电力生产行业作为我国重要的基础行业之一，2016年行业的收入水平将相对保持平稳，电力生产企业融资能力较强，仍能为企业债务偿还提供稳定的偿债来源，行业信用风险维持稳定。

 

目前，全国电源建设规模仍然较大，发债规模同比继续增长，流动性需求不减，债券类型仍以短期债券为主；行业内大型企业规模效应突出，具有较强的财富创造能力和稳定的偿债来源，主体信用级别相对较高，行业内尚未发生违约情况；多家电力生产企业发生了信用级别上调，整体偿债能力有所提升，行业安全性较高。

 

受宏观经济低迷、工业生产下行、能源消费结构调整等因素影响，全社会用电量增速骤减，发电量增速持续回落，发电机组利用小时数降幅不断扩大，预计短期内我国电力需求难以得到恢复性增长。

 

全国电源建设规模依然较大，电力生产企业发债规模进一步扩大，融资方式以短期债券为主

 

2015年全国完成电源投资4091亿元，同比增长11%，净增发电装机容量1.4亿千瓦，创年度投产规模历史新高。2015年是“十二五”规划的最后一年，因此出现了集中投产的现象，与现阶段用电需求趋缓的行业环境不相符。

 

随着投资规模的增加，电力生产企业仍保持了较高的负债水平，债券发行规模也较2014年继续增长。2015年电力生产企业发行债券共325支，发行金额总计6372亿元，较2014年增长6.71%。从存量债务来看，截至2015年末，存续期电力生产企业存量债券规模为9462亿元，其中一年以内到期的债券为4894亿元，约占存量债券52%，短期内债务集中偿还的规模较大。

 

债券发行品种方面，电力生产企业对流动性需求较高，主要以短期融资工具为主。超短期融资券发行总额占全部债券的61%，仍是主要的债券品种；发债主体方面仍以五大集团为主，存量债券规模占总存量债券的48%。

 

从电力生产企业主体信用级别分布情况来看，由于我国电力生产企业的私有化程度很低，电力生产企业大部分为中央或者地方的国有企业，因此自身的现金流获取能力比较稳定，融资能力很强且能够获得较多的外部支持，主体信用级别相对较高。目前，电力生产行业整体债务偿还情况良好。

 

从信用级别迁移情况来看，除去没有存续债券的企业，2015年电力生产企业整体信用级别有所上调。信用级别以AAA及AA+为主，其次为AA（见表）。

 

由于电煤价格持续低位使得大部分火电企业营业收入以及现金流等情况持续好转，整体盈利水平有所提升。同时，上述公司由于资本实力提升、新机组核准或投运、电厂股权收购、上游来水好转、非电业务减亏等使得综合偿债能力有所提高或改善。

 

2016年我国电力需求难以得到恢复性增长，全国电力供需环境仍将宽松

 

受宏观经济低迷、工业生产下行、能源消费结构调整等影响，全社会用电量增速持续放缓，发电量增速及利用小时数均同比下滑，预计短期内电力需求增速难以得到恢复性增长。

 

去年，全国电力供需形势总体宽松，受整体经济下行、产业结构调整等因素影响，全国全社会用电量增速明显放缓。全国用电量5.55万亿千瓦时，增速同比继续回落，其中5个月份出现负增长，电力消费换档减速趋势明显。受此影响，全口径发电量5.6万亿千瓦时，同比仅增长0.6%。同期，全国发电设备累计平均利用小时为3969小时，同比下降349小时，降幅同比扩大。

 

整体来看，供给侧近年各电源装机快速增长，尤其是火电投资力度较大且存在一定的产能过剩，预计2016年我国电力需求难以得到恢复性增长，全国电力供需环境仍将宽松。

 

电煤方面，市场价格的持续回落使得火力发电企业盈利水平提升；但受制于煤电联动机制，环保压力以及下游行业不景气，国家多次下调燃煤发电上网电价，对火电企业的经营带来了一定的挑战。

 

去年年末，山西优混平仓价进一步下滑至360元/吨，煤炭供应相对宽松局面没有改变，煤价仍将维持低位。煤炭价格的下跌显著降低了发电成本，对火电企业盈利能力提升明显。

 

由于上游煤炭市场持续不景气，触发煤电联动机制，国家多次调低燃煤发电机组上网电价标准。为鼓励环保发电企业、减轻下游企业负担等，国家分别于2015年4月及2016年1月1日下调上网电价。

 

连续的电价下调将对火电企业盈利能力产生一定影响，挤压了火电企业盈利空间。特别是对东北、贵州等煤炭价格降幅相对较小的火电企业影响较大。

 

除燃煤发电机组外，我国对新建新能源机组上网电价也进行了适当下调。新能源电价下调将直接导致拥有在建及拟建项目的风电及光伏发电企业未来盈利空间小于预期。长期来看，在引导新能源发电产业进行合理投资、提高可再生能源电价补贴效率、推动各地新能源平衡发展等方面具有积极作用。

 

 

2015年3月电力体制改革伴随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的出台正式开始，新电改明确了“三放开、一独立、三强化”的基本思路，各部委陆续出台电改配套政策，内容涉及发电侧新能源接纳、输配电电价试点、售电侧需求管理以及跨省（区）电价形成机制等。

 

四项配套政策均有利于电力市场化的推进。低价水电或将迎来量价齐升，而火电业绩将现分化，内部竞争也将加剧，用电需求放缓以及清洁能源挤占效应会导致火电发电量和电价面临下行压力，但是大容量机组占比高和具备燃料低价采购优势的火电企业发电量和利润空间有望不降反升，以弥补短期电价下行对利润产生的负面影响。可再生能源电量全额收购则为风电、光伏发电等稳定运营提供保障。

 

随着新电改进程的不断推进，电力市场公平性和竞争性将不断提升，电网公司和拥有售电牌照及客户资源的发电公司或将具有售电侧市场的先发优势，推动业绩增长。行业内可重点关注省级具有国资背景的能源集团、发电集团各省级分公司和大型地方性电力集团等。

 

2016年电力生产企业利润总额将同比小幅缩减

 

我国新增装机规模增速将趋缓，以清洁及可再生能源为主的装机规模增长将成为我国主要的装机增长来源。6000千瓦及以上电力装机规模15.1亿千瓦，同比增长10.5%；同期，火电、水电、风电和核电在总装机中占比分别为65.56%、21.19%、8.61%和1.72%。从供给方面来看，近年来火电的产能过剩问题凸显，但火电发展势头仍然不减，究其原因主要是煤炭价格下跌使火电企业盈利能力大幅提升，吸引地方政府及五大发电集团对火电的投资热情，而火电项目审批权利的下放也使项目前期流程简单化，缺乏整体规划布局。

 

 

预计2016年我国电力装机同比将保持约6.5%的增速，2016年末将达到16亿千瓦左右，非化石能源发电装机比重提高到36%左右。

未来随着我国经济增速的放缓以及产业结构的调整，预计电力装机规模将维持低速增长态势。同时，由于我国不断提高对清洁能源的支持以及环保力度的加大，未来以风电、太阳能、核电等电源为主的装机规模增长将成为主要的装机增长来源，清洁及可再生能源行业发展关注的焦点也将由装机规模的扩大逐渐向质量效益提升方面转变。

 

自煤炭价格下行以来，大部分火力发电企业摆脱了亏损阴霾。但是，由于我国经济增速的放缓以及产业结构的调整导致用电需求下滑，发电量增速下滑，加之火力发电上网标杆电价连续下调使得电力生产行业主营业务收入小幅下滑，挤压了盈利空间。从煤炭价格来看，国家已明确要优化煤炭市场结构，淘汰落后产能，未来5年内煤炭企业将减少一半，因此未来产能过剩的情况将得到改善，煤炭价格无止境的下降也将终止。

 

另外，火力发电企业未来也将面临更加严格的环保政策，火力发电企业将加大力度技术改造，这就需要现有火力发电企业提高技术水平，管理力度以及发电效率，在不断技术改造的同时加强管理水平以达到节能减排的目标。

 

从以上分析可以看出，虽然燃煤价格下跌使许多火电企业经营情况好转，但随之而来的经济下行、电价下调以及环保压力等一系列不利因素都会影响其未来发展，预计2016年电力生产企业利润总额将同比小幅缩减。

 

2016年行业信用风险将维持稳定

 

2015年受国内外宏观经济下行压力、国内产业结构调整、节能环保政策驱动等多重因素影响，预计短期内我国电力需求增速难以得到恢复性增长，电力供需环境仍宽松。长期来看，在新电改政策不断推动下，水电盈利空间有望提升，火电内部竞争或将加剧，火电行业内部将现分化。

 

综上，火电行业整体信用风险相对提升。水电、风电、光伏发电等清洁能源在我国政策推动和“十三五”规划支持下，外部偿债环境较好，将持续稳定发展。

 

电力生产行业资产负债率得到了一定的控制，但是由于行业整体的债务规模仍然较大，短期盈利水平的改善对行业整体偿债能力提升的影响程度有限。长期来看，电力生产行业作为我国重要的基础行业之一，行业的收入水平将相对保持平稳，且电力生产企业融资能力较强，仍能够为企业债务的偿还提供稳定的偿债来源，2016年行业信用风险维持稳定。