火电盈利空间改善，信用风险保持稳定——2023年下半年火电行业信用风险展望|火电_新浪财经

2023年上半年，地产景气低迷拖累高耗能制造业用电需求，高新技术及装备制造业用电量快速增长拉动第二产业用电量需求，受益于粮食产量增长以及服务业恢复，第一产业和第三产业用电量快速增长；水电来水偏枯拉动火电发电量增速高于全社会用电量增速，同时火电新增控股装机增速较低，火电利用效率略有提升；上网电价小幅提升，受益于煤炭现货价格下行以及长协率提升，用煤成本显著下行，火电企业度电盈利空间同比改善。

展望下半年，全社会用电量保持低速增长，降水偏少将推升火电需求，综合考虑新增火电装机增速，预计下半年火电发电效率保持稳定，综合电价仍将保持较高水平，动力煤现货价格中枢仍有下行压力，火电盈利空间有望持续改善，处于历史中等偏上水平。

从已经披露业绩的火电企业来看，粤电力、华能国际、中国电力、申能股份、皖能电力、华电国际、内蒙华电、建投能源归母净利润均同比大幅增长30%以上，均实现盈利，整体看，行业内企业基本面改善，叠加信用环境较好，信用风险保持稳定；尾部企业关注非电业务拖累以及区域融资环境变化。

一、行业景气度展望

（一）行业需求回顾与展望

2023年上半年，全社会用电量为43,076亿千瓦时，同比增长5%，单月用电量增速自5月开始逐渐下滑。其中，一产、二产、三产和居民用电量分别为578亿千瓦时、28,670亿千瓦时、7,631亿千瓦时和6,197亿千瓦时，分别同比增长12.1%、4.4%、9.9%、1.3%，第一产业和第三产业用电量增速较高。从第二产业分项来看，受地产景气低迷拖累，高耗能制造业用电量同比增速很低仅为2.5%，非高耗能制造业中高技术及装备制造业用电量增速为8.1%，成为二产用电量增量主要贡献来源；受益于2022年底疫情防控政策放松，交通、住宿和餐饮业等服务业恢复，带动第三产业用电需求。火电发电量方面，2023年1-5月，火电、水电、风电、核电发电量分别为24,206亿千瓦时、3,523亿千瓦时、4,068亿千瓦时、1,747亿千瓦时，同比增速分别为6.58%、-18.94%、24.94%、5.05%，今年以来水电来水偏枯，导致水电累计发电量同比下大幅下降，推升火电发电量需求，同期火电累计发电量2.42万亿千瓦时，同比增长6.58%。

下半年，第二产业方面，二产用电量单月增速自5月开始持续下行，由4月用电量7.56%的增速下降至6月2.3%，制造业PMI自4月以来持续位于荣枯线以下，在房地产行业销售难以回暖背景下，高耗能用电量增速将回落，综合考虑高技术及装备制造业的支撑，预计下半年第二产业用电量增速回落至3-4%；第三产业方面，居民收入预期不稳定，边际消费倾向存在下降可能，消费增速可能难以持续上半年的高增速，三产单月用电量增速6月开始已呈现下行趋势，预计第三产业用电量增速5-8%；城乡居民生活用电方面，去年极端气候下形成的高基数效应，预计城乡居民生活用电保持低速增长1-2%。综合上述对各分项的预估，预计2023年下半年全社会用电量在4.65-4.75万亿千瓦时之间，保持低速增长，同比增速为3-4.5%。

火电需求方面，根据中电联数据显示，2023年底，预计非化石能源发电装机合计为14.8亿千瓦，其中水电4.2亿千瓦、风电4.3亿千瓦、太阳能发电4.9亿千瓦，核电5846万千瓦，生物质发电4500万千瓦，风电和光伏装机规模和发电量将迎来快速增长。此外，气象部门预计今年夏季（6～8月）西南地区东部及华中中部降水偏少，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2～5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将推升火电需求，综合考虑下半年清洁能源新增装机以及自然资源条件变化，预计下半年火电需求量为3.23-3.28亿千瓦时，增速为3.5-5%。

（二）行业供给回顾与展望

装机规模方面，截至2023年5月，6000千瓦及以上电厂火电设备容量为13.45亿千瓦，较去年末新增1,233万千瓦，累计同比增长3.8%。2022年以来，新能源发电出力不稳定导致部分区域部分时段出现用电偏紧，火电的托底作用凸显，多个省份正在加快气电、煤电项目的核准和建设，火电投资完成额增速同比大幅上升，投资进程加快。结合我国主要火电企业的投产安排，下半年预计新增火电装机2500-3500万千瓦，全年预计新增4000-5000万千瓦，年底达到13.8亿千瓦，同比增速3~4 %。

发电效率方面，2023年1~5月，火电利用小时数为1,765小时，同比增长45小时，水电出力不足带动火电发电量增速（6.58%）高于火电控股装机增速（3.8%），火电机组利用效率略有提升；结合上文对火电需求量以及控股装机的预测，二者增速较为接近，预计下半年火电发电效率保持稳定，利用小时数预计在4350-4450小时。

（三）行业价格回顾与展望

2022年，虽然各省火电上网电价均有不同程度增长，但地缘政治冲突等非预期因素仍进一步推升用煤成本，部分省份仍然亏损，在符合20%上浮比例要求的范围内，今年长协价仍有上涨预期。根据已经公布的2023年长协电价来看，广东省2023年长协电价为0.554元/千瓦时，较2022年上浮11.44%，较基准电价上浮19.63%，基本顶格上浮；江苏省由于去年已经顶格上浮，今年仍保持去年电价水平0.467元/千瓦时。从各省的代购电价来看，2023年1-3月，绝大部分省份代购电价有所上行，平均同比上涨幅度7%。

下半年，根据上文对火电供需增速预测，预计火电供需形势保持稳定，考虑到煤炭成本有所回落，预计月度及现货电价可能会略下行，但考虑到火电企业70%以上火电电量已经于上年底签署了年度长协，基本可以锁定全年的综合电价，预计下半年综合电价仍将保持较高水平，同比增速4-7%。

（四）行业成本回顾与展望

2023年上半年，火电需求下行，钢铁、水泥等用煤需求处于低位，但国内煤炭产量和进口量均处于较高水平，供应维持高位，整体供需格局有所宽松，煤炭价格呈现下跌趋势，随着逐步进入夏季用电高峰，煤价从六月下旬略有反弹，截至2023年7月15日，秦皇岛动力末煤（Q5500）平仓价为844.6元/吨。2023年上半年，秦皇岛动力末煤均价为1013元/吨，同比下降13.27%，环渤海动力煤均价为729元/吨，同比下降1.35%。今年以来，电煤长协覆盖率较去年显著提升，根据公开信息，部分火电企业长协覆盖率基本在90%以上，长协执行率增长至少20%以上，综合考虑长协煤执行率以及煤价变动，预计上半年火电企业煤炭成本下降约110元/吨，同比下降10-13%，按照供电煤耗300g/千瓦时估算，火电成本下降约0.033元/千瓦时。

下半年，煤矿产量预计仍将处于高位，进口边际维持，供应量预计仍处于较高水平；虽然考虑到即将进入夏季用电高峰，但钢铁、水泥等需求预计仍将下降，且电厂库存均处于高位，可能压制反弹程度，夏季用电高峰结束后，煤价仍面临下行压力，动力煤现货价格中枢较上半年预计下行100-150元/吨，火电煤炭成本有望进一步下降约0.03-0.045元/千瓦时。

（五）行业景气度回顾与展望

综合前文所述，上半年，地产景气低迷拖累高耗能制造业用电需求，高新技术及装备制造业用电量快速增长拉动第二产业用电量需求，受益于粮食产量增长以及服务业恢复，第一产业和第三产业用电量快速增长；水电来水偏枯拉动火电发电量增速高于全社会用电量增速，同时火电新增控股装机增速较低，火电利用效率略有提升；上网电价小幅提升，受益于煤炭现货价格下行以及长协率提升，用煤成本显著下行，火电企业度电盈利空间同比扩大。从已经披露业绩的企业来看，粤电力、华能国际、中国电力、申能股份、皖能电力、华电国际、内蒙华电、建投能源归母净利润均同比大幅增长30%以上，均实现盈利，但豫能控股电价水平较低，虽同比有好转但仍处于亏损状态。

下半年，全社会用电量保持低速增长，降水偏少将推升火电需求，综合考虑新增火电装机增速，预计下半年火电发电效率保持稳定，综合电价仍将保持较高水平，动力煤现货价格中枢仍有下行压力，火电盈利空间有望持续改善，处于历史中等偏上水平。

二、行业债券融资监测及信用风险展望

行业及企业债券融资方面，从全行业净融资来看，行业盈利空间同比改善，行业融资环境稳定。2023年上半年，火电企业发行的债券金额合计3,899亿元，累计债券净融资额32亿元，同比保持稳定；行业内企业以央企和地方国企为主，融资环境稳定；其中，云南、甘肃、新疆地区净融资仍可维持债券滚续。利差方面，今年以来，行业利差仍呈现下行趋势，较年初下行约40个BP，目前处于历史很低水平。

展望下半年，全社会用电量保持低速增长，降水偏少将推升火电需求，综合考虑新增火电装机增速，预计下半年火电发电效率保持稳定，综合电价仍将保持较高水平，动力煤现货价格中枢仍有下行压力，火电盈利空间将持续改善，处于历史中等偏上水平。火电行业整体信用环境较好，信用风险保持稳定；尾部企业关注非电业务拖累以及区域融资环境变化。从非电业务来看，火电作为二次能源，在区域产业主体中信用资质往往排在前列，部分企业可能会基于火电子公司提供融资支撑，开展市政、地产、贸易等回报较低或是风险相对较高行业、承担对区域内弱资质企业帮扶等职能，对这类企业要重点关注非电业务盈利能力以及资金敞口。

注：[1] 国网代购电价中除燃煤上网电量外，还包含优先上网电量，因此国网代购电价不等于燃煤上网电价，变动幅度作为参考。

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