中国电力行业 | 煤电企业趋于逐渐复苏但困难犹存

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。

图表2

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)。

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。

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。

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。

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。

图表8

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)。

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。

图表11

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。

图表12

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。