投资及融资需求将保持增长。电力行业因项目建设及收购等投资支出需求，保持较大规模投资净流出，经营性获现能力虽较强但因盈利受燃料价格，弃风弃光率及区域来水情况等影响存在差异。2021年1～9月，行业整体经营性净现金流同比有所下降，主要由于火电企业因煤炭等燃料价格明显上涨，经营性支出大幅增加，火电样本企业平均经营性净现金流同比下降12.44%，而水电企业因部分流域来水偏枯等问题导致经营性净现金流同比略有下降，新能源企业经营性净现金流保持增长，但受补贴延迟等影响，经营性净现金流增长速度不及营业收入增速。同期，样本企业整体投资性现金流净流出规模同比略有增长，其中火电企业投资性现金流净流出规模保持增长，主要是由于燃煤装机投资虽受限但仍保持一定体量，且叠加多元化电源结构拓展，燃机、风光等清洁能源装机投资增加。融资方面，电力企业因项目建设等资金需求，多以长期融资为主，短期融资为辅，部分企业融资规模整体较大，债务滚续情况需关注，其中2021年因火电经营性融资需求增加，筹资融入增幅明显；新能源发电企业因项目建设等融资需求较大，筹资性现金流净流出规模同比大幅增长。预计2022年，装机及上网规模继续增长，行业经营性现金流有望有所改善，但火电仍有承压可能，风光等新能源仍需关注平价上网后盈利空间压缩及补贴延迟解决等问题，流动性回款压力短期内仍存，但受绿色转型进一步推进，新能源作为主要投资方向的地位不变，同时受“双碳”及“双控”推进的影响，投资或可能加速，投资和融资需求仍将保持增长。图112018年以来样本企业现金流变化（单位：亿元）数据来源：Wind，大公国际整理-150-100-50050100150经营性净现金流投资性净现金流融资性净现金流-150-100-50050100经营性净现金流投资性净现金流融资性净现金流-150-100-50050100经营性净现金流投资性净现金流融资性净现金流火电企业水电企业新能源发电企业信用风险展望电力行业17信用质量2021年，电力行业新发债券仍保持在较大规模且进一步增加，发债主体级别仍集中在AA+以上，债券期限以短期为主，同时受电力企业盈利能力下降影响，信用利差整体有所增加，利差区间仍较大。截至2021年11月25日，电力行业全年新发债券规模仍较大，为9,362.07亿元，发债数量为645只，新发债涉及企业主体共计79家，发债总额已超过2020年全年新发债规模，主要是由于2021年以来火电企业利润下降，经营性融资需求增大，同时部分大型电力企业因多元化电源拓展及项目建设需求增加，以及债券市场成本受货币市场等影响，成本相对降低。本年度发债主体数量有所下降，主要是由于前期部分项目公司、下属子公司等减少发债，发债主体进一步集中。预计2022年新发债规模或将保持增长趋势，发债企业或将进一步集中在大型发电企业以及新能源企业。图122018年以来电力行业新发债情况(左)2021年以来新发债级别分布（右）数据来源：Wind，大公国际整理从主体级别来看，2021年以来，79家新发债电力企业中，54家主体级别为AAA，19家主体级别为AA+，6家主体级别为AA，发债主体级别仍集中在AA+以上，其中AAA占比较高。从债券品种来看，2021年新发债以超短期融资券为主，占发行总额和数量的比重分别为63.42%和65.43%，其次为中期票据和公司债，占发行总额的比重分别为19.29%和10.68%，债券类型还包括ABN、短期融资券、企业债、可交换债、可转债、ABS、私募债和定向工具。信用利差方面，由于2021年以来燃煤等燃料价格高升、来水量偏枯，火电及水电经营承压，电力行业信用利差整体有所增加，尤其是1年及1年以下的债券发行信用利差增幅较为明显。中长期债券中，主体评级为AAA的债券发行信用利差有所收敛，主体级别为AA+和AA的发行利差有所增长，个体间信用利差分化仍较为明显。截至2021年11月25日，级别为AAA的企业所发行的超短期融资券发行利差均值为31.15BP，短期融资券发行利差均值为46.66BP，2年期中期票据、3年期中期票据和5年期中期票据发行利差均值分别为60.82BP、64.46BP和6,9888,0868,0719,362405547583645698692790100200300400500600700-1,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,0002018年2019年2020年2021年以来发行总额（亿元）债券数量（只）涉及主体数量（家）7.59%24.05%68.35%AAAA+AAA家/只亿元信用风险展望电力行业1874.38BP，1年期企业债/公司债、2年期企业债/公司债、3年期企业债/公司债、5年期企业债/公司债和10年期企业债/公司债发行利差均值分别为60.24BP、53.53BP、61.50BP、62.95BP和88.98BP。表2截至2021年11月25日电力行业新发债信用利差4（单位：个、BP）发行时主体信用等级AAAAA+AA超短期融资券样本数389285发行利差区间-28.69～136.0352.57～475.05104.03～156.45发行利差均值31.15158.51134.87短期融资券样本数6--发行利差区间29.04～69.73--发行利差均值46.66--中期票据（2年期）样本数172-发行利差区间35.72～104.21182.53～440.53-发行利差均值60.82311.53-中期票据（3年期）样本数8153发行利差区间19.24～136.4777.39～271.7357.15～140.48发行利差均值64.46154.8398.09中期票据（5年期）样本数921发行利差区间64.71～84.37110.51～143.54-发行利差均值74.38127.03272.68公司债/企业债（1年期）样本数3--发行利差区间46.49～72.01--发行利差均值60.24--公司债/企业债（2年期）样本数911发行利差区间40.02～66.42--发行利差均值53.5390.45417.37公司债/企业债（3年期）样本数401-发行利差区间25.32～177.59--发行利差均值61.50247.07-公司债/企业债（5年期）样本数103-发行利差区间44.30～73.40101.43～221.76-发行利差均值62.95147.07-公司债/企业债（10年期）样本数5--发行利差区间85.46～91.75--发行利差均值88.98--数据来源：Wind，大公国际整理4信用利差=票面利率-起息日同期限中证国债到期收益率，超短期融资券发行期限270天（含）以下基准利率按6个月中证国债到期收益率计算，270天以上基准利率按1年期中证国债到期收益率计算。信用风险展望电力行业19电力行业存量债始终维持在较大规模且呈上升趋势，行业中发债企业数量较为稳定，截至2021年11月25日，仍有存续债的电力企业共112家，较2020年末略有下降。电力行业存续债的债项级别和发行人级别均集中在AAA，截至2021年11月25日，债项级别为AAA的存续债余额占比为94.96%；从发行主体级别来看，发行主体级别为AAA的存续债余额占比为93.30%。按债券种类来看，存续债券以中期票据和公司债为主，占存续债余额的比重分别为42.72%和27.64%。图132018年以来电力行业存量债券情况（左）截至2021年11月25日存量债券级别分布5（右）数据来源：Wind，大公国际整理电力行业发债主体整体信用级别较高且向高级别发展，2021年行业内仅有一家企业级别上调，无新增违约主体，预计2022年行业整体信用水平保持稳定，但同电源结构或不同电源结构之间的企业信用风险将进一步分化。从发债主体级别来看，2018年以来，发债主体级别始终集中在AA+以上，且主体级别为AAA的企业占电力行业发债企业的比重呈上升趋势，电力行业整体向高级别发展，截至2021年11月25日，电力行业仍在债券市场有存续债券的发行主体共计112家，其中有公开级别的发行主体中，AAA级56家，AA+级33家，AA级19家，AA-级2家。截至2021年11月25日，本年度电力行业共有1家企业级别调整。2021年3月8日，因国能生物发电集团有限公司（以下简称“国能生物”）装机规模和发电量水平保持增长趋势，在生物质发电行业地位逐步提升，营业收入逐年递增，且股权变更后实际控制人为国家电网有限公司，国能生物能获得股东在计算电费等方面的较大支持，联合资信上调其主体级别至AA+。截至2021年11月25日，行业内无新增违约主体。52020年末存量债券级别分布情况使用存量债券额度，不包含短期融资券和未公开级别债券。10,12910,45514,26815,640921011201125856509171,03102004006008001,0001,20002,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,00018,000发行总额（亿元）涉及主体数量（家）债券数量（只）94.96%3.92%1.12%AAAAA+AA及以下亿元家/只信用风险展望电力行业20表32021年电力行业发债主体级别调整情况发行人调级日期调级方向主体级别调高国能生物发电集团有限公司2021-03-08AA调整至AA+数据来源：大公国际根据公开资料整理综合分析，我国电力行业整体信用质量仍稳定在较高水平，预计2022年行业整体信用水平仍将稳定发展。随着“碳中和、碳达峰”以及“双控”政策的逐步落实，电力体系改革将加速深化推进。2021年以来，大型国有发电集团继续布局新能源板块且进行相关资源整合，优质风光电等资产进一步集中，小型电力企业或将被大型电力企业逐步整合，行业集中度将继续提升。火电企业因燃料价格高企，考虑到后续仍煤炭价格存高位波动可能，叠加燃煤发电电价改革虽仍推进但短期内效果不明显，盈利仍承压，火电企业经营差距将拉大，其企业信用水平差异化或将增加；同时水电企业受到资金以及国内可开采水资源等限制而存在一定的进入壁垒，整体发展和信用水平相对稳定；新能源仍面对较为良好的外部发展环境，整体发展趋势较高，但因其投资增速较快，投资规模较高，后续项目经营现金流仍需关注，目前面临的补贴延迟、平价上网及市场化交易等问题需关注其改善及推进进展，且其对政策依赖性目前较高，信用水平或存在一定波动，部分企业面临项目建设资金需求较大、弃风弃光限电仍较为严重等情况，信用水平差异化将进一步扩大。报告声明本报告分析及建议所依据的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所依据的信息和建议不会发生任何变化。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不构成任何投资建议。投资者依据本报告提供的信息进行证券投资所造成的一切后果，本公司概不负责。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用、刊发，需注明出处为大公国际，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。