2022年上半年火电行业信用风险总结与展望分析「工作展望」

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2022年上半年，全国电力供需总体平衡，局部地区受气候波动影响部分时段电力供应偏紧。企业层面，受益于上网电价提升，部分火电企业已实现扭亏，但由于煤炭价格持续高位震荡，火电企业仍面临很大成本控制压力。

综合考虑国内外疫情、宏观经济、燃料供应、气候变化等因素，预计2022年下半年，全国电力供需总体紧平衡。当前火电压舱石作用仍极为重要，但未来受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响，电源结构将逐步向绿色低碳转型，清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧，火电机组调峰作用将逐步凸显。

信用债方面，2022年上半年火电企业发债规模同比有所提高，发债企业主要为央企和地方国企，企业整体资质好，融资渠道通畅且融资能力强。2022年下半年，虽电力行业到期兑付债券规模较大，但行业整体偿债风险可控。

一、2022年上半年电力行业运行情况

2022年上半年，全国电力供需总体平衡，全社会用电量同比增长。第一产业和城乡居民生活用电增长较快。受局部地区疫情影响，工业和制造业用电增速低于全社会平均水平，2022年4－5月，全社会用电量连续两月负增长。2022年6月，随着疫情的缓解、复工复产逐步取得成效，叠加多地高温因素，当月全社会用电量增速明显。2022年上半年，各类电源投资增速带动电力总装机容量提升，煤电装机占比下降，电源结构绿色低碳转型趋势明显。

1.全社会用电情况

2022年上半年，全国全社会用电量4.10万亿千瓦时，同比增长2.90％，2022年一、二季度，全社会用电量同比分别增长5.0％和0.8％，其中4－5月受部分地区疫情等因素影响，全社会用电量连续两月负增长，导致二季度增速明显回落。

受第二季度疫情防控形势严峻影响，部分行业生产运营受限，2022年上半年，三大产业用电量增速同比均有所回落。

2022年上半年，第一产业用电量513亿千瓦时，同比增长10.3％，主要由于近年来国家深入推进乡村振兴战略以及乡村用电条件改善、电气化水平持续提升，带动第一产业用电潜力持续释放。2022年上半年，第二产业用电量2.74万亿千瓦时，同比增长1.3％，增速同比回落15.3个百分点。其中二季度受疫情防控形势严峻因素影响，部分行业生产受限，第二产业用电量出现负增长，2022年4－5月，第二产业用电量同比分别下降1.4％和0.5％。从增速结构看，第二产业中，高技术及装备制造业、其他制造业行业、消费品制造业、四大高载能行业用电量同比增速分别为1.8％、3.3％、-0.4％、0.2％。四大高载能行业的增速放缓，除因全国疫情受控，复工复产情况较好使得上年用电量基数较大的影响外，高载能行业开工率普遍不足也是重要因素。其中，化工行业用电形势相对较好，用电量同比增长4.9％；受当前房地产市场较低迷因素影响，相关黑色金属冶炼行业和建材行业用电量同比分别下降2.8％和4.6％，建材中的水泥行业用电量同比下降16.3％。2022年上半年，国内高技术及装备制造业用电量增速明显高于同期制造业平均水平，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业用电量增速均超过5％，反映出当前制造业升级态势明显，新动能成长壮大。2022年上半年，第三产业用电量6938亿千瓦时，同比增长3.1％，增速同比下降22.7个百分点，第三产业受疫情冲击尤为显著。2022年二季度，交通运输/仓储和邮政业、住宿和餐饮业用电量下降幅度均超过10％。受夏季异常高温天气拉动空调降温负荷增长影响，2022年上半年，城乡居民生活用电量6112亿千瓦时，同比增长4.5％，增速较上年同期上升5.1个百分点。2022年6月，城乡居民生活用电量同比增长17.7％，其中，陕西、上海、河北、重庆同比增长超过50％。

分区域看，中部地区用电量同比增速领先。2022年上半年，东、中、西部和东北地区全社会用电量分别为18794亿千瓦时、7844亿千瓦时、12104亿千瓦时和2235亿千瓦时，同比分别增长1.1％、6.9％、3.5％和0.5％。2022年上半年，26个省份全社会用电量实现正增长，其中，西藏、安徽、湖北、四川、青海、宁夏、江西、山西、河南、云南、黑龙江等11个省份用电量同比增长超过5％。

2.电力生产供应情况

（1）电力投资

受火电和光伏电源投资增速拉动影响，2022年上半年电力投资同比增长14.0％，非化石能源发电投资占电源投资比重高。

从电力投资额方面看，2022年上半年，全国主要发电企业电源工程完成投资2158亿元，同比增长14.0％。其中，受政策扶持影响，风电和光伏电源投资规模大，但由于2021年风电抢装及海上风电单位成本高等因素影响，风电投资567亿元，同比降低31.4％；光伏投资631亿元，同比增长283.6％；同期，水电投资354亿元，同比下降25.4％；核电投资230亿元，同比增长1.9％；火电投资347亿元，同比增长71.8％，增幅明显主要由于火电在能源保供、电源调峰方面的重要作用叠加火电灵活性改造投资增长。投资结构方面，非化石能源发电投资占电源完成投资的86.5％。同期，全国电网工程完成投资1905亿元，同比增长9.9％。

（2）装机容量

2022年上半年，电源投资增长带动电力总装机容量提升，煤电装机占比下降，电源结构绿色低碳转型趋势明显。

截至2022年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，较2021年6月底增长8.1％。其中，非化石能源发电装机容量11.8亿千瓦，较2021年6月底增长14.8％，占总装机比重为48.2％，占比提高2.8个百分点。火电装机容量13.0亿千瓦，其中煤电11.1亿千瓦，占总发电装机容量的比重为45.5％。2022年上半年，全国新增发电装机容量6910万千瓦，同比增长33.22％，新增装机中火电占比下降14.77个百分点。在“碳达峰”“碳中和”目标下，电力行业绿色低碳转型趋势明显。

（3）利用小时及发电量

受疫情影响部分时段用电需求下滑、电煤价格高位波动及火电调峰作用增强等因素影响，2022年上半年全国火电机组平均利用小时数同比降幅明显，受此影响，全国发电设备累计平均利用小时略有下降。2022年上半年，全国发电量伴随装机容量的提高略有增长，市场化交易电量占比进一步提高。

2022年上半年，全国发电设备累计平均利用小时1777小时，同比降低81小时。其中，受疫情影响部分时段全社会用电需求下滑、煤价重心仍居于高位使得火电企业发电意愿减退以及火电调峰作用增强等因素影响，全国火电设备平均利用小时为2057小时，同比降低133小时。其中，燃煤发电设备平均利用小时为2139小时，同比降低123小时；燃气发电设备平均利用小时为1090小时，同比降低239小时。

2022年上半年，全国规模以上电厂总发电量为39631亿千瓦时，同比增长0.7％，增速同比下降13.00个百分点。其中，火电发电量27277亿千瓦时，同比下降3.9％。从区域划分看，2022年上半年，跨区输出电量同比增长6.6％，跨省输出电量同比增长4.9％。其中，二季度跨区输送电量增速明显回升，6月跨区输送电量同比增长18.9％，当月随着经济回升以及高温天气导致华中、华东部分省份电力供应偏紧，加大了跨区电力支援力度。此外，伴随电力市场化改革的逐步推进，市场化交易电量规模快速增长。2022年上半年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量24825.9亿千瓦时，同比增长45.8％，占全社会用电量的60.6％，同比提高17.3个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为19970.7亿千瓦时，同比增长45.0％。

3.煤炭成本和火电行业效益

2022年上半年，受益于煤炭保供政策的推进，国内原煤产量增速提高，电煤市场价格保持高位波动。

2021年下半年以来，受经济复苏下游需求拉动以及冬储影响，煤炭需求加大，叠加煤炭供应偏紧的格局，带动煤炭市场价格快速提高。2021年四季度以来，在保供政策影响下，我国煤炭月产量有所增长，除2022年2月春节假期外，2022年上半年煤炭月产量基本维持3亿吨左右；煤炭进口方面，2022年上半年，国内共进口煤炭1.15亿吨，同比下降17.5％，主要系国内外中高卡煤价格倒挂严重，一定程度抑制了煤炭进口以及作为我国煤炭主要进口国的印度尼西亚阶段性暂停煤炭出口所致。由于进口煤量整体占比较低，进口量波动对国内煤炭供应影响一般。同时，受长协合同占比提升、长协合同限价等政策影响，电煤价格快速回落，但整体维持较高水平。以秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场价为例，动力煤价格于2021年10月达到最高点2592元/吨，随后快速回落，2022年上半年基本维持900~1100元/吨水平。

受煤炭成本高企影响，2021年火电企业亏损严重，2022年上半年大部分企业实现扭亏。

2021年4月以来，伴随着迎峰度夏及疫情受控后下游工业需求增速提升，叠加进口煤受限、煤炭下游需求增速持续大于原煤供给增速等因素影响，煤炭供需格局趋紧，煤炭价格持续攀升，特别下半年涨幅明显，导致火电企业盈利水平大幅下降，我们选取的49家火电发债企业样本[1]中，2021年下半年43家经营亏损，合计利润总额亏损1547.92亿元。2022年上半年，煤价虽然持续高位震荡，但较2021年四季度水平已明显回落，且受益于电价限制的适度放开带动火电平均上网电价的提高，火电企业利润水平虽同比下降，但已较2021年下半年明显回升，仅14家火电企业经营亏损，合计利润总额亏损120.23亿元，火电企业整体实现扭亏为盈。

二、2022年上半年火电行业主要政策及动态点评

关键词1：市场化交易

2022年1月25日，广州电力交易中心发布《关于印发《南方区域绿色电力交易规则（试行）》的通知》，规定南方区域绿色电力交易的市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构，绿电交易包括直接交易和认购交易两种形式。绿电交易价格由电能量价格和环境溢价组成，具体根据市场主体申报情况通过市场化方式形成。

2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出要完善电力价格形成机制，统一规范各地电力市场价格规则，有效平衡电力供需。有序推动工商业用户全部进入电力市场，确保居民、农业、公益性事业等用电价格相对稳定。

2022年3月3日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，指出支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行的现货市场。第一批试点地区（广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃）原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批试点地区（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。其他地区尽快开展现货市场建设工作。2022年6月底，省间现货交易启动试运行。

2022年5月25日，北京电力交易中心发布《关于印发《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》的通知》，参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。

点评：推动全国统一电力市场体系的建设有助于解决目前电力市场存在的体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，有利于构建适合我国能源资源禀赋和新能源发展的电力市场体系。绿电交易不仅仅是原有中长期电力交易的扩展，更是我国电力市场一项重大的机制创新，核心就在于充分发挥市场作用，在交易价格上全面反映绿色电力的电能价值和环境价值，促进全社会形成主动消费绿色电力、充分反映环境价值、促进新能源发展的良性循环，实现发用两侧共赢的目标。

关键词2：现代能源体系

2022年3月22日，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，文件从加强应急安全管控、推动构建新型电力系统、创新电网结构形态和运行模式、增强电源协调优化运行能力、加快新型储能技术规模化应用、大力提升电力负荷弹性等几个方面对建设现代能源体系作出了顶层设计，为电力各个环节发展提供了详细的政策细则和实施路径。在推动构建新型电力系统方面着重提出，要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系，积极推动源网荷储一体化发展。

具体而言，“十四五”时期现代能源体系建设的主要目标有：能源综合生产力达到46亿吨标煤以上（原油2亿吨、天然气2300亿方、发电装机30亿千瓦）；单位GDP碳排放五年累计下降18％；

单位GDP能耗降低13.5％；非化石能源发电占比达到39％；非化石能源消费达到20％；电气化率达到30％；灵活性调节电源占比达到34％；电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3％~5％。

点评：《“十四五”现代能源体系规划》发展目标更加聚焦于能源安全、低碳转型和创新发展。其中，保障安全是能源发展的首要任务，“十四五”时期将从战略安全、运行安全、应急安全等多个维度，加强能源综合保障能力建设。其次，“十四五”是碳达峰的关键期，能源绿色低碳发展的重点在于做好增加清洁能源供应能力的“加法”和减少能源产业链碳排放的“减法”，推动形成绿色低碳的能源消费模式。此外，科技创新是能源发展的重要动力，需加快能源产业数字化智能化升级，完善能源科技和产业创新体系，加快构筑支撑能源转型变革的先发优势，因此储能、氢能、新一代核能、二氧化碳捕集利用与封存、天然气水合物等为科技前沿领域，是企业未来投资的新领域。

关键词3：平衡收益，保供稳价

2021年9月29日，中国煤炭工业协会、中国煤炭运销协会发布《关于进一步做好电煤保供工作的通知》，要求各企业深挖电煤增产潜力，全力增加电煤供应量，并优先确保发电供热用户的长协合同资源，原则上四季度要按照不少于全年合同量的1/4进行兑现，已签订的电煤长协合同履约率四季度要达到或超过100％。

2021年10月12日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），提出将有序放开全部燃煤发电电量上网电价；将燃煤发电市场交易价格浮动范围由原上浮不超过10％、下浮原则上不超过15％扩大为上下浮动原则上均不超过20％，且高耗能企业市场交易电价不受上浮20％限制（电力现货价格不受上述幅度限制）；在保持居民、农业用电价格稳定的基础上，取消工商业目录销售电价，推动工商业用户都进入市场。

2021年12月3日，国家发展改革委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿，提出将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围，并要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100％签订长协；价格方面，“基准价 浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550~850元/吨之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31％。

2022年2月24日，国家发展改革委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），明确要综合运用市场化、法制化手段引导煤炭（动力煤）价格在合理区间运行，完善煤、电价格传导机制，保障能源安全稳定供应。该通知指出基于市场运行情况，秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格每吨570～770元（含税）较为合理，并明确了晋陕内蒙古相应煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间，且要求于2022年5月1日开始执行。

2022年3月，国家发展改革委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨以上，其中1.5亿吨来自新投产煤矿，另外1.5亿吨增量则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现。根据上述通知，多地区陆续公布增产计划，如鄂尔多斯公布《鄂尔多斯市煤炭增产保供稳价工作实施方案》，要求煤炭日产量增至290万吨，山西省公布《山西省煤炭增产保供和产能新增工作方案》，要求2022年产量达到13亿吨，同比增加1.07亿吨。

2022年4月28日，国务院关税税则委员会发布《关于调整煤炭进口关税的公告》，自2022年5月1日至2023年3月31日，对所有煤炭实施税率为0的进口暂定税率。

2022年4月30日，国家发展改革委发布公告（2022年第4号），进一步明确煤炭领域经营者哄抬价格的四种具体行为表现，强调煤炭中长期交易销售价格不得超过国家或地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限，煤炭现货销售价格不得超过国家或地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的50％，即不能超过1155元/吨。

2022年5月11日，经国务院批准，中国人民银行、国家发展改革委和国家能源局联合印发通知，明确支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度增加1000亿元，专门用于同煤炭开发使用和增强煤炭储备能力相关的领域。具体支持领域包括：一是煤炭安全生产和储备领域。包括现代化煤矿建设、绿色高效技术应用、智能化矿山建设、煤矿安全改造、煤炭洗选、煤炭储备能力建设等项目。二是煤电企业电煤保供领域。该通知明确金融机构应优先支持煤炭安全生产和储备的项目贷款，对于煤电企业电煤保供领域，金融机构发放的煤电企业购买煤炭的流动资金贷款可按要求申请专项再贷款支持。此次增加1000亿元额度后，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元。

点评：2021年以来，煤炭供需不平衡导致煤炭价格持续大幅上涨，以秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场价为例，煤炭价格由年初的797.50元/吨提高至10月份的峰值2592.50元/吨。对此，国家密集出台了一系列针对性政策，通过促进释放优质煤炭产能、增加煤炭进口等方式平衡煤炭供需水平，保障能源安全稳定供应；并通过增加长协合同覆盖程度、严禁非理性抬价等方式推动电煤价格回归合理区间水平，稳定电力企业用能成本。2022年上半年，秦皇岛港山西产动力煤（Q5500）市场价基本维持900~1100元/吨水平。此外，适度放开煤电上网电价限制也有助于火电企业实现扭亏。

三、2022年上半年火电企业债券市场表现回顾

2022年上半年，火电企业发债规模同比有所增长，仍集中在高信用等级企业，债券期限结构相对均衡，整体发行成本有所下降，且信用利差保持在较低水平。2022年下半年，火电企业到期债券规模较大，但由于企业整体信用资质好、融资能力强，火电行业整体偿债风险可控。

1.一级市场概况

2022年上半年，火电企业[2]共发行债券184只，发行规模合计2562.90亿元，发债数量及发债总额分别较2021年同期增长6.98％和6.29％。2022年上半年，火电企业到期债券合计2695.20亿元，行业债券净融资-132.30亿元，但由于煤炭成本大幅提高导致火电企业大范围亏损，政策指导下主要银行均对火电企业提供了相对低成本的保供贷款，银行借款净增加额足以覆盖债券融资净减少额。从发债主体信用等级情况来看，火电行业的发债企业仍集中在高级别企业。2022年上半年，新发债火电企业共31家，包括21家AAA级企业、9家AA 级企业和1家AA级企业；而2021年上半年新发债火电企业共34家，包括26家AAA级企业、6家AA 级企业和2家AA级企业。2022年上半年，电力行业未发生信用等级迁徙。

从发债期限上来看，火电企业发行债券期限结构相对均衡，2022年上半年发行的184只债券中债券期限在1年以内（含1年）合计108只，发行规模1449.80亿元，占总发行额度的56.57％（2021年同期发行短期债券125只，发行规模1721.3亿元，占当期总发行额度的71.39％），主要为银行间超短期融资券产品。中长期债券中，新发行的3年期债券占比高，2022年上半年发行的3年期债券合计52只，发行规模832.10亿元，占中长期债券总发行额度的74.76％。

发行成本方面，由于电力行业发债主体主要为高信用等级的央企和地方国企，行业利差保持在较低水平。电力行业债券信用利差波动趋势符合产业债信用利差趋势，且因电力行业企业整体资质较好，电力行业债券信用利差水平低于产业债信用利差水平。

2.火电行业[3]2022年上半年财务表现

从财务指标来看，2022年上半年，火电企业资产规模保持增长趋势，流动资产占比同比有所提升，总资产周转率同比保持稳定。2022年上半年，煤价虽然持续高位震荡，但较2021年四季度水平已明显回落，且受益于上网电价的提高，火电企业盈利水平虽同比下降，但已较2021年全年水平回升，实现扭亏为盈。2022年上半年，火电企业获现能力保持较好水平，债务负担及偿债能力指标同比变化不大。

3.2022年下半年火电企业债券到期情况

截至2022年6月底，火电行业存续债券共741只，合计余额11220.91亿元。其中，2022年下半年到期金额合计3144.56亿元，8月出现到期兑付峰值613.70亿元。但到期规模较大的发行人主要为高信用等级的央企和地方国企，火电行业整体偿债风险可控。

四、2022年下半年火电行业信用风险展望

根据中国电力企业联合会发布的《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》，从需求端看，2022年上半年，全国用电需求同比增长，但受疫情扰动，4－5月用电量连续负增长。综合考虑下半年国内外疫情形势、国际局势、气候变化及国家各项稳增长政策措施效果等因素，预计2022年下半年全社会用电量同比增长7％左右，全年全社会用电量增速约5％~6％。从供给端看，截至2022年6月底，全国全口径发电装机容量24.4亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量约占48.2％。预计在新能源快速发展带动下，2022年新增装机规模将创历史新高，截至2022年底，全口径发电装机容量将达到26亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机容量占比将首次达到一半。整体看，当前火电压舱石作用仍极为重要，未来受电力市场化改革持续推进以及“碳达峰”“碳中和”目标等因素影响，电源结构将逐步向绿色低碳转型，技术落后、装机规模小的火电机组仍面临关停压力；清洁能源电量对火电电量挤占程度加剧，火电机组调峰作用将逐步凸显。

信用债方面，2021年煤炭价格快速攀升导致火电企业整体亏损严重，2022年上半年，受益于上网电价提升，部分火电企业已实现扭亏，但煤炭价格持续高位震荡，火电行业整体经营压力仍很大。火电行业发债企业主要为央企和地方国企，企业整体资质好，融资渠道通畅；同时，电力及热力业务对区域经济及居民生活均具有重要意义，因此此类企业可获得更高强度的外部支持。整体看，2022年下半年，虽然火电行业到期兑付债券规模较大，但行业整体偿债风险可控。

[1]以截至2022年6月底仍有存续债券的火电企业为总样本。

[2]根据Wind信用债分类。

[3]根据Wind信用债分类，截至2022年6月底有存续债的火电企业。

本文源自联合资信