2019年以來，全社會用電量增速回落，煤價高位運行小幅波動下降，火電行業(yè)整體呈現(xiàn)量利齊增的情況。供給側(cè)改革效果顯現(xiàn)，火電裝機增速保持低速增長，利用小時數(shù)受環(huán)保政策趨嚴、清潔能源擠壓等影響同比下降。煤電聯(lián)動機制取消，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，電價市場化進一步推進。

　　預計2020年電力需求維持中速增長趨勢，供給側(cè)改革及電改推進背景下，火電新增裝機空間有限，清潔能源擠占火電利用小時繼續(xù)承壓;煤電聯(lián)動機制取消，上網(wǎng)電價市場化，電價下降的預期增大;煤炭供需向?qū)捤砂l(fā)展，電煤價格或?qū)⒎€(wěn)中有降，部分抵消電價預期下行對火電業(yè)績的不利影響。2020年初受疫情影響，預計一季度用電量增速下滑，但長期影響有限，鑒于發(fā)電企業(yè)較好的資質(zhì)及穩(wěn)定的現(xiàn)金流，發(fā)債企業(yè)的信用質(zhì)量將總體保持穩(wěn)定。

　　行業(yè)政策：2019年煤電聯(lián)動機制取消，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，風電、光伏平價上網(wǎng)，市場化改革加速;煤電聯(lián)營工作及煤電整合試點的推動將有利于增強發(fā)電企業(yè)抵抗市場風險能力。

　　行業(yè)規(guī)模：2019年全國用電需求增速回落，供給側(cè)改革背景下火電裝機容量維持低速增長水平，供需增量總體平衡，勢頭良好的清潔能源擠占火電利用小時數(shù)同比下降;綜合考慮經(jīng)濟增長驅(qū)動因素、環(huán)保政策等因素，預計2020年用電需求將保持中速增長趨勢，火電裝機容量低速增長，利用小時數(shù)繼續(xù)承壓;煤電聯(lián)動機制取消，市場化交易擴大，電價預期下行，煤炭供需寬松，電煤價格或?qū)⒎€(wěn)中有降，部分抵消電價預期下行對火電的不利影響。

　　財務(wù)表現(xiàn)：2019年煤價波動下行，火電業(yè)績改善，盈利回升;預計2020年火電企業(yè)資產(chǎn)結(jié)構(gòu)以及債務(wù)特征變化不大，火電企業(yè)償債壓力仍較大。

　　信用質(zhì)量：火電企業(yè)發(fā)債主體集中度高，短期債務(wù)壓力較大，發(fā)行債券以短期融資工具為主，“16華晨01”未能按期償付，民營企業(yè)需關(guān)注股東風險。

　　行業(yè)政策

　　2019年煤電聯(lián)動機制取消，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，風電、光伏平價上網(wǎng)，市場化改革加速，將推動電力市場化交易的不斷擴大;煤電聯(lián)營工作及煤電整合試點的推動將有利于增強發(fā)電企業(yè)抵抗市場風險能力;此外，環(huán)保政策趨嚴將會一定程度抑制高耗能行業(yè)用電需求。

　　2004年以來，燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價及煤電價格聯(lián)動機制逐步建立，并成為上網(wǎng)側(cè)電價形成的重要基準，歷次煤電標桿電價的調(diào)整與電煤價格的變化呈現(xiàn)高度的相關(guān)性。但隨著電力市場化改革的不斷深化，競爭性環(huán)節(jié)電力價格加快放開，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制已難以適應(yīng)形勢發(fā)展，難以發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用。

　　2019年10月，《國家發(fā)展和改革委員會關(guān)于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》(以下簡稱“《電價指導意見》”)發(fā)布，自2020年1月1日起，煤電價格聯(lián)動機制取消，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制?；鶞蕛r按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體由供需雙方協(xié)商或競價決定，但2020年暫不上浮。

　　同年1月《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》、5月《國家發(fā)展改革委關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》提出，為促進可再生能源高質(zhì)量發(fā)展，提高風電、光伏發(fā)電的市場競爭力，將推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng);促進公平競爭和優(yōu)勝劣汰，2020年實現(xiàn)風電與煤電平價上網(wǎng)的目標要求。同時，2019年以來，隨著《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》、《關(guān)于加強電力中長期交易監(jiān)管的意見》、《關(guān)于做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》等文件的出臺，電力市場化建設(shè)進一步加快，預計2020年隨著電力體制改革深入推進，將推動電力市場化交易的不斷擴大，電力市場競爭加劇，倒逼電力企業(yè)降低發(fā)電成本。

　　2019年10月兩部委發(fā)布《關(guān)于加大政策支持力度進一步推進煤電聯(lián)營工作的通知》要求在推進供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革進程中，優(yōu)化煤電產(chǎn)業(yè)資源配置，推動煤炭、電力產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展，采取煤電一體化、煤電交叉持股、煤電企業(yè)合并重組等形式實現(xiàn)煤電聯(lián)營;重點發(fā)展坑口煤電一體化、優(yōu)化推進中東部省份煤電聯(lián)營、支持北方地區(qū)清潔取暖項目實施煤電聯(lián)營等。

　　2019年11月，國資委下發(fā)《中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點方案》推動煤電資源整合和資產(chǎn)優(yōu)化，將甘肅、陜西(不含國家能源集團)、新疆、青海、寧夏5個煤電產(chǎn)能過剩、煤電企業(yè)連續(xù)虧損的省區(qū)，納入第一批中央企業(yè)煤電資源區(qū)域整合試點，力爭到2021年末，試點區(qū)域產(chǎn)能結(jié)構(gòu)明顯優(yōu)化，煤電協(xié)同持續(xù)增強，運營效率穩(wěn)步提高，煤電產(chǎn)能壓降四分之一至三分之一。

　　2019年以來，我國環(huán)保力度進一步加大，《環(huán)境影響評價法》、《關(guān)于推進實施鋼鐵行業(yè)超低排放的意見》、《藍天保衛(wèi)戰(zhàn)重點區(qū)域強化監(jiān)督定點幫扶工作方案》、《2019年石灰行業(yè)大氣污染防治攻堅戰(zhàn)實施方案》、《關(guān)于開展淘汰落后和化解過剩產(chǎn)能工作督導檢查的通知》等環(huán)保政策密集出臺，監(jiān)管力度不斷加大，對高耗能行業(yè)的生產(chǎn)活動提高了要求，一定程度抑制高耗能行業(yè)用電需求。

　　綜上所述，在火電行業(yè)產(chǎn)能過剩、電力市場化改革加速的背景下，發(fā)電企業(yè)參與市場競爭意愿不斷增強，煤電聯(lián)動取消，電價在電力市場化方向上邁出關(guān)鍵一步;國家政策支持煤電聯(lián)營工作及煤電整合試點的推動將有利于推進火電盈利的改善、增強發(fā)電企業(yè)抵抗市場風險能力;此外，環(huán)保政策趨嚴將會使得高耗能行業(yè)用電需求受限，一定程度上抑制電力需求增速。

　　行業(yè)概況

　　2019年，全社會用電量增速回落，第三產(chǎn)業(yè)用電量保持較快增長，西部地區(qū)用電量增速相對領(lǐng)先;新冠肺炎疫情對用電量需求短期內(nèi)會造成一定程度不利影響，預計集中在一季度，但隨著疫情緩解，長期影響有限，綜合考慮經(jīng)濟增長驅(qū)動因素、環(huán)保政策等因素，預計2020年全國電力供需總體均衡，用電需求增速將保持中速增長趨勢。

　　2019年以來，受經(jīng)濟增速放緩影響，全社會用電量增速回落。2018年，全社會用電量較快增長，同比增長8.5%，同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速;各季度增速逐季回落，但總體處于較高的水平。2019年，全社會用電量72，255億千瓦時，同比增長4.5%，增速同比回落4.0個百分點，主要由于2019年以來經(jīng)濟增速放緩以及環(huán)保趨嚴政策下工業(yè)用電需求增長受限，上年同期的基數(shù)相對較高等因素，此外夏季期間較上年同期偏低的天氣因素亦起一定作用;2019年各季度全社會用電量增速分別為5.5%、4.5%、3.4%和4.7%，用電量平穩(wěn)增長。

　　在拉動因素方面，2019年，第二產(chǎn)業(yè)仍是拉動全社會用電量增長的最主要動力，第三產(chǎn)業(yè)用電對全社會用電量增速的貢獻率明顯增長。2019年，全國第二產(chǎn)業(yè)用電量49，462億千瓦時，同比增長3.1%;第三產(chǎn)業(yè)用電量11，863億千瓦時，同比增長9.5%;城鄉(xiāng)居民生活用電量10，250億千瓦時，同比增長5.7%。第二產(chǎn)業(yè)、第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量對全社會用電量增長的貢獻率分別為47.9%、33.1%和17.9%，其中，第二產(chǎn)業(yè)對全社會用電量增速的貢獻率仍最高，第三產(chǎn)業(yè)貢獻率同比提高10.1個百分點。2019年，全國工業(yè)用電量48，473億千瓦時，同比增長2.9%，增速比上年同期回落4.1個百分點，占全社會用電量的比重為67.1%，其中，四大高載能行業(yè)用電量比上年增長2.0%，增速比上年同期回落4.1個百分點。

　　從區(qū)域間用電規(guī)?？矗?019年1~11月，東部地區(qū)仍是拉動用電量增長的主要動力，其中，廣東、江蘇和北京用電規(guī)模較大;從區(qū)域間用電增速看，除青海、河南、甘肅和上海增速表現(xiàn)為負增長外，其他省份用電量均為正增長，中西部地區(qū)多數(shù)省份用電增速超過全國水平，且西部地區(qū)用電量增速相對領(lǐng)先，其中，西藏和廣西2個省份增速超過10%。

　　整體來看，我國經(jīng)濟增長正在向高質(zhì)量發(fā)展轉(zhuǎn)變，由于2020年初新冠肺炎疫情的影響，電力行業(yè)短期將會受到一定的沖擊，首先由于人們限制出行、聚餐等活動，娛樂、旅游等三產(chǎn)行業(yè)的用電量將嚴重下滑，其次，由于各行業(yè)的復工可能至少推遲1-2周，作為電力主要下游需求的化工、建材等行業(yè)的工期預計將會出現(xiàn)不同程度的推遲，下游行業(yè)電力需求預計短期受影響下降，存量占比較大的二產(chǎn)用電量將有所下滑。

　　但春節(jié)假期的延長同樣會增加居民用電量，部分抵消二、三產(chǎn)用電量下滑的不利影響，預計影響集中在一季度，隨著疫情緩解，各行業(yè)開工復工，用電量需求提升，長期影響有限，預計2020年全國電力供需總體均衡，全社會用電量增速將保持中速增長的趨勢，原因主要有下面兩點，一方面，國家宏觀調(diào)控經(jīng)濟穩(wěn)定、高質(zhì)量的增長，經(jīng)濟增長將保持在一定的合理區(qū)間;另一方面，環(huán)保政策趨嚴壓制工業(yè)特別是高耗能工業(yè)的發(fā)展，將抑制其用電需求的增加。

　　2019年全國裝機容量繼續(xù)保持低速增長趨勢，發(fā)電量增速同比回落，清潔能源裝機及發(fā)電量占比進一步提高，清潔能源替代造成火電乏力，火電利用小時數(shù)同比下降幅度較大;預計2020年供給側(cè)改革背景下，火電投資放緩，火電新增裝機容量增長空間有限，同時清潔能源發(fā)展勢頭強勁，火電機組利用小時數(shù)將繼續(xù)承壓。

　　2019年以來，全國發(fā)電設(shè)備容量繼續(xù)保持低速增長態(tài)勢，全社會用電量增速明顯回落，機組平均利用小時數(shù)較上年同期有所下降。2018年，全社會用電量增速較大，用電需求的較快提升帶動了發(fā)電量及利用小時數(shù)的上升。截至2019年末，全國全口徑發(fā)電裝機容量20.1億千瓦、同比增長5.8%，火電裝機容量為11.9億千瓦(其中，燃煤發(fā)電10.4億千瓦)。

　　新增裝機方面，2019年，全國新增發(fā)電裝機容量10，173萬千瓦，較上年少投產(chǎn)2，612萬千瓦;其中，新增非化石能源發(fā)電裝機容量6，389萬千瓦，占新增發(fā)電裝機總?cè)萘康?2.8，新增并網(wǎng)風電和太陽能(3.670, -0.12, -3.17%)發(fā)電裝機容量分別為2，574萬千瓦和2，681萬千瓦，分別較上年多投產(chǎn)447萬千瓦和少投產(chǎn)1，844萬千瓦;同期，新增煤電、氣電裝機容量分別為2，989萬千瓦和629萬千瓦，分別較上年少投產(chǎn)67萬千瓦和255萬千瓦。截至2019年末，全國全口徑非化石能源發(fā)電裝機容量8.4億千瓦，同比增長8.7%，占總裝機容量的比重為41.9%，比上年底提高1.1個百分點，清潔能源裝機占比進一步提高。2019年，全國電源工程建設(shè)完成投資3，139億元，同比增長12.6%，其中火電630億元，同比下降19.9%。

　　發(fā)電量方面，2019年，全國全口徑發(fā)電量為7.33萬億千瓦時，同比增長4.7%，其中，全國全口徑火電發(fā)電量5.05萬億千瓦時，同比增長2.4%，煤電發(fā)電量4.56萬億千瓦時，同比增長1.7%。同期，全國非化石能源發(fā)電量2.39萬億千瓦時，同比增長10.4%，占全國發(fā)電量的比重為32.6%，較2018年提高1.7個百分點，清潔能源發(fā)電量占比進一步提高。

　　機組利用小時方面，2019年，全國發(fā)電設(shè)備累計平均利用小時3，825小時，比上年同期降低54小時，其中，火電4，293小時，比上年同期降低85小時，水電3，726小時，比上年同期增加119小時;全國太陽能發(fā)電1，285小時、同比提高55小時;并網(wǎng)風電2，082小時、同比下降21小時。

　　在供給側(cè)改革背景下，國家嚴控火電裝機的增長，《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃(2016-2020年)》提出2020年煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內(nèi)，2019年末燃煤發(fā)電裝機已達10.4億千瓦，隨著投資額度的下降，同時考慮到煤電行業(yè)淘汰落后產(chǎn)能目標任務(wù)以及清潔能源發(fā)展勢頭強勁，火電新增裝機容量增長空間有限，裝機將繼續(xù)保持在低速增長水平。隨著電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力持續(xù)增強，電網(wǎng)工程建設(shè)有序推進，市場化手段促進消納的作用逐步增強，清潔能源得到大范圍優(yōu)化配置，新能源消納能力增強，棄風棄光問題得到改善，將導致火電企業(yè)利用小時數(shù)繼續(xù)擠壓。

　　2019年由于新增產(chǎn)能加速投放產(chǎn)量增加等因素，煤炭供需向?qū)捤砂l(fā)展，電煤價格小幅波動下降，但總體處于高位;綜合考慮環(huán)保因素及長協(xié)煤政策推動因素等，預計2020年煤炭供需向?qū)捤砂l(fā)展，電煤價格或?qū)⒎€(wěn)中有降;煤電聯(lián)動取消，價格相對較低的交易電量占比提高，上網(wǎng)電價預期下行。

　　煤炭作為我國主體能源，是火電供應(yīng)的基礎(chǔ)，占火電營業(yè)成本的50%~70%，煤炭的價格變動對火電的業(yè)績有很大的影響。2018年，反映電煤采購成本的CECI5500大卡綜合價波動區(qū)間為571~635元/噸，國內(nèi)煤電企業(yè)采購成本居高不下，全年全國火電企業(yè)虧損面近50%。2019年以來，隨著去產(chǎn)能基本進入尾聲，新增產(chǎn)能加速投放產(chǎn)量增加，動力煤市場隨著供求結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)向“寬平衡”，市場價格運行區(qū)間為550~650元/噸;全國電廠存煤總體處于高位、需求不振，疊加火電發(fā)電受清潔能源擠壓削弱煤炭需求，煤炭供需向?qū)捤砂l(fā)展，電煤價格小幅波動下降，但總體處于高位，截至2020年1月2日，環(huán)渤海動力煤價格指數(shù)為552元/噸。

　　國家發(fā)改委《關(guān)于推進2020年煤炭中長期合同簽訂履行有關(guān)工作的通知》繼續(xù)推進煤炭中長期合同簽訂和履行工作，提出要提高中長期合同簽訂的數(shù)量，支持簽訂2年及以上量價齊全的中長期合同，若煤炭長期合同有效履行，長協(xié)煤比例提高，將有助于煤電企業(yè)采購成本的穩(wěn)定。

　　2020年初，新冠肺炎疫情擴散導致的公路運輸及外運受限以及煤礦復工延期導致煤炭供給收縮將成為抑制煤炭短期供應(yīng)的重要因素，2月1日國家能源局發(fā)布《關(guān)于做好疫情防控期間煤炭供應(yīng)保障有關(guān)工作的通知》中指出，在煤炭供應(yīng)方面，要保障全國電煤庫存處于合理水平;優(yōu)先安排好疫情重點地區(qū)以及東北、京津唐等地區(qū)的煤炭供應(yīng);要嚴格執(zhí)行煤炭中長期合同及“基準價+浮動價”定價機制，嚴禁在合同約定以外隨意漲價，嚴禁以各種理由不履行中長期合同;因此在煤炭供應(yīng)方面，電煤供給不足預計不會大面積出現(xiàn)，煤炭價格也保持相對合理的浮動，整體來看疫情對電煤供給的影響較小。

　　電價方面，2019年《電價指導意見》提出將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮”的市場化價格機制，基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，并指出2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。電力交易方面，2018年，全國電力市場交易電量合化率為30.2%，較上年提高4.3個百分點，其中煤電 的上網(wǎng)電量市場化率為42.8%，平均市場交易電價338.3元/千千瓦時，市場交易平均電價較上年提高11.9元/千千瓦時，但仍較上網(wǎng)電量平均電價降低24.5元/千千瓦時。2019年，全國各類交易電量合計為28，344億千瓦時，占全社會用電量比重為39.2%，同比提高9個百分點。

　　綜合來看，隨著煤炭供需矛盾逐步緩解，煤炭供應(yīng)方面未來較2019年將相對寬松，電煤價格或?qū)⒎€(wěn)中有降。煤電聯(lián)動機制取消，并指出2020年暫不上浮，同時價格相對較低的交易電量占比提高，電價下降的預期增大;由于煤炭供需向?qū)捤砂l(fā)展，電煤價格的預期下降將部分抵消電價預期下行對火電業(yè)績的不利影響。

　　財務(wù)表現(xiàn)

　　2019年，煤炭價格的下降有利于火電成本下降，火電板塊盈利回升，營業(yè)收入增加，凈利潤同比明顯增長;預計2020年火電企業(yè)資產(chǎn)結(jié)構(gòu)以及債務(wù)特征變化不大，短期債務(wù)比重較大，火電企業(yè)償債壓力仍較大;受疫情影響，火電企業(yè)一季度業(yè)績表現(xiàn)欠佳，需關(guān)注用電需求乏力區(qū)域、大用戶直供電占比較大的電力企業(yè)。

　　根據(jù)國家統(tǒng)計局公布數(shù)據(jù)，2019年1~9月份，全國規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)實現(xiàn)利潤總額45，933.5億元，同比下降2.1%。在41個工業(yè)大類行業(yè)中，30個行業(yè)利潤總額同比增加，11個行業(yè)減少。其中，電力、熱力生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)利潤總額同比增長13.7%，

　　在宏觀經(jīng)濟平穩(wěn)運行，用電需求同比提高背景下，火電行業(yè)發(fā)電量增加，疊加煤炭價格雖高位運行但波動下降，2019年1~9月，火電企業(yè)營業(yè)收入同比增長6.22%;凈利潤同比增長63.22%。在現(xiàn)金流方面，業(yè)績好轉(zhuǎn)帶來經(jīng)營性現(xiàn)金流的改善，2019年1~9月，火電企業(yè)經(jīng)營性凈現(xiàn)金流同比增長9.23%。隨著供給側(cè)改革推進，火電行業(yè)去產(chǎn)能效果明顯，新增裝機增速明顯放緩，2017年和2018年在固定資產(chǎn)和長期資產(chǎn)支付的現(xiàn)金同比分別減少13.69%和7.55%，2019年1~9月同比減少7.70%，投資性凈現(xiàn)金流方面也有所改善。

　　從資產(chǎn)負債方面來看，火電企業(yè) 具有重資產(chǎn)屬性，資產(chǎn)負債率較高，2017~2018年末及2019年9月末，火電企業(yè)資產(chǎn)負債率分別為69.14%、68.48%和66.21%，雖有所下降，但維持較高的負債率。與此相應(yīng)，火電企業(yè)財務(wù)費用常年保持相對較高水平;但火電企業(yè)現(xiàn)金流獲取能力仍很強，故企業(yè)傾向于使用短期融資工具降低財務(wù)成本，2019年9月末，流動負債占總負債比重為41.48%，流動比率0.53倍，存在一定短期流動風險;火電企業(yè)有息債務(wù)維持平穩(wěn)增長趨勢，規(guī)模較大，且短期有息債務(wù)占較大的比重，截至2019年9月末，有息債務(wù)占總負債比重為76.76%，短期有息債務(wù)占有息債務(wù)的32.13%，短期償債壓力仍較大。

　　受疫情影響，各行業(yè)開工延遲，國內(nèi)企業(yè)開工率下降，對電力的需求將會有所下降，特別對于疫情嚴重的區(qū)域開工復工時間更長，用電需求會明顯下降，一季度火電業(yè)績表現(xiàn)預計整體欠佳，主要由于火電企業(yè)發(fā)電優(yōu)先級較低，相較優(yōu)先級較高的清潔能源企業(yè)來說受疫情影響更大，2020年一季度火電、水電業(yè)績將有所分化，需關(guān)注用電需求乏力區(qū)域、大用戶直供電占比較大的電力企業(yè)。

　　總體來看，2019年火電企業(yè)整體業(yè)績好轉(zhuǎn)，現(xiàn)金流狀況有所改善。預計2020年火電企業(yè)資產(chǎn)結(jié)構(gòu)以及債務(wù)特征變化不大，火電企業(yè)償債壓力仍較大。短期受疫情影響，火電企業(yè)一季度業(yè)績或不達預期，需關(guān)注用電需求乏力區(qū)域、大用戶直供電占比較大的電力企業(yè)。

　　信用質(zhì)量

　　全國電力生產(chǎn)行業(yè)整體償債能力較強，發(fā)債主體集中度較高，主體信用級別相對較高，信用質(zhì)量較好;短期債務(wù)壓力較大，預計2020年新發(fā)行債券仍以短期融資工具為主。

　　全國電力生產(chǎn)行業(yè)整體償債能力較強，主體信用級別相對較高，央企及地方國有企業(yè)仍是債券發(fā)行的主要組成部分，其中五大電力集團及其子公司是債券發(fā)行的主力，約占債券發(fā)行總額的62%，發(fā)債企業(yè)集中度很高。截至2019年末，電力企業(yè)有存續(xù)債券的企業(yè)有137家(其中無公開評級的有10家)，主體信用級別以AAA和AA+為主，占比分別為42.52%和29.92%，存續(xù)債券867只，債券余額15，798.45億元，主要為中期票據(jù)、公司債、短期融資債券和企業(yè)債，債券余額占比分別為34.77%、25.41%、18.26%和14.25%。

　　截至2019年末，電力生產(chǎn)企業(yè)存量債券規(guī)模為15，798.45億元，債券期限結(jié)構(gòu)較為集中，三年內(nèi)到期債券余額占總量的73.97%，其中，一年內(nèi)到期債券余額為4，876.26億元，占比為30.87%，短期償債壓力較大。

　　2019年，全國電力企業(yè)發(fā)行債券金額總計10，605.6億元，同比增長30.78%，發(fā)行債券仍以短期融資工具為主，占全部債券的59.78%，發(fā)行額同比增長20.69%;其次為中期票據(jù)和公司債，占比分別為19.94%和12.64%。

　　受控股股東債務(wù)違約事件因素影響，2019年12月，“16華晨01”未能按期償付，民營企業(yè)需關(guān)注股東風險。

　　從信用級別遷移情況來看，電力企業(yè)長期評級基本保持穩(wěn)定。2019年，在公開評級的企業(yè)中，有3家企業(yè)調(diào)整級別。其中新疆天富集團有限責任公司和北方聯(lián)合電力有限責任公司兩家級別上調(diào)，原因為股東支持力度增強業(yè)務(wù)規(guī)模擴大、債務(wù)壓力緩解以及盈利能力提升等。華晨電力股份公司(以下簡稱“華晨電力”)則因?qū)嵸|(zhì)性違約，級別被下調(diào)級別至C。

　　華晨電力母公司永泰能源(1.520, -0.04, -2.56%)股份有限公司為一家民營上市公司，2018年7月由于未能償還“17永泰能源CP004”構(gòu)成實質(zhì)違約，受此影響，華晨電力外部融資環(huán)境不斷惡化;2019年5月17日，華晨電力未能按期支付2020年到期6.625%優(yōu)先票據(jù)利息，2019年11月18日無法按期支付優(yōu)先票據(jù)的到期利息，2019年12月9日，無法按期償還“16華晨01”本金，并擬對本期債券在到期后展期。鑒于華晨電力短期償債壓力很大，且受控股股東債務(wù)違約事件因素影響，短期流動性緊張并出現(xiàn)債務(wù)逾期，融資環(huán)境持續(xù)惡化，最終未能如期支付相關(guān)優(yōu)先票據(jù)應(yīng)付利息，不具備相關(guān)債務(wù)的償付能力，2019年，經(jīng)過四次級別下調(diào)，聯(lián)合信用評級有限公司將華晨電力主體信用等級由A/負面下調(diào)至C。

　　2019年新增6家電力企業(yè)的公開評級，其中評級為AA+的有華電湖北發(fā)電有限公司、廣西廣投能源有限公司、大唐山東發(fā)電有限公司和中節(jié)能太陽能股份有限公司，評為AA的有四川省紫坪鋪開發(fā)有限責任公司和廣東省電力開發(fā)有限公司。

　　預計2020年電力企業(yè)償債能力仍較強，發(fā)債主體集中度較高，短期債務(wù)壓力較大，行業(yè)相對穩(wěn)定的現(xiàn)金流造成發(fā)行債券仍將以短期融資工具為主，且預計2020年發(fā)債企業(yè)的信用質(zhì)量將總體保持穩(wěn)定。

　　【1】大型發(fā)電集團，指參加中電聯(lián)電力交易信息共享平臺的11家中央及地方大型發(fā)電企業(yè)集團。

　　【2】這里統(tǒng)計口徑為wind行業(yè)中心的火電行業(yè)。