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(yán)、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(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機制，電價市場化進一步推進。

　　預(yù)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(yù)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(yù)期下行對火電業(yè)績的不利影響。2020年初受疫情影響，預(yù)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(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機制，風(fēng)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(fēng)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(yù)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(yù)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(yù)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(yù)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(fēng)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(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機制，風(fēng)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(fēng)險能力;此外，環(huán)保政策趨嚴(yán)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(biāo)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(zhǔn)，歷次煤電標(biāo)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(biāo)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(dǎo)意見》(以下簡稱“《電價指導(dǎo)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(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮動”的市場化價格機制?；鶞?zhǔn)價按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)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(fēng)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(fēng)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(fēng)電、光伏發(fā)電的市場競爭力，將推進風(fēng)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(fēng)電與煤電平價上網(wǎng)的目標(biāo)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(yù)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(dǎo)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(fēng)險能力;此外，環(huán)保政策趨嚴(yán)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(yù)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(yù)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(yán)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(yán)重下滑，其次，由于各行業(yè)的復(fù)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(yù)計將會出現(xiàn)不同程度的推遲，下游行業(yè)電力需求預(yù)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(yù)計影響集中在一季度，隨著疫情緩解，各行業(yè)開工復(fù)工，用電量需求提升，長期影響有限，預(yù)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(yán)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(yù)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(fēng)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(fēng)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(yán)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(biāo)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(fēng)棄光問題得到改善，將導(dǎo)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(yù)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(yù)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(dǎo)致的公路運輸及外運受限以及煤礦復(fù)工延期導(dǎo)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(yán)格執(zhí)行煤炭中長期合同及“基準(zhǔn)價+浮動價”定價機制，嚴(yán)禁在合同約定以外隨意漲價，嚴(yán)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(yù)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(dǎo)意見》提出將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價機制改為“基準(zhǔn)價+上下浮”的市場化價格機制，基準(zhǔn)價按當(dāng)?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標(biāo)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(yù)期增大;由于煤炭供需向?qū)捤砂l(fā)展，電煤價格的預(yù)期下降將部分抵消電價預(yù)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(yù)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(fēng)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(yán)重的區(qū)域開工復(fù)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(yù)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(yù)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(yù)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(yù)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(fēng)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(zé)任公司和北方聯(lián)合電力有限責(zé)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(zé)任公司和廣東省電力開發(fā)有限公司。

　　預(yù)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(yù)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)。