中国电力行业 | 煤电企业趋于逐渐复苏但困难犹存
扫码前往手机查看或分享
未来12-18个月中国燃煤发电企业将从高煤价环境中逐渐复苏,但可再生能源投资的增长将使其杠杆率继续承压。不过,该风险被以下因素部分抵消:(1)更灵活的电价调整机制;(2)电力需求增长;(3)可再生能源占比的上升降低了燃料成本的波动性。此外,大部分受评发行人为大型国企,鉴于其在可再生能源扩张方面的关键作用,这些企业对中国能源安全和碳减排计划具有较高的战略重要性,必要时将获得政府的特殊支持。

过去1-2年国内动力煤价处于上行趋势,由于成本没法完全转嫁至终端客户,煤电企业的盈利能力受到削弱。不过,随着煤炭产量以及长期合同煤供应的比例上升,我们预计未来1-2年实际煤价将回落,从而会缓解煤电行业压力。

最新电价机制和原有机制相比调整的灵活性更高,但无法完全抵消高煤价的影响。持续执行该机制是在中期内放开批发电力市场的重要一步。

我们预计,2022-2024年全国电力需求年增速仍为 3%-5%,从而支持同期全国煤电利用率略低于2021年、但高于2016-2021年的平均水平。

为了满足“十四五”规划中的碳减排目标,中国必须大量增加可再生能源装机容量。受评煤电企业发行人均为大型国有发电企业,将担负其中大部分责任。因此,我们预计其2022-2024年年均资本支出总额将较2018-2020年增长70%以上,从而将加大杠杆率压力。

该行业面临的挑战(包括高煤价)可能会逐渐缓和,但高杠杆仍将是发行人个体信用状况的一个重要特征。多数受评发行人对中国能源安全和碳减排计划具有较高的战略重要性,因而将获得政府较强的特殊支持。因此,我们预计这些企业在短期困境中能够维持运营,2022年信用质量依然疲弱,但2023-2024年将随着运营环境的缓和而逐渐复苏。

我们预计2022年平均煤价与去年相比仍将居高不下,但2023和2024年将逐渐回落,因为国内煤炭供应将随着产能扩张而缓解。
过去1-2年国内动力煤价(包括现货价和长期合同价)一直处于上行趋势(图表2),推动因素包括电力需求增长超预期、国内煤炭供应紧张、全球大宗商品价格总体趋于上升以及近来的高温天气。

尽管煤价高企,但国内现货煤价仍显著低于澳大利亚等亚太地区其他产煤国,主要原因在于继俄罗斯煤炭遭制裁之后发展中国家对优质动力煤的需求上升。此外,进口煤仅占中国国内消费量的5%左右。因此,国产煤与进口煤之间的高价差对中国现货煤价走势的影响有限。
为了应对煤价上涨,政府过去12-18个月里出台了支持煤电行业的多项政策(图表3)。

尽管政府采取了多项举措,但煤价依然居高不下。尤其是,国内某些地区当前的动力煤现货价仍处于其合理上限之外,意味着当前价格控制措施的效果有限。此外,与高煤价造成的高额运营亏损相比,政府向电力企业提供的直接财务支持规模较小。
鉴于10家受评发行人的燃煤电厂位于国内不同地区,其预期煤炭采购价存在差异。影响实际煤价的其他因素还包括长期煤炭供应合同和进口煤敞口。很多受评发行人正在增加其煤炭采购结构中的长期供应占比以降低煤炭成本,因为长期合同下的煤价通常低于现货价。此外,部分大型发电企业有一定的采矿资产,可部分抵消煤电业务的盈利压力。
但是,对煤电行业而言,高煤价仍将是短期内面临的重大挑战。鉴于缺少有效和充分的成本转嫁机制,2022年高煤价将削弱煤电企业的盈利能力并令其信用质量承压,但我们预计煤电企业的信用质量在2023-2024年将随着煤价从2021-2022年水平逐渐回落而有所改善。
同时,市场困境凸显出大型国有发电企业承担的政策职责,它们需要在高燃料成本之下确保国家能源供应。因此,我们预计如果发电企业在陷入困境时无法维持运营,政府将会提供特殊支持。
2021年10月,国家发改委发布了《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,针对市场交易电力销售,旨在保障电力供应的稳定性并进一步放开批发煤电市场(图表4)。该通知的核心是扩大市场交易电价浮动范围,从原机制下不超过基准燃煤电价的10%扩大至20%。高耗能企业的市场交易电价不受上浮20%限制。

一般而言,通过市场交易电价机制确定的电价在基准上网电价基础之上有一定折扣,而基准上网电价由中央政府监管。煤电企业参与市场化电力交易的诱因包括:政府要求减少以基准上网电价出售的发电量的占比;优先于燃煤发电上网的可再生能源提高市场竞争;尽管实际上网电价较低,但在该机制下的增量电力销售可带来更多的现金流。不过,由于煤价高企,2021和2022年上半年某些市场化交易电力的实际电价高于基准上网电价。鉴于煤价继续维持在高位,我们预计该定价趋势将会持续。
从近期来看,发改委的通知若得到有效执行,将对煤电行业有正面信用影响。具体而言,扩大煤电市场交易价格浮动范围将引导实际上网电价上行,并将缓解该行业在高煤价之下的盈利压力。
但考虑到煤价涨幅,上网电价上调至完全抵消煤价上涨影响的可能性不大。此外,非市场化电力交易机制下所售电力的上网电价不受影响,仍按原基准上网电价执行。当煤价进一步回落至历史水平时,煤电行业可能仍需更多时间才能恢复以往盈利能力。
不过,作为政府进一步放开批发电力市场的政策举措的一部分,2022年上半年部分受评发行人的市场交易电价占比显著提高。我们预计2022年受评发行人的这一占比将从2021年的35%-90%提高至65%-90%。2022年之后,市场交易电量有望继续在受评发行人总售电量中占较大比重,从而令更多售电价格高于基准上网电价。
目前,许多受评发行人能够将其大部分市场化交易电价提高至超出基准电价近20%的水平。但如果煤价未来从当前的高位回落,我们预计发电能力过剩地区的实际市场交易电价可能会低于基准电价的最高上浮幅度。
从中期来看,已公布的相关政策将是有序开放批发煤电市场的又一步。若得到全面执行,电价调整的灵活性将提高,从而及时反映发电成本和终端客户需求的波动,这将对煤电行业(尤其是运营效率更高、规模更大的企业)具有正面信用影响。
过去1-2年电力需求波动
过去两年中国电力需求出现一定波动。由于受疫情冲击,2020年上半年电力需求较弱,但随着经济总体回暖,2020年下半年和2021年上半年电力需求逐步改善。2021年下半年,受降低能源使用强度、碳减排和保障能源供应充足的目标驱动,中国政府在部分省份(特别是高耗能行业)实施拉闸限电,电力需求增长因此有所放缓。
2022年上半年电力需求增速进一步放缓(图表5),主要原因包括主要城市持续执行严格的疫情防控政策、房地产行业疲软导致经济增长放缓以及地缘政治局势存在不确定性。但是,受炎热天气影响,2022年6-8月电力需求回升。
因此,中国电力需求增长率从2020年的约3.1%提高至2021年的10.3%左右,但2022年前9个月回落至4.0%左右。我们预计2022-2024年电力需求年增速将从2021年的高位降至个位数中低段,主要原因是防疫相关政策和房地产业持续疲软导致整体经济增长放缓。

自8月初以来,一些省份采取了限电措施,主要是因为酷热大大增加了居民用电需求。特别是四川情况最为严重,主要原因包括:(1)该省电力需求增长强劲(2022年1-7月同比增长8.5%,增速在国内各省市排第4位);(2)降雨量少,水力发电量少。这构成了重大挑战,因为四川80%以上的发电量为水电,并且其中40%左右的电力输送至华东地区。
不过,我们预计不会再次出现去年大规模严重停电的情况,主要是因为短期强劲的电力需求主要来自极端高温地区的居民用户。停电和其他主要清洁能源的供应减少进一步说明了为保障国家电力供应稳定,煤电作为当前“主导”电源的战略重要性。这将支持市场化煤电交易机制的继续实施,使电价调整更加灵活,成本能够及时有效转嫁。
未来1-2年煤电利用率将保持韧性
与同期实际GDP增长预测相比,我们预计2022-2024年电力需求年增长率在3%-5%之间(见图表6)。基于该需求增长预测,以及预期的可再生能源发电和煤电扩张,2022-2024年的煤电平均利用小时数将略低于2021年水平,但高于2016-2021年的平均水平。

今年下半年,我们预计继续坚持“动态清零”政策将制约经济复苏,因为潜在的封控措施会继续干扰经济活动并削弱消费者和企业的信心和支出。虽然政府已出台一系列支持措施,但我们预计2022年中国GDP增速仍将大幅放缓。
我们仍预计2022年和2023年对经济增长放缓的政策关注度将增强。从更长期来看,我们预计中国经济增速仍将高于多数发达经济体和发展中国家。
中国已设定2030年碳达峰和2060年碳中和的目标。为实现上述目标,政府设定了各种“过渡”目标。具体而言,根据政府“十四五”规划,到2025年,非水电可再生能源在中国总发电量中的占比将从2020年的11%左右提高到18%左右。
我们预计风能和太阳能将是实现2025年可再生能源发电目标的主要能源来源,原因是其发电成本低于煤电(图表7)。

基于“十四五”规划提出的2021-2025年3%-5%的年均需求增长目标,我们预计中国平均每年需新增约100GW的可再生能源发电装机容量,与2021年新增水平基本一致,但略低于2020年。

不过,实际新增可再生能源装机容量可能高于“十四五”规划目标。例如,虽然因疫情采取封控措施,但2022年前8个月中国风电和光伏发电行业总投资仍比2021年增长了26%。我们目前假设2022-2024年每年新增风电和光伏发电装机容量超过130GW,高于预计新增100GW的目标。
国有煤电企业在实现政府“十四五”规划目标方面肩负着大部分责任,并将承担大部分可再生能源容量扩张压力。由此可见,未来3-4年其资本支出将保持高企,进而将提高其杠杆率。
因此,我们预计:(1)2022-2024年期间受评煤电企业年均资本支出总额将较2018-2020年高出74%(图表9);(2)2024年多数受评发行人的非火电占比将从2018年的3%-59%大幅提高至20%-62%(图表10)。


虽然可再生能源业务大幅扩张将提高煤电企业的杠杆率,但其将受益于电源结构的改善和大宗商品价格风险的降低,因此在长期内将通过碳转型增强运营现金流的稳定性。
尽管可再生能源发电大幅扩张,但在一段时间内煤电仍将是主要的电源
尽管清洁能源大幅增加,但煤电仍将是未来五年中国主要的电力来源。基于政府“十四五”规划下的可再生能源发电结构目标,并假设从2021到2025年的年均需求增长率为3%-5%,到2025年底,火电(主要是燃煤)仍将占总发电量的60%-62%左右,低于2020年的66%。考虑到2025年电力需求水平的提高,按绝对值计算,2025年中国火电发电量将较2021年高出约2%-16%。
即使我们假设2022-2025年每年增加的风电和光伏发电量将比政府发展目标高30%,到2025年,火电仍将占总发电量的57%-60%左右(图表11)。此外,由于可再生能源发电具有间歇性,其发电量的不断增加给电力系统的稳定性带来了挑战。风电和光伏发电有季节性波动,因此火电对调峰和电网平衡电力供需非常重要,尤其是因为储能设施尚未在中国广泛应用。

政府“十四五”现代能源体系规划进一步印证了煤电对于中国的重要性,根据该规划,政府(1)计划只关停30GW的低效煤电机组(仅占中国总电力装机容量的3%以下);(2)将能源供应安全作为首要任务。
鉴于过去两年电力供应紧张,一些省份最近加快了新洁净燃煤发电项目的审批以减轻能源安全压力,不过规模小于“十四五”规划中的可再生能源新增目标。
关于我们对中国可再生能源行业的更具体观点,请参见报告“中国可再生能源行业:向平价上网过渡以及储能设施的商业可行性对行业发展至关重要”。
我们侧重于从可持续的完整周期的基础上评估受评煤电企业的信用质量。具体而言,随着煤价有望趋于回落,我们预计未来12-18个月该行业严峻的运营环境将会逐渐缓和,并且根据我们的基础情景假设,随着经济活动回升,电力需求也将改善。
此外,该行业所有受评发行人均为大型国有发电企业,对中国电力供应安全和碳减排计划具有较高的战略重要性,并且仍将维持畅通的融资渠道,从而在近期严峻环境下保持运营。在煤电企业陷入危机的极端情景假设中,我们预计政府将介入并提供特殊支持,以避免严重影响国家电力供应,并对当地其他发电企业或国企造成连带冲击。
因此,我们预计多数受评煤电企业在短期内仍能应对极其严峻的业务环境(图表12)。我们预计其2022年信用质量将持续疲弱,与2021年水平大体相近或略强,但2023-2024年将随着煤价从当前高位回落而逐渐复苏。尽管存在复苏趋势,杠杆率高企仍将是发行人个体信用状况的一个重要特征。

但是,从更长期来看,我们预计中国为了实现碳减排目标,在“十四五”规划期间将实施超出我们的预期规模的可再生能源发电装机容量扩张计划。再考虑到能源安全目标,这些因素将继续推高发电企业的融资需求,并加大本已较高的杠杆率压力。
与此同时,肩负其中大部分责任的大型国有发电企业对政府的重要性和意义可能会进一步提升。
因此,其长期信用质量将主要取决于政府特殊支持水平、可再生能源扩张规模以及公司的资本管理和项目执行策略等。


此报告是于2022年11月02日发表的穆迪报告Power – China:Coal-fired power companies are on the path to gradual recovery but difficulties persist的中文翻译本。(中文为翻译稿,如有出入,以英文为准)
本报告并非信用评级行动公告。对于本报告中涉及的信用评级,请参阅www.moodys.com发行人/实体专页上的评级索引,了解最新评级行动信息和评级历史。
© 2022,穆迪公司 (Moody's Corporation) 、穆迪投资者服务公司 (Moody's Investors Service, Inc.) 、Moody's Analytics, Inc.和/或其许可人及关联公司 (统称“穆迪”) 。版权所有,翻印必究。
穆迪信用评级关联公司所发布的信用评级是他们对实体、信用承诺、债务或债务证券的相对未来信用风险的当前意见,穆迪出版的材料、产品、服务和信息 (统称 “出版物”) 可能包括该等当前意见。穆迪将信用风险定义为某实体可能无法履行其到期的合同财务义务的风险,以及在发生违约或损害事件时的预计财务损失。关于穆迪信用评级所指的合同财务义务的种类的信息请见相关的穆迪评级符号和定义出版物。信用评级并不针对任何其他风险,包括但不限于:流动性风险、市场价值风险或价格波动。信用评级、非信用评估 (“评估”) 以及穆迪出版物中包括的其他意见并非对当前或历史事实的陈述。穆迪出版物也可能包括由 Moody's Analytics, Inc.和/或其关联公司发布的以量化模型为基础的信用风险预测以及相关的意见或评论。穆迪信用评级、评估、其他意见及出版物并不构成或提供投资或财务建议,穆迪信用评级、评估、其他意见及出版物亦非关于购买、出售或持有特定证券的推荐意见,也不能提供该等意见。穆迪信用评级、评估、其他意见和出版物均不会评论某项投资是否适合任何特定投资者。穆迪发布信用评级、评估和其他意见及出版其出版物之时预期并理解每位投资者将以应有的谨慎态度自主研究和评估其考虑购买、持有或出售的每项证券。
穆迪信用评级、评估、其他意见和出版物不适于零售投资者的使用,如零售投资者在做投资决定时使用穆迪信用评级、评估、其他意见或出版物,将是草率且不合适的。如有疑问,您应与您的财务顾问或其他专业顾问联系。
本文所载所有信息均受法律 (包括但不限于版权法) 保护,未经穆迪事先书面许可,任何人均不得以任何形式、方式或途径对该等信息全部或部分进行复制或翻印、重新包装、进一步传播、传送、散布、分发或转售,或存储供日后任何上述目的使用。
任何人不得将穆迪信用评级、评估、其他意见和出版物作为基于监管目的而定义的基准 (benchmark),亦不得以可能导致穆迪信用评级、评估、其他意见和出版物 被视为基准的任何方式使用穆迪信用评级、评估、其他意见和出版物。
本文所载所有信息均系穆迪从其相信为准确和可靠的来源获得。然而,由于可能会出现人为或机械错误以及其他因素,本文所载所有信息均按“原样”提供,不附带任何形式的保证。穆迪会采取所有必要措施,使其在授予信用评级时采用的信息具备足够质量,并来自穆迪认为是可靠的来源,包括独立的第三方来源 (如适当) 。但穆迪并非审计机构,亦不能对评级过程或准备其出版物时收到的信息在每个情况下均独立地进行核实或确认。
在法律允许的范围内,就因本文所载信息、或本文所载信息的使用或未能使用而引起的或与之相关的任何个人或实体的任何间接、特殊、后果性或附带性损失或损害,穆迪及其董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人和供应商均不承担任何责任,即便穆迪或其任何董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人或供应商被事前告知该等损失或损害的可能性,包括但不限于:(a) 任何当前或未来的利润损失或 (b) 因并非穆迪特定信用评级的评级对象的金融工具引起的任何损失或损害。
在法律允许的范围内,就因本文所载信息、或本文所载信息的使用或未能使用而引起的或与之相关的任何个人或实体的直接或补偿性损失或损害,穆迪及其董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人和供应商均不承担任何责任,包括但不限于由穆迪或其任何董事、高级管理人员、员工、代理、代表、许可人或供应商的疏忽 (为避免疑问,不包括法律规定不得排除的欺诈、故意不当作为或任何其他类型责任) 、或其控制范围内或超出其控制范围的偶发事件而导致的任何个人或实体的直接或补偿性损失或损害。
穆迪不以任何形式或方式对任何信用评级、评估、其他意见或信息的准确性、及时性、完整性、适销性或特定用途适用性提供或作出任何明示或暗示的保证。
穆迪公司 (“MCO”) 全资拥有的信用评级子公司穆迪投资者服务公司谨此披露:多数穆迪投资者服务公司评级的债务证券 (包括公司债和市政债、债券、票据和商 业票据) 和优先股的发行人,在授予任何信用评级之前已同意向穆迪投资者服务公司支付 1,000 美元至约 5,000,000 美元不等的信用评级意见和服务费用。MCO及穆迪投资者服务亦执行政策及程序以便保持穆迪投资者服务信用评级及信用评级过程的独立性。关于 MCO 董事与被评级实体之间,及获穆迪投资者服务信用评级并已向美国证券交易委员会公开报告其在 MCO 持股 5% 以上的各实体之间可能存在某种关联的信息每年会在www.moodys.com“投资者关系—公司治理—董事及股东关联政策”栏内刊登。
仅针对澳大利亚的额外条款:任何出版到澳大利亚的本文件均依据下述穆迪关联公司的澳大利亚金融服务牌照发布:Moody's Investors Service Pty Limited,澳大利亚商业注册号码 (ABN) :61 003 399 657,澳大利亚金融服务牌照号码 (AFSL) :336969;及/或 Moody's Analytics Australia Pty Ltd,澳大利亚商业注册号码 (ABN) :94 105 136 972,澳大利亚金融服务牌照号码 (AFSL) :383569 (视情形而定) 。本文件仅向2001年公司法 (Corporations Act 2001) 第761G条所定义的“批发客户”提供。如您继续在澳大利亚境内浏览本文件,即代表您向穆迪表示您为“批发客户”或代表“批发客户”浏览本文件,您或您代表的实体均不会直接或间接向2001年公司法 (Corporations Act 2001) 第761G条所定义的“零售客户”发布本文件或其内容。穆迪信用评级是针对发行人债务的信用度的意见,并非对零售投资者可获 取的发行人股票证券或任何形式的证券的意见。
仅针对日本的额外条款:Moody's Japan K.K. (“MJKK”) 是 Moody's Group Japan G.K.的全资信用评级子公司,而后者由穆迪公司的全资子公司 Moody's Overseas Holdings Inc.全资所有。Moody's SF Japan K.K. (“MSFJ”) 是 MJKK 的全资信用评级子公司。MSFJ不属于美国全国认定的评级组织 (“NRSRO”) 。因此,MSFJ授予的信用评级是非NRSRO信用评级。非 NRSRO信用评级由非NRSRO的实体授予,因而受评债务无资格享受美国法律项下的某些待遇。MJKK和MSFJ是日本金融服务厅注册的信用评级机构,其注册号分别为FSA Commissioner (Ratings) 2号和3号。
MJKK或MSFJ (视情形而定) 谨此披露:多数MJKK或MSFJ (视情形而定) 评级的债务证券 (包括公司债和市政债、债券、票据和商业票据) 和优先股的发行人,在授予任何信用评级之前已同意向MJKK或MSFJ (视情形而定) 支付 125,000 日元至约 550,000,000 日元不等的信用评级意见和服务费用。
MJKK 和 MSFJ 亦执行相关政策及程序,以遵守日本监管要求。