免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。1证券研究报告固收双碳目标下电力行业的稳与变华泰研究研究员张继强SACNo.S0570518110002SFCNo.AMB145zhangjiqiang@htsc.com联系人朱沁宜SACNo.S0570121070127zhuqinyi@htsc.com2021年10月12日│中国内地深度研究报告核心观点近期多地限电反映我国电力行业供求“紧平衡”态势。电力行业的公益属性决定行业保持整体稳定，信用风险较小。但基于碳中和、碳达峰目标，电力市场化改革和清洁化转型加速，电源布局或成为发电企业经营分化的关键，背景、规模和发电效率也将影响企业竞争力。从短期看，建议关注煤价上行导致火电盈利承压、行业利差走阔的风险。从长期看，中小型、区域性火电企业可能面临出清，建议对火电占比较高、债务负担较重的企业维持谨慎。关注电源结构较均衡、新能源板块发展较优的大型头部央企国企的中长期投资机会。电力行业供求呈现“紧平衡”，整体稳定下局部矛盾凸显我国发电量与用电量走势基本一致，21年以来全社会用电需求回升较快，但长期内电力需求预计低速增长。近年来，我国用电负荷的时段性、尖峰化特征凸显，但受制于新能源发电不稳定、储能技术水平有限、市场化机制尚待完善等因素，电力供给端不稳定性上升，对需求端适应不足，局部供需失衡引发的缺电、限电已经成为电力系统面临的一大难题。清洁化、市场化为电力行业两大趋势，改革期行业分化或加剧碳中和、碳达峰目标下电力清洁化、市场化加速推进。清洁化方面，近年来火电装机容量占比逐年下降，风电、光电装机规模增长迅速，增量空间仍较广阔。市场化方面，发电侧火电实行“基准价+上下浮动”机制，风电、光伏发电推行平价上网。售电侧实行“多买多卖”，用电侧完善分时电价机制。此外，电力市场交易机制也逐步完善，以增强电力系统灵活性、促进新能源消纳。在行业改革期，电力企业经营分化或将加剧。火电存在盈利下滑风险，新能源前景乐观，但补贴全面退坡也考验其成本控制能力，水电、核电行业格局则相对稳定。电力行业发债情况概述电力行业的存续发债主体以AAA级央企为主，存量债券剩余期限集中在0-1年、1-3年，2021年四季度为近期偿债高峰期。以2021年10月11日为统计时点，以非永续、无担保公募债为样本，AAA级债券主体各期限债券信用利差均值普遍低于50BP，AA+级主体信用各期限债券信用利差在90BP以上，AA+级主体信用利差较AAA级主体高出40-130BP。电力发债主体信用资质分析我们选取71家存续发债发电企业进行分析，以AAA级央企集团与集团子公司为主。在经营层面，关注发电企业的股东背景、装机规模与结构、发电设备利用小时数，以及发电上网情况。对于火电企业，我们额外关注其煤炭资源控制力、供电煤耗。在财务层面，我们重点关注发电企业的盈利水平、杠杆水平和长期偿债能力。结论与投资建议电力行业以大型央企为主导的竞争格局仍将延续，但面对行业改革与结构性供需矛盾，不同规模、不同电源结构的发电企业信用资质分化将加剧。我们建议对装机结构单一的中小型、区域性火电企业，以及火电占比较高、债务负担较重的企业维持谨慎，关注煤价上行导致火电企业盈利下滑，进而导致利差走阔的风险。建议关注电源类型多样、新能源板块发展较优的大型头部央企国企的中长期投资机会。风险提示：需求下行风险，改革不及预期风险，煤价上行风险。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。2固收研究正文目录电力行业供求呈现“紧平衡”，整体稳定下局部矛盾凸显..............................................................................................4当前我国电力供需总体稳定，但存在局部供需失衡..............................................................................................4清洁化、市场化为电力行业两大趋势，改革期行业分化或加剧...................................................................................6“3060”双碳目标下，电源结构加快向清洁低碳转型...............................................................................................6电力市场化改革持续推进......................................................................................................................................8行业改革期电力企业经营分化或将加剧..............................................................................................................10电力行业发债情况概述...............................................................................................................................................12电力发债主体信用资质分析........................................................................................................................................14经营层面：央企集团综合优势明显，地方电企分化程度相对较大.......................................................................14财务层面：关注盈利、杠杆与长期偿债能力.......................................................................................................19结论与投资建议..........................................................................................................................................................21风险提示..............................................................................................................................................................22图表目录图表1：2010-2020年全社会用电量保持低速增长，2021年用电需求回升................................................................4图表2：2010-2020年全社会发电量低增速增长，走势较用电端相似.........................................................................4图表3：我国电力供需存在区域不平衡........................................................................................................................5图表4：2021年5-7月，华东、华中主要电网最高用电负荷增长较快.......................................................................5图表5：20年下半年至今部分省市有序用电政策概览.................................................................................................5图表6：截至21年6月末，我国火电装机容量占比降至56.13%...............................................................................6图表7：21年1-6月风电、光伏发电装机容量累计同比增速较高...............................................................................6图表8：2020年，风电、光伏发电量占总发电量的比重合计达到7.51%...................................................................7图表9：2018-2020年全国月度弃风率呈下降趋势......................................................................................................7图表10：2018-2020年全国月度弃光率呈下降趋势....................................................................................................7图表11：2016-2020年，火电电源基本建设投资完成额波动下降..............................................................................8图表12：2016-2020年，6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗逐年下降.....................................................................8图表13：2018-2021年重要电价改革政策一览...........................................................................................................8图表14：我国持续出台政策，完善电力交易市场及相关市场的机制..........................................................................9图表15：21年7月中旬以来，动力煤市场价已突破2000元/吨..............................................................................10图表16：16年去产能以来火电企业销售利润率处于低位.........................................................................................10图表17：水电平均上网电价相对低廉.......................................................................................................................10图表18：水电行业销售利润率较高、ROE稳定........................................................................................................10图表19：20年核电发电量中，中核、中广核发电量合计占比94.7%.......................................................................11图表20：核电发电平均利用小时数稳定在7000小时以上........................................................................................11图表21：电力行业发债主体以AAA级央企为主.......................................................................................................12图表22：AAA级央企发债余额占比超9成...............................................................................................................12图表23：电力行业存量债券行权剩余期限集中分布于0-1年、1-3年......................................................................12图表24：21年11-12月期间，电力企业债券到期规模较大......................................................................................13免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。3固收研究图表25：电力行业存量债券信用利差情况................................................................................................................13图表26：71家样本发电企业中，AAA级央企为37家，占比52.1%.......................................................................14图表27：大型央企集团、部分地方国有发电集团股权高度集中................................................................................15图表28：五大发电集团中，国家能源集团总装机规模最高，国家电投清洁能源装机规模最大................................15图表29：部分发电企业装机规模一览.......................................................................................................................16图表30：主要央企集团20年装机结构.....................................................................................................................16图表31：华润电力等8家央企20年火电装机占比在90%以上................................................................................16图表32：中广核、中核集团等10家样本主体20年非水清洁能源装机占比为100%...............................................16图表33：样本地方发电企业中，四川能投等6家主体火电占比低于50%................................................................17图表34：部分样本企业发电设备平均利用小时一览..................................................................................................17图表35：2020年上网比率排名前10的样本企业均以水电装机为主........................................................................18图表36：国家能源集团可控煤炭产能显著高于其他主体..........................................................................................18图表37：华电江苏20年供电单位煤耗最低..............................................................................................................18图表38：雅砻江流域、长江电力等18-20平均销售毛利率较高...............................................................................19图表39：平海电厂、长江电力18-20平均ROA高于10%.......................................................................................19图表40：华能集团20年资产减值损失规模超170亿元...........................................................................................19图表41：甘电投、蒙发投资产减值损失占营业利润比重超100%.............................................................................19图表42：乌江水电、晋控电力等20年末资产负债率较高........................................................................................20图表43：恒运集团等4家主体债务结构以短债为主..................................................................................................20图表44：国电山东、国能江苏EBITDA利息保障倍数较高......................................................................................20图表45：四川能投、广州发展电力集团现金短债比高于2.......................................................................................20图表46：报告提及公司信息......................................................................................................................................22免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。4固收研究电力行业供求呈现“紧平衡”，整体稳定下局部矛盾凸显当前我国电力供需总体稳定，但存在局部供需失衡2021年全社会用电需求回升，从长期来看预计用电量保持低速增长。2010-2020年，我国全社会用电量年度同比增速呈波动下降趋势。受疫情冲击影响，2020年全社会用电量累计增速为3.1%，较19年下降1.4个百分点。2021年以来用电量逐步恢复至正常水平。截至2021年8月，全社会用电量累计同比增长13.80%至54,704亿千瓦时，增速较高主要是由于上年低基数、疫情后经济回暖。从长期来看，受经济下行压力较大、国际形势复杂等宏观经济因素的影响，未来电力需求增速预计将保持较低水平。图表1：2010-2020年全社会用电量保持低速增长，2021年用电需求回升资料来源：Wind，华泰研究全社会发电量走势与用电端相似，电力供需整体延续平衡态势。2010-2020年，全社会发电量增速呈现波动下降，走势与用电端相似。截至2021年8月，全社会发电量的累计同比增速为11.3%，21年内发电量达到53,894亿千瓦时。整体来看，我国电力供需维持平衡态势。图表2：2010-2020年全社会发电量低增速增长，走势较用电端相似资料来源：Wind，华泰研究局部供需失衡引发的缺电、限电成为电力系统面临的一大难题。我国电力能源西多东少、北多南少，而电力需求集中在东中部，电力供需存在区域不平衡问题。近年来，由于经济增长、第三产业和居民生活用电占比上升、极端天气增加等影响，我国用电负荷的时段性、尖峰化特征凸显，局部地区用电负荷屡创新高。2021年7月，华东、华中地区当月最高用电负荷分别达到33,886万千瓦、16,856万千瓦，同比分别增长22.9%、25.9%，增速高于全国平均水平。然而在供给端，能耗双控背景下火电新增装机规模受限、煤价走高削弱火电企业调峰意愿，清洁能源装机规模与占比提升但发电不稳定，加之储能技术和电力跨区域输送通道仍待发展完善，导致局部地区用电高峰期电力供应趋紧，缺电、限电现象有所加剧。2020年下半年至今，湖南、江西、浙江等多省市陆续出台有序用电、错峰用电等政策，以应对用电高峰期的电力供应缺口。0246810121416010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,000201020112012201320142015201620172018201920202021.08（%）（亿千瓦时）全社会用电量:累计值:年度全社会用电量:累计同比:年度（右）GDP:不变价:同比（右）-202468101214010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,000201020112012201320142015201620172018201920202021.08（%）（亿千瓦时）产量:发电量:累计值产量:发电量:累计同比（右）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。5固收研究图表3：我国电力供需存在区域不平衡资料来源：Wind，华泰研究图表4：2021年5-7月，华东、华中主要电网最高用电负荷增长较快资料来源：Wind，华泰研究图表5：20年下半年至今部分省市有序用电政策概览时间地区部门文件内容2020年12月湖南湖南省发改委《关于启动2020年全省迎峰度冬有序用电的紧急通知》12月8日起全省启动有序用电，有序用电时段为每日10:30-12:00、16:30-20:30。优先保障居民生活、关键公共设施（学校、医院等）和重点企业用电，适当压限行政单位和景观用电。2020年12月江西江西省发改委-从12月15日起，每日早晚高峰段实施可中断负荷，并启动有序用电工作。2021年4月浙江浙江省发改委、浙江省能源局《关于印发2021年度浙江省电力电量平衡方案的通知》受电力需求刚性增长和近年省内电源投产严重不足影响，2021年浙江省电力平衡将进一步趋紧。将充分发挥电力需求侧管理作用，参与需求响应企业从第二产业进一步拓展到第三产业，从高压用户进一步扩大至高低压用户。2021年5月四川国网四川电力《四川电网2021年迎峰度夏有序用电预案》如发生供电紧张，国网四川电力将在电力主管部门的统一领导下，按照《有序用电管理办法》要求，优先保障居民生活、能源生产供应企业，以及党政机关、医院、交通运输、通讯等重要用户和重要设施的用电需求。2021年7月杭州杭州市发改委《2021年全市有序用电和电力需求响应工作方案》明确有序用电方案安排，包括组织一批高能耗、高污染企业在7-9月安排集中检修等预控措施。2021年9月贵州贵州省能源局《2021年贵州省有序用电方案》根据省内电力缺口规模分红、橙、黄、蓝4个等级进行预警，并实施分级响应。电网企业按预警响应等级和有序用电响应企业序位表，并结合实际情况合理安排有关企业错、避峰生产。资料来源：各省市发改委，能源局，国家电网，华泰研究(35)(30)(25)(20)(15)(10)(5)05(1,500)(1,000)(500)05001,0001,5002,0002,500广东山东浙江江苏河北河南上海北京湖南辽宁重庆江西广西天津海南黑龙江西藏福建吉林青海甘肃安徽陕西贵州宁夏新疆山西湖北四川云南内蒙古（%）（亿千瓦时）20年用电量-20年发电量20年用电量同比增速-20年发电量同比增速（右）05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00020-0220-0420-0620-0820-1020-1221-0221-0421-0621-08（万千瓦）主要电网最高用电负荷:华北主要电网最高用电负荷:东北主要电网最高用电负荷:华东主要电网最高用电负荷:华中主要电网最高用电负荷:南方主要电网最高用电负荷:西北免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。6固收研究清洁化、市场化为电力行业两大趋势，改革期行业分化或加剧自2015年启动的新一轮电力体制改革中，电力市场化和电力清洁化相辅相成。电力行业清洁低碳化转型是实现碳中和、碳达峰目标的必要条件。为保障电力系统的安全稳定，电力清洁化倒逼电力市场化改革加速，新电改按照“管住中间、放开两头”的思路，鼓励提升发电侧、售电侧的市场化程度。通过还原电力商品属性，电力市场化改革有助于促进新能源消纳、提升发电用电效率。“3060”双碳目标下，电源结构加快向清洁低碳转型我国提出“2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和”的“3060”双碳目标。习近平主席在20年12月的气候雄心峰会上宣布，“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右”，“风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。电力行业是实现碳中和、碳达峰目标的关键行业。我国电力行业以煤电为主，电力行业碳排放约占我国能源碳排放的40%，是碳减排的重点领域。近年来，我国能源结构加速向清洁低碳转型。2020年，我国非化石能源占一次能源消费比重为15.9%，较2012年提升6.2个百分点。“十四五”期间，非化石能源占能源消费总量将提高到20%左右。按照我国“2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和”的“3060”双碳目标，到2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，而电力行业脱碳是实现这一目标的关键。清洁电源装机容量占比逐年提高，21年以来风电、光电装机规模增长加速。装机容量方面，2016-2020年，我国全口径发电设备容量中火电装机容量占比逐年下降，风电、水电、核电、太阳能发电装机容量合计占比由36%上升至43%。其中，风电、太阳能发电装机容量年增速显著高于其他电源。2021年以来，风电、光电装机容量加速扩张，截至6月末，风电、太阳能发电装机容量分别达到2.92亿千瓦、2.68亿千瓦，同比分别增长34.7%、23.7%。根据“3060”双碳目标，到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，未来清洁电源装机容量提升空间较大。图表6：截至21年6月末，我国火电装机容量占比降至56.13%图表7：21年1-6月风电、光伏发电装机容量累计同比增速较高资料来源：Wind，国家能源局，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究21年风电、光伏发电量占全社会用电量比重预计达到11%左右。发电量方面，2016-2020年，风力发电量占比由3.57%上升至5.59%，太阳能发电占比由0.67%上升至1.92%。截至2021年7月末，21年内风电、光伏发电量占全社会用电量的比重为9%。根据国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，2021年我国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重将达到11%左右，后续逐年提高。5254565860626466050,000100,000150,000200,000250,0002016201720182019202021-06（%）火电水电核电风电太阳能火电装机容量占比（右）（万千瓦）051015202530354021-0221-0321-0421-0521-06（%）火电水电核电风电太阳能发电免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。7固收研究图表8：2020年，风电、光伏发电量占总发电量的比重合计达到7.51%资料来源：Wind，华泰研究我国对可再生电源发电量实施全额保障性收购，提升清洁能源消纳水平。2016年3月28日，发改委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，对于规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量，按标杆上网电价实行全额收购，并从2017年起建立优先发电权计划、优先购电权计划报告制度。2018-2020年，我国弃风率、弃光率逐年好转，根据全国新能源消纳监测预警中心的统计，2021年1-7月全国风电利用率为96.7%，光伏发电利用率为98%。图表9：2018-2020年全国月度弃风率呈下降趋势图表10：2018-2020年全国月度弃光率呈下降趋势资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，华泰研究资料来源：全国新能源消纳监测预警中心，华泰研究火电淘汰落后产能和灵活性改造并举。近年来，我国严控煤电新增产能规模，持续推进落后煤电机组的淘汰工作。政策鼓励以高参数、大容量、低能耗、低排放的新建煤电项目对淘汰关停产能进行等量替代，对具备条件的机组实施升级改造，在确有应急备用需要的地区可将计划关停机组认定为应急备用电源。发改委2019年5月印发的《关于做好2019年重点领域化解过剩产能工作的通知》指出，2016年以来淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，煤电提前两年完成“十三五”去产能目标任务。2020年，火电电源基本建设投资完成额为553亿元，同比下降27.20%，6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗为305.5克/千瓦时，较19年继续下降0.9克/千瓦时。此外，我国也引导火电实施灵活性改造，从而在电力系统中发挥应急调峰的基础性支撑作用，保障电力供应的安全稳定。0123456010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00020162017201820192020（%）（亿千瓦时）光伏发电风电水电火电风电发电量占比（右）光伏发电量占比（右）0246810121月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月（%）20182019202020210123456781月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月（%）2018201920202021免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8固收研究图表11：2016-2020年，火电电源基本建设投资完成额波动下降图表12：16-20年，6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗逐年下降资料来源：Wind，华泰研究资料来源：国家能源局，华泰研究电力市场化改革持续推进在发电侧，火电实行“基准价+上下浮动”机制，风电、光伏发电补贴退坡加速，推行平价上网。我国出台多项政策鼓励各类电源的上网电价通过竞争性配置的方式形成。2019年9月26日，国务院常务会议决定自2020年起取消煤电价格联动，改为实施“基准价+上下浮动”的市场化机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。2019年5月21日，发改委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上、海上风电上网标杆电价改为指导价，并确定了风电平价上网的时间节点。2021年4月8日，发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（征求意见稿）指出，“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。”风电、光伏发电补贴全面退出进入倒计时。图表13：2018-2021年重要电价改革政策一览时间部门文件内容备注2018/6/1发改委、财政部、国家能源局《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源[2018]823号）1、暂不安排2018年普通光伏电站建设规模。2、加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度。新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元；新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元。光伏发电2019/1/10发改委、国家能源局《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》鼓励平价上网项目和低价上网试点项目的投资和建设，保障其优先发电和全额保障性收购。风电、光伏发电2019/4/28发改委《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格[2019]761号）1、将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。2、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准。光伏发电2019/5/21发改委《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）1、陆上、海上风电上网电价改为指导价，并且下调2020年指导价。新核准风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2、2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。风电2019/9/26国务院国务院常务会议1、从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2、2020年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。3、居民、农业等民生范畴用电继续执行现行目录电价，确保稳定。火电2021/4/30发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格[2021]633号）1、优化两部制电价政策，以竞争方式形成电量电价，完善容量电价核定机制，将容量电价纳入输配电价回收。2、鼓励抽水蓄能电站参与辅助服务市场或辅助服务补偿机制。水电2021/6/7发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》1、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。2、2021年新建项目上网电价，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，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。风电、光伏发电资料来源：政府网站，华泰研究(40)(35)(30)(25)(20)(15)(10)(5)051002004006008001,0001,200201620172018201920202021-07(%)(亿元)电源基本建设投资完成额：火电同比增速(右)300302304306308310312314201620172018201920202021-07(克/千瓦时)6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。9固收研究在售电侧，引入市场竞争机制，实行“多买多卖”，电厂、电网背景售电公司具备资源优势。2015年11月26日，发改委、国家能源局联合印发的《关于推进售电侧改革的实施意见》指出，要向社会资本开放售电业务、多途径培育售电侧市场竞争主体。在市场主体方面，我国售电公司可分为电网企业的售电公司、发电企业等社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司和独立售电公司三种类型。此外，符合市场准入条件的用户还可以选择直接与发电公司交易。市场主体之间可通过集中撮合、市场竞价或双边协商的形式，进行批发和零售交易。目前，售电企业产品、盈利模式尚较单一，激烈的市场竞争以及电力购销价差的收窄，压缩了售电企业的利润空间。相较于独立售电公司，拥有电厂、电网企业背景的售电公司具备一定电力资源优势，保障盈利稳定的能力相对较强。在用电侧，完善分时电价机制，引导错峰用电，增强电价体系对以新能源为主的新型电力系统的适应性。由于电力行业具有公益属性，为减轻企业用电负担、保障居民和农业用电，我国销售电价总水平保持基本稳定。随着新能源装机占比上升，为适应新能源发电不稳定的特点，用电侧电价改革的重点在于完善分时电价机制。2021年7月26日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求合理拉大峰谷电价价差，“上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1”。各地要建立尖峰电价机制，在峰段电价基础上，尖峰电价的上浮比例原则上不低于20%。此外，《通知》还要求强化分时电价执行力度、建立动态调整机制，以提高电价水平与电力系统供电成本的匹配度。电力市场交易机制逐步完善，有助于增强电力系统灵活性、促进新能源消纳。当前，我国电力市场分为中长期市场和现货市场，以中长期电力交易为主。根据中电联《2020-2021年度全国电力供需形势分析预测报告》，2020年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量31,663亿千瓦时，同比增长11.7%。其中，中长期电力直接交易电量为24,760亿千瓦时，占总交易电量的78.2%，占全社会用电量的32.9%。现货市场方面，2021年5月8日，发改委、能源局联合印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，在首批8个电力现货市场试点的基础上，新增辽宁、上海等6省市试点，以更好地发挥现货市场的价格发现和实时调节作用。此外，发电权交易、绿证交易等相关交易有利于电力资源和收益的合理分配。除了增强电力系统灵活性，电力市场交易也能提升新能源的消纳水平。2021年9月7日，我国启动绿色电力交易试点，在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种。此外，电力市场与碳市场率先联结，2021年7月16日，全国统一碳排放权交易市场正式启动，首批纳入的两千余家企业均为火电企业。图表14：我国持续出台政策，完善电力交易市场及相关市场的机制时间部门文件2015/11/30发改委、国家能源局《关于推进电力市场建设的实施意见》（发改经体[2015]2752号）2016/12/29发改委、国家能源局《电力中长期交易基本规则（暂行）》（发改能源[2016]2784号）2017/8/28发改委、国家能源局《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源[2017]1453号）2018/4/28国家能源局《关于进一步促进发电权交易有关工作的通知》（国能发监管[2018]36号）2018/11/8国家能源局《关于健全完善电力现货市场建设试点工作机制的通知》（国能综通法改[2018]164号）2018/11/21发改委、国家能源局《关于印发电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）的通知》（发改办能源[2018]1518号）2019/7/31发改委、国家能源局《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规[2019]828号）2020/3/26发改委、国家能源局《关于做好电力现货市场试点连续试结算相关工作的通知》（发改办能源规[2020]245号）2020/11/6国家能源局《电力现货市场信息披露办法（暂行）》2020/11/25发改委、国家能源局《关于做好2021年电力中长期合同签订工作的通知》（发改运行[2020]1784号）2020/12/31生态环境部《碳排放权交易管理办法（试行）》（生态环境部令第19号）2021/5/8发改委、国家能源局《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办体改[2021]339号）2021/9/13发改委、国家能源局正式批复《绿色电力交易试点工作方案》资料来源：政府网站，华泰研究免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。10固收研究行业改革期电力企业经营分化或将加剧火电降能耗、控成本是关键，煤价上行导致火电企业盈利承压。在新型电力系统中，火电将发挥基础性的支撑和调节作用。当前火电企业经营面临较大压力，除了新增产能受限、清洁能源挤占的影响，更重要的原因是上游煤价与下游电价的矛盾。燃煤成本占火电成本的50%-70%，火电盈利与煤价密切相关。21年至今，受焦炭进口减少、安全生产抑制新增煤炭产量等因素的影响，煤炭供给偏紧，而下游钢铁、火电需求较旺盛，导致煤价高位运行。截至10月11日，秦皇岛山西产5500大卡动力煤市场价达到2036.5元/吨，同比增长230.9%，环比增长70.1%。煤价市场化程度较高、波动幅度较大，然而上网电价、终端销售电价的刚性较强，上游煤炭采购成本难以向下游传递，导致火电企业大面积亏损。根据中电联《2021年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%。随着煤炭去产能持续推进，未来若煤炭需求下行幅度不及供给收缩幅度，煤价高企，火电企业盈利可能继续承压。图表15：21年7月中旬以来，动力煤市场价已突破2000元/吨图表16：16年去产能以来火电企业销售利润率处于低位资料来源：Wind，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究水电初始投入大但运营稳定，具备先发优势的企业前景较优。水电作为发展成熟的清洁能源，投资壁垒高，但是建成投产后，水资源成本低廉，综合发电成本主要来自固定资产折旧和财务费用。发电效率主要取决于来水丰枯、节水增发能力和电力消纳能力。当前我国优质水电资源日益稀缺，后续水电站建设可能由主要河流的中下游向上游拓展，但存在开发成本上升、发电效率下降的风险，水电装机增量空间有限。目前水电上网价格相对其他电源较低，市场化交易背景下有竞争优势，并且行业盈利较稳定，2010-2020年水电行业平均利润率保持在15%以上。随着储能技术、外送通道的完善，水电布局较成熟的电力企业，未来发展前景较优。图表17：水电平均上网电价相对低廉图表18：水电行业销售利润率较高、ROE稳定资料来源：Wind，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究05001,0001,5002,0002,50019-0119-0519-0920-0120-0520-0921-0121-0521-09市场价:动力煤(Q5500,山西产):秦皇岛（元/吨）0246810121416182014201520162017201820192020全行业平均值:火力发电业:净资产收益率全行业平均值:火力发电业:销售利润率（%）100200300400500600700201320142015201620172018（元/兆瓦时）风电核电水电燃气0510152025302011201220132014201520162017201820192020（%）全行业平均值:水力发电业:销售利润率全行业平均值:水力发电业:净资产收益率免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。11固收研究核电处于寡头垄断，未来利好但存在一定的投资压力。由于核电安全的极端重要性，核电机组投产规模受到政府强力管控，2016-2018年连续三年无新增核准项目，2019年才重启审批。目前我国仅有4家央企拥有核电控股运营资质，分别为中核集团、中广核集团、国家电投、华能集团。其中，中核集团、中广核集团2020年核电发电量的市场份额合计约占到94.7%，行业集中度很高。核电具有清洁、稳定、高效的特点，发电平均利用小时数远高于其他电源。根据中国核能行业协会统计，2020年运行核电机组累计发电量为3662.43亿千瓦时，占全国累计发电量的4.94%，相较于全球核电发电量约10%的平均占比仍有较大的增长空间，利好核电企业发展，但由于核电具有资金、技术密集特征，项目建设周期长，核电企业可能面临一定投资压力，核电门槛很高但是换而言之，由于核电经过政府强力管控，企业信用风险往往较低。图表19：20年核电发电量中，中核、中广核发电量合计占比94.7%图表20：核电发电平均利用小时数稳定在7000小时以上资料来源：Wind，公司公告，评级报告，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究风电、光伏为代表的新能源前景广阔，增加消纳和管控成本是盈利稳定的前提。受自然条件和储能技术的限制，风电、光伏发电的稳定性较差，并且由于我国风电、光伏电站多位于内蒙古、宁夏、新疆等西北地区，区域电力消纳能力弱，弃风、弃光和限电问题仍是影响风电、光伏发电企业经营业绩的主要因素，机组分布集中的企业在短期内难以缓解区域性风险。此外，随着平价上网和市场化交易的推行，风电、光伏企业利润空间可能压缩，而风电、光伏装机规模预计持续增长，因此企业面临一定的资本支出压力，项目管理能力、成本管控能力是保障盈利和偿债能力的重要因素。综上，不同规模、不同电源结构的发电企业，经营分化或将加剧。我国正在逐步建立以新能源为主的新型电力系统。分电源来看，火电燃煤成本压力仍较大，机组灵活性尚待提升，存在盈利下滑风险，尤其是中小型、区域性火电企业未来将加速出清；风电、光伏等新能源前景乐观，但补贴全面退坡也考验其成本控制能力，水电、核电行业格局则相对稳定。总体来看，电力企业在可再生能源上具备先发优势十分重要。债务负担较轻、新能源板块发展较优的大型国企、央企发电集团有跨周期的长期发展空间。对于以火电为主的发电企业，需关注成本控制压力和债务负担加重的风险。40.5%54.2%5.3%中核集团中广核集团其他01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00020102011201220132014201520162017201820192020（小时）水电火电核电风电免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。12固收研究电力行业发债情况概述存续电力发债主体以AAA级央企为主。截至2021年10月11日，电力行业存量发债主体为91家，其中央企、地方国企、民企分别为58家、29家、4家。从评级来看，各主体评级均在AA级及以上，其中AAA级存量发债主体有59家，占比为64.84%。电力行业存续信用债余额共计为19,314.98亿元，其中，AAA级央企发债余额为17,224.87亿元，占全部债券余额的91.56%。图表21：电力行业发债主体以AAA级央企为主图表22：AAA级央企发债余额占比超9成注：数据统计截至2021年10月11日。资料来源：Wind，华泰研究注：数据统计截至2021年10月11日。资料来源：Wind，华泰研究存量债券剩余期限集中在0-1年、1-3年。截至2021年10月11日，在电力企业存量债券中，行权剩余期限在0-1年、1-3年的债券余额分别为7,431.21亿元、9,317.65亿元，占比分别为38.47%、48.24%。图表23：电力行业存量债券行权剩余期限集中分布于0-1年、1-3年注：数据统计截至2021年10月11日。资料来源：Wind，华泰研究21年11-12月电力行业债券到期规模较大。截至2021年10月11日，以行权到期日预计的21年11月、12月电力企业债券到期量分别为831.7亿元、844亿元，债券到期规模较大，为近期偿债高峰期。010203040506070中央国有企业地方国有企业民营企业（家）AAAAA+AA02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,00018,00020,000AAAAA+AA（亿元）中央国有企业地方国有企业民营企业01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,000(0,1](1,3](3,5](5,10]>10债券余额（亿元）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。13固收研究图表24：21年11-12月期间，电力企业债券到期规模较大注：数据统计截至2021年10月11日。资料来源：Wind，华泰研究电力行业AA+级主体信用利差较AAA级主体高出40-130BP。我们以电力企业债券中债估值收益率与同期限中债国开债收益率的差值计算信用利差。以2021年10月11日为统计时点，AAA级债券主体各期限债券信用利差均值普遍低于50BP，AA+级主体信用各期限债券信用利差在90BP以上。债券剩余期限在0-0.5年、0.5-1年、1-3年、3-5年的AA+级主体信用利差均值较AAA级主体分别高出44.94BP、132.20BP、81.52BP和92.90BP。图表25：电力行业存量债券信用利差情况剩余期限区间AAAAA+AA(0,0.5]49.9394.8757.82(0.5,1]40.53172.73-(1,3]39.89121.41106.93(3,5]42.42135.32-(5,7]47.47--(7,10]43.33-->1043.69--注：利差数据统计时点为2021年10月11日，统计样本为无担保、非永续公募债。资料来源：Wind，华泰研究010020030040050060070080090021-1121-1222-0122-0222-0322-0422-0522-0622-0722-0822-0922-1022-1122-12（亿元）未来债券到期规模免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。14固收研究电力发债主体信用资质分析发电企业的经营竞争力取决于背景、规模、电源结构和发电效率。其一，电力行业为公用事业子行业，股东背景雄厚的发电企业，在燃料供应、新能源资源获取、资金融通等方面能够获得有力支持；其二，现存规模反映了电力企业的资金实力、行业地位。装机规模较大的企业，更有能力进行机组节能改造和发展清洁能源，对上下游议价能力也更强，有利于抵御煤价电价波动等市场风险；其三，电源结构中清洁能源占比较高的发电企业，在电力清洁化趋势下竞争优势凸显，相较于以火电为主的企业，转型压力小、盈利空间大；其四，电力行业属于重资产行业，投资支出高且回收期长，发电机组效率越高，越有利于电力企业管控成本、保障盈利。对此，在经营层面，可关注发电企业的股东背景、装机规模与结构、发电设备利用小时数，以及发电上网情况。对于火电企业，还可关注其煤炭资源控制力、供电煤耗。在财务层面，需重点关注发电企业的盈利水平、杠杆水平和长期偿债能力。本文选取71家存续发债的发电企业进行分析，以AAA级央企集团与集团子公司为主。71家样本发债主体包括46家央企、25家地方国企，其中AAA、AA+、AA级主体分别为49家、16家、6家。1）直属于国资委的大型央企集团，包括五大发电集团、三峡集团、中核集团、中广核集团和国家开发投资集团9家主体；2）央企集团下属子公司，例如华润电力、国投电力等大型央企的电力运营主体，中广核风电、龙源电力等发电集团的细分板块运营主体，或大唐河南、华电江苏等区域性子公司，合计37家；3）地方国有发电集团，例如京能集团、浙能集团、广东省能源集团等，合计14家；4）地方国企集团的子公司，例如京能清洁能源、皖能电力、晋控电力等，合计11家。图表26：71家样本发电企业中，AAA级央企为37家，占比52.1%资料来源：Wind，华泰研究经营层面：央企集团综合优势明显，地方电企分化程度相对较大股东背景方面，国家能源集团等大型央企集团股权高度集中、京能集团等6家地方发电集团由省级国资委直接/间接全资控股。截至2021年9月27日，在9家央企集团发债主体中，国家能源集团、国家电投等5家主体由国务院国资委100%持股，其余主体第一大股东持股比例均超80%，股权高度集中。37家央企集团子公司中，华电福新、华润电力等10家主体为所属集团100%直接控股的子公司，部分主体由于上市导致股权相对分散。地方国有发电集团中，京能集团等6家主体由省级国资委直接或通过两层股权结构间接全资控股。少数非上市地方国企的国有大股东持股比例较低，或省级国资委虽为实际控制人，但仅通过多层股权控制，此类主体的股东支持力度可能较弱。0510152025303540AAAAA+AA（家）地方国有企业中央国有企业免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。15固收研究图表27：大型央企集团、部分地方国有发电集团股权高度集中主体名称20年总资产（亿元）主体评级公司属性第一大股东第一大股东持股比例（%）备注国家能源集团17,880.8AAA央企国务院国资委100-国家电投13,241.4AAA央企国务院国资委100-三峡集团9,699.7AAA央企国务院国资委100-中核集团9,122.6AAA央企国务院国资委100-大唐集团7,965.6AAA央企国务院国资委100-京能集团3,285.7AAA地方国企北京国有资本经营管理中心100北京市国资委两层股权全资控制四川能投1,856.3AAA地方国企四川发展(控股)有限责任公司100四川省国资委两层股权全资控制甘电投796.8AA+地方国企甘肃省国有资产投资集团有限公司100甘肃省国资委两层股权全资控制皖能集团559.3AAA地方国企安徽省国资委100-国际能源537.8AA+地方国企山西省国有资本投资运营有限公司100山西省国资委两层股权全资控制蒙发投436.7AA+地方国企内蒙古自治区国资委100-华电福新1,607AAA央企福建华电福瑞能源发展有限公司100华电集团新能源电力资产整合平台华润电力1,144AAA央企华润电力控股有限公司100华润集团下属境内发电业务平台大唐四川公司440AA+央企中国大唐集团有限公司100中国大唐集团子公司国网综能服务集团399AA+央企国家电网公司100国家电网子公司大唐河南335AAA央企中国大唐集团有限公司100中国大唐集团子公司大唐山东290AA+央企中国大唐集团有限公司100中国大唐集团子公司国电山东234AAA央企国家能源投资集团有限责任公司100国家能源投资集团子公司大唐山西214AA+央企中国大唐集团公司100中国大唐集团子公司国能江苏181AAA央企北京国电电力有限公司100国家能源投资集团下属公司国电福建81AA+央企国家能源投资集团有限责任公司100国家能源投资集团子公司注：第一大股东名称与持股比例数据统计时点为2021年9月27日。资料来源：Wind，华泰研究装机规模方面，五大发电集团综合优势明显，广东省能源集团、浙能集团等火电装机规模较大，三峡集团水电装机大幅领先。在五大发电集团中，国家能源投资集团20年控股装机容量最高，为25,713.1万千瓦，大唐集团最低为14,870.59万千瓦。火电方面，除五大发电集团及其核心子公司外，地方发电集团中广东省能源集团火电装机规模最大，为3,197.59万千瓦，其次为浙能集团和京能集团，多数地方国企火电装机在150-850万千瓦；水电方面，三峡集团20年水电装机容量达6,573.24万千瓦，其上市子公司长江电力水电装机容量达4,559.5万千瓦，其余样本主体水电装机在3,000万千瓦以下。风电、光伏、核电方面，中广核20年境内外装机规模合计为7,478.9万千瓦，五大集团中国家电投、国家能源集团非水清洁能源装机规模较大，而样本中区域性电企的新能源装机规模普遍低于700万千瓦。图表28：五大发电集团中，国家能源集团总装机规模最高，国家电投清洁能源装机规模最大资料来源：Wind，公司公告，华泰研究05,00010,00015,00020,00025,00030,000国家能源集团华能集团国家电投华电集团大唐集团火电水电非水清洁能源（万千瓦）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。16固收研究图表29：部分发电企业装机规模一览主体名称企业属性可控/控股装机容量（万千瓦）火电（万千瓦）水电（万千瓦）风电（万千瓦）光伏（万千瓦）核电（万千瓦）其他（万千瓦）其他备注三峡集团央企8760.394636573.241009.26714.890--中广核央企7478.90---2714.24764.7境内非核/境外新能源长江电力央企4559.504559.5000--广东省能源集团地方国企3650.523197.69233.68--0219.15风电/光伏浙能集团地方国企3429.113140.2584.6528.27175.970--京能集团地方国企29002262---0638水电/风电/其他资料来源：Wind，公司公告，华泰研究电源结构方面，国家电投、三峡集团等新能源装机占比较高，地方发电企业装机结构比较单一。在五大发电集团中，国家电投20年清洁能源装机占比达到52%，其中非水清洁能源装机占比为38%，在新能源布局上有明显优势。此外，三峡集团水电占比达75%，风电、光伏合计占比20%。中广核、中核集团等10家主体20年非水清洁能源装机占比达到100%。在其他央企中，华润电力、国能江苏等8家主体火电装机占比在90%以上。地方电力企业装机结构多以火电为主，京能清洁能源、四川能投等少数中小型企业清洁能源装机占比较高，整体来看，地方电力企业装机结构比较单一。图表30：主要央企集团20年装机结构图表31：华润电力等8家央企20年火电装机占比在90%以上资料来源：Wind，公司公告，华泰研究资料来源：Wind，公司公告，华泰研究图表32：中广核、中核集团等10家样本主体20年非水清洁能源装机占比为100%主体名称火电（%）水电（%）风电（%）光伏（%）核电（%）其他（%）其他备注大唐新能源0091900少量瓦斯发电中国核电00714790中广核00003664境内非核/境外新能源中核集团00715780华能新能0091900中广核风电00100000国网综能服务集团00000100生物质能发电广东省电力开发公司00010000川能动力0097300中广核电力0026114221海外新能源资料来源：Wind，评级报告，华泰研究0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%国家能源集团华能集团华电集团大唐集团国家电投三峡集团中广核中核集团火电水电非水清洁能源0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%华润电力国能江苏华电江苏国电山东国电福建长源电力大唐山西北方电力火电水电风电光伏核电其他免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。17固收研究图表33：样本地方发电企业中，四川能投等6家主体火电占比低于50%主体名称20年总资产（亿元）20年控股装机容量（万千瓦）火电占比（%）水电占比（%）非水清洁能源占比（%）四川能投1856196.8504951京能清洁能源7051086.0743453甘肃电投190263.9706436川能动力9276.9200100广东省电力开发公司82101.28200100紫坪铺507601000资料来源：Wind，评级报告，华泰研究发电效率方面，不同区域、不同电源结构样本企业发电设备平均利用小时数差异较大。发电设备利用小时数与电源结构、区域电力需求、电网容量相关。火电方面，国电福建、蒙发投等7家样本主体20年火电设备平均利用小时数在5000小时以上，华电云南、桂冠电力20年火电设备平均利用小时数低于3000小时；水电方面，三峡集团、国投电力及其子公司20年水电利用小时数较高，位于广西的广投能源、位于四川的紫坪铺水电利用小时数也在5000小时以上；风电、光伏受自然条件限制，利用小时数显著较低，在数据可得的样本企业中，广州发展20年风电利用小时最高为2,561小时，甘电投20年光伏利用小时最高为1,754小时。核电方面，中核集团、中广核2020年核电发电设备平均利用小时数超过7000小时。图表34：部分样本企业发电设备平均利用小时一览主体名称可控/控股装机容量平均发电设备利用小时数火电（小时）水电（小时）风电（小时）光伏（小时）核电（小时）三峡集团8760.39-3863三峡电站：4998.66；葛洲坝电站：7064.34；溪洛渡电站：5152.97；向家坝电站：5748.81--中广核7478.9-----7309国投电力3182.684774.064647.565277.392266.811434.45-中核集团2594.69-----7621华电福新2288.75-5118229421481450-雅砻江流域公司14705269-5269---桂冠电力1187.913445276735941769--华电云南953.65-283846872199--晋控电力900.0143395102----国能江苏85851395139----甘电投741.37-4665461919101754-蒙发投581.6849845435-2412--广州发展500.19-3887-25611072-大唐山西496.05-5332.42-1702.061195.49-国电福建330.25399.785557.222423.412338.74--广投能源244.975277来宾A厂5054，来宾B厂5135，北海发电56945242---紫坪铺765204-5204---资料来源：Wind，评级报告，华泰研究发电上网方面，一半样本企业20年上网比率超过94%。在数据可得的61家样本企业中，2020年上网电量/发电量的比率中位数为94.50%。其中，长江电力上网比率最高为99.45%，国家电投上网比率最低为77.14%。整体来看，以水电为主的发电企业，上网比率相对较高。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。18固收研究图表35：2020年上网比率排名前10的样本企业均以水电装机为主资料来源：Wind，评级报告，华泰研究国家能源集团等11家样本企业拥有控股煤炭产能，华电江苏、国电江苏等20年供电单位煤耗较低。在71家样本发债主体中，国家能源集团通过中国神华拥有煤炭核定产能5.5亿吨/年，对煤炭资源的控制力显著高于其他主体。此外，华能集团、国家电投、华电集团、大唐集团2020年控股煤炭产能分别为8,500万吨/年、8,430万吨/年、6,500万吨/年。供电煤耗方面，在数据可得的发债主体中，华电江苏、国能江苏等16家主体20年供电单位煤耗低于300克/千瓦时。在五大发电集团中，华电集团20年供电单位煤耗最低为295.21克/千瓦时。图表36：国家能源集团可控煤炭产能显著高于其他主体图表37：华电江苏20年供电单位煤耗最低资料来源：Wind，评级报告，华泰研究资料来源：Wind，评级报告，华泰研究010203040506070809010096.597.097.598.098.599.099.5100.0长江电力雅砻江流域公司紫坪铺华能水电大唐四川公司久隆公司甘肃电投桂冠电力华电云南国网新源（%）（%）上网比率水电装机占比（右）010,00020,00030,00040,00050,00060,000国家能源集团华能集团国家电投华电集团大唐集团北方电力京能集团山西国际电力集团内蒙华电蒙发投山西国际能源（万吨/年）全资/控股煤炭产能230240250260270280290300国家电投国电电力国投电力华能集团华电集团京能集团平海电厂华润电力大唐发电大唐山东华能国际华电国际大唐山西上海电力国能江苏华电江苏供电单位煤耗（克/千瓦时）免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。19固收研究财务层面：关注盈利、杠杆与长期偿债能力以清洁能源为主的发电企业销售毛利率高于火电企业，平海电厂、长江电力等ROA较高。从2018-2020年三年平均毛利率来看，71家样本主体中平均毛利率最高的是雅砻江流域公司，为67.07%，最低的是四川能投，为6.76%。整体来看，以清洁能源为主的发电企业，其销售毛利率的平均水平显著高于火电企业；从2018-2020年三年平均ROA来看，平海电厂、长江电力平均ROA高于11%，广东省电力开发公司平均ROA低于2%，部分企业存在毛利率高但净利率低的现象。图表38：雅砻江流域、长江电力等18-20平均销售毛利率较高图表39：平海电厂、长江电力18-20平均ROA高于10%资料来源：Wind，华泰研究资料来源：Wnd，华泰研究华能集团、国家能源集团20年资产减值损失规模较大，蒙发投、甘电投20年资产减值损失占营业利润比重较高。电力企业资产以固定资产、在建工程等非流动资产为主，受政策淘汰落后产能、发电小时数下降或煤价上行导致项目收益不及预期等因素影响，发电企业可能计提大额资产减值损失，对盈利稳定性造成不利影响。在71家样本企业中，华能集团、国家能源集团20年资产减值损失超过100亿元。甘电投、蒙发投资产减值损失占营业利润比重超过100%。图表40：华能集团20年资产减值损失规模超170亿元图表41：甘电投、蒙发投资产减值损失占营业利润比重超100%资料来源：Wind，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究样本电力企业杠杆水平分化明显，负债结构以长债为主。71家样本发债主体20年末资产负债率的平均值为62.15%，其中乌江水电等3家主体20年末资产负债率超过80%，国能江苏、皖能集团20年末资产负债率低于40%，不同主体间杠杆水平差异较大。按公司属性来看，央企、地方国企资产负债率的均值分别为64.3%、58.2%，央企平均杠杆水平要高于地方国企。债务结构方面，样本企业大多以长期债务为主，仅恒运集团等4家主体长期债务占总债务的比重低于50%。01020304050607080雅砻江流域公司长江电力久隆公司三峡能源紫坪铺（%）平均销售毛利率02468101214平海电厂长江电力国电福建国能江苏桂冠电力（%）平均ROA020406080100120140160180华能集团国家能源集团华电集团国家电投华能国际（亿元）2020年资产减值损失规模050100150200250300350蒙发投甘电投北方电力四川能投华能集团（%）2020年资产减值损失/营业利润占比免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。20固收研究图表42：乌江水电、晋控电力等20年末资产负债率较高图表43：恒运集团等4家主体债务结构以短债为主资料来源：Wind，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究偿债指标方面，国电山东、国能江苏等EBITDA和经营现金流对利息保障程度较高，四川能投、广州发展电力集团等现金短债比较高。我们以EBITDA利息保障倍数、经调整经营性现金流量净额/总债务两项指标来衡量发债主体的长期偿债能力。国电山东、国能江苏20年EBITDA利息保障倍数分别为17.21、15.99，经调整后经营性现金流量净额/总债务分别为0.52、1.37，在样本主体中排名前两位；短期流动性指标方面，四川能投、广州发展电力集团现金短债比高于2。图表44：国电山东、国能江苏EBITDA利息保障倍数较高图表45：四川能投、广州发展电力集团现金短债比高于2资料来源：Wind，华泰研究资料来源：Wind，华泰研究666870727476788082848688乌江水电晋控电力大唐山东久隆公司蒙发投北方电力华电福新国家电投上海电力大唐河南（%）2020年末资产负债率0102030405060长江电力晋控电力国能江苏恒运集团（%）2020年长期债务/总债务占比0.00.20.40.60.81.01.21.41.602468101214161820国电山东国能江苏国电福建平海电厂广州发展电力集团2020年EBITDA利息保障倍数2020年经调整CFO/总债务（右）0.00.51.01.52.02.5四川能投广州发展电力集团川能动力国网综能服务集团深圳能源2020年现金短债比免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。21固收研究结论与投资建议电力行业作为公用事业子行业的特殊性决定了行业保持整体稳定。我国电力供需总体平衡，电力行业受政府严格管控，且属于资金、技术密集型行业，进入壁垒很高。目前，五大发电集团在装机规模、电源结构、发电上网等方面均处于领先地位，三峡集团、中广核集团和中核集团也分别在水电、核电行业有明显优势。整体来看，电力行业以大型央企为主导的竞争格局仍将延续。作为减碳主战场，电力行业在“3060”双碳目标下将加速建设以新能源为主的新型电力系统，但与此同时，供给端的不稳定性也有所增加，局部供需矛盾凸显。近年来我国风电、光伏装机规模占比不断上升，火电装机占比持续下降。第三产业用电、居民用电占比的上升导致电力需求端“尖峰化”特征更加明显。由于新能源发电不稳定、储能技术水平限制、电力市场化机制尚待完善等因素的影响，转型中的电力供给端对需求端适应不足，局部供需矛盾凸显，近期多省市采取有序用电、错峰限电措施，也反映了短时电力供应紧张的现实。面对行业改革与结构性供需矛盾，发电企业分化或将加剧。清洁化、市场化是电力行业的发展趋势，在改革过程中，不同电源景气度将有所分化。火电企业面临的经营风险最大。一方面，清洁能源的挤占可能导致火电机组利用率下降、盈利下滑，火电亟需转换在电力系统中的定位，发挥备用调峰的支撑作用。另一方面，煤价波动仍是影响火电盈利的关键因素。若未来煤价中枢上行，火电企业盈利将进一步承压。因此，建议对装机结构单一的中小型、区域性火电企业，以及火电占比较高、债务负担较重的企业维持谨慎，盈利下行可能带来利差上行风险。另外2021年由于煤价整体上行较多，火电企业年报或承压，亏损或带来行业利差走阔。清洁能源方面，在供给侧新能源装机规模仍有上升空间，补贴退坡促进行业优胜劣汰。随着技术发展，风电、光伏成本呈下降趋势，有利于新能源发电企业控制成本。在需求侧，为适应电源结构的转型，预计将实施区分度更高的分时电价机制，终端销售电价可能会有所提升，以缓解局部供需失衡、保障电网安全，这有利于发电企业提升盈利。此外，碳市场、绿证交易等辅助市场的完善，也使得发电企业盈利来源趋于多元化。因此，建议关注电源类型多样、新能源板块发展较优的大型头部央企国企的中长期投资机会。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。22固收研究图表46：报告提及公司信息公司名代码公司名代码中核集团非上市大唐发电601991CH中广核集团非上市中国核电601985CH国家电投非上市中国神华601088CH华能集团非上市长江电力600900CH三峡集团非上市国投电力600886CH国家开发投资集团非上市内蒙华电600863CH华润电力非上市桂冠电力600236CH中广核风电非上市广州发展600098CH大唐河南非上市华能水电600025CH华电江苏非上市上海电力600021CH京能集团非上市华能国际600011CH浙能集团非上市大唐新能源1798HK广东省能源集团非上市龙源电力0916HK国家能源集团非上市京能清洁能源0579HK大唐集团非上市中广核电力003816CH四川能投非上市长源电力000966CH甘电投非上市甘肃电投000791CH皖能集团非上市晋控电力000767CH国际能源非上市皖能电力000543CH蒙发投非上市恒运集团000531CH华电福新非上市川能动力000155CH大唐四川公司非上市深圳能源000027CH国网综能服务集团非上市大唐山东非上市国电山东非上市大唐山西非上市国能江苏非上市国电福建非上市华电集团非上市北方电力非上市中广核非上市华能新能非上市广东省电力开发公司非上市资料来源：Bloomberg，华泰研究风险提示需求下行风险。目前国内外经济形势复杂严峻，经济下行压力较大，中下游用电量增速可能下滑。改革不及预期风险。目前我国电力市场化交易规模仍有待提升，电力现货市场建设处于初级阶段，电力系统灵活性仍不足。若未来电力市场化改革的推进速度不及预期，导致电力价格不能很好地反映供电成本，可能导致电力供需矛盾更加突出。煤价上行风险。受疫情和国际形势影响，煤炭进口供给受限，国内去产能、安全生产、环保、涉煤反腐等因素也限制煤矿超产意愿。若未来煤价进一步上涨，不仅会扩大火电企业亏损面，还将加剧供电不稳定性，导致电力系统转型受阻。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。23固收研究免责声明分析师声明本人，张继强，兹证明本报告所表达的观点准确地反映了分析师对标的证券或发行人的个人意见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由华泰证券股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。本报告仅供本公司及其客户和其关联机构使用。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告所载的意见、评估及预测仅反映报告发布当日的观点和判断。在不同时期，华泰可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。同时，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。以往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰不保证本报告所含信息保持在最新状态。华泰对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。华泰及作者在自身所知情的范围内，与本报告所指的证券或投资标的不存在法律禁止的利害关系。在法律许可的情况下，华泰可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，为该公司提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务或向该公司招揽业务。华泰的销售人员、交易人员或其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。华泰没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。华泰的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。投资者应当考虑到华泰及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。有关该方面的具体披露请参照本报告尾部。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布的机构或人员，也并非意图发送、发布给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并需在使用前获取独立的法律意见，以确定该引用、刊发符合当地适用法规的要求，同时注明出处为“华泰证券研究所”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。本公司保留追究相关责任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。中国香港本报告由华泰证券股份有限公司制作,在香港由华泰金融控股（香港）有限公司向符合《证券及期货条例》及其附属法律规定的机构投资者和专业投资者的客户进行分发。华泰金融控股（香港）有限公司受香港证券及期货事务监察委员会监管，是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。在香港获得本报告的人员若有任何有关本报告的问题,请与华泰金融控股（香港）有限公司联系。免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。24固收研究香港-重要监管披露华泰金融控股（香港）有限公司的雇员或其关联人士没有担任本报告中提及的公司或发行人的高级人员。有关重要的披露信息，请参华泰金融控股（香港）有限公司的网页https://www.htsc.com.hk/stock_disclosure其他信息请参见下方“美国-重要监管披露”。美国在美国本报告由华泰证券（美国）有限公司向符合美国监管规定的机构投资者进行发表与分发。华泰证券（美国）有限公司是美国注册经纪商和美国金融业监管局（FINRA）的注册会员。对于其在美国分发的研究报告，华泰证券（美国）有限公司根据《1934年证券交易法》（修订版）第15a-6条规定以及美国证券交易委员会人员解释，对本研究报告内容负责。华泰证券（美国）有限公司联营公司的分析师不具有美国金融监管（FINRA）分析师的注册资格，可能不属于华泰证券（美国）有限公司的关联人员，因此可能不受FINRA关于分析师与标的公司沟通、公开露面和所持交易证券的限制。华泰证券（美国）有限公司是华泰国际金融控股有限公司的全资子公司，后者为华泰证券股份有限公司的全资子公司。任何直接从华泰证券（美国）有限公司收到此报告并希望就本报告所述任何证券进行交易的人士，应通过华泰证券（美国）有限公司进行交易。美国-重要监管披露分析师张继强本人及相关人士并不担任本报告所提及的标的证券或发行人的高级人员、董事或顾问。分析师及相关人士与本报告所提及的标的证券或发行人并无任何相关财务利益。本披露中所提及的“相关人士”包括FINRA定义下分析师的家庭成员。分析师根据华泰证券的整体收入和盈利能力获得薪酬，包括源自公司投资银行业务的收入。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或不时会以自身或代理形式向客户出售及购买华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）华泰证券研究所覆盖公司的证券/衍生工具，包括股票及债券（包括衍生品）。华泰证券股份有限公司、其子公司和/或其联营公司,及/或其高级管理层、董事和雇员可能会持有本报告中所提到的任何证券（或任何相关投资）头寸，并可能不时进行增持或减持该证券（或投资）。因此，投资者应该意识到可能存在利益冲突。评级说明投资评级基于分析师对报告发布日后6至12个月内行业或公司回报潜力（含此期间的股息回报）相对基准表现的预期（A股市场基准为沪深300指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普500指数），具体如下：行业评级增持：预计行业股票指数超越基准中性：预计行业股票指数基本与基准持平减持：预计行业股票指数明显弱于基准公司评级买入：预计股价超越基准15%以上增持：预计股价超越基准5%~15%持有：预计股价相对基准波动在-15%~5%之间卖出：预计股价弱于基准15%以上暂停评级：已暂停评级、目标价及预测，以遵守适用法规及/或公司政策无评级：股票不在常规研究覆盖范围内。投资者不应期待华泰提供该等证券及/或公司相关的持续或补充信息免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。25固收研究法律实体披露中国：华泰证券股份有限公司具有中国证监会核准的“证券投资咨询”业务资格，经营许可证编号为：91320000704041011J香港：华泰金融控股（香港）有限公司具有香港证监会核准的“就证券提供意见”业务资格，经营许可证编号为：AOK809美国：华泰证券（美国）有限公司为美国金融业监管局（FINRA）成员，具有在美国开展经纪交易商业务的资格，经营业务许可编号为：CRD#:298809/SEC#:8-70231华泰证券股份有限公司南京北京南京市建邺区江东中路228号华泰证券广场1号楼/邮政编码：210019北京市西城区太平桥大街丰盛胡同28号太平洋保险大厦A座18层/邮政编码：100032电话：862583389999/传真：862583387521电话：861063211166/传真：861063211275电子邮件：ht-rd@htsc.com电子邮件：ht-rd@htsc.com深圳上海深圳市福田区益田路5999号基金大厦10楼/邮政编码：518017上海市浦东新区东方路18号保利广场E栋23楼/邮政编码：200120电话：8675582493932/传真：8675582492062电话：862128972098/传真：862128972068电子邮件：ht-rd@htsc.com电子邮件：ht-rd@htsc.com华泰金融控股（香港）有限公司香港中环皇后大道中99号中环中心58楼5808-12室电话：+852-3658-6000/传真：+852-2169-0770电子邮件：research@htsc.comhttp://www.htsc.com.hk华泰证券（美国）有限公司美国纽约哈德逊城市广场10号41楼（纽约10001）电话：+212-763-8160/传真：+917-725-9702电子邮件:Huatai@htsc-us.comhttp://www.htsc-us.com©版权所有2021年华泰证券股份有限公司