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1、2022年上半年火电行业信用风险总结与展望联合资信工商评级四部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。IS信用债方面，2022年上半年火电企
2、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。联合资信评估股份有眼公司China Lianhe Credit Rating Co.,Ltd.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45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
3、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45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。图1 2021 2022年分月全社会用电量及其增速情况公千瓦(%)OOO r ZJ4+工N月 3月 4月 5月 G月 /月 8月 9月 XO=3 工1月 X2/1 平均工誓用电 09用电 2021年tSift 2022 年
4、出速资料来源：联合资信根据公开资料空理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45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
5、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%O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。其执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%o 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
6、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%o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%o分区域看，中部地区用电
7、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
8、 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%o（2）装机容量2022年上半年，电源投资增长带动电
9、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。伯盛同资信VUx UanheRatings一截至2022年.6月底？全国全口径发电装机容量244亿千瓦2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ILl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
10、。（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
11、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
12、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
13、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900l 100元/吨水平。受煤炭成本高企影响，2021年火电企业亏损严重，20
14、22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I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
15、亏损120.23亿元，火电企业整体实现扭亏为盈。表1微至2022年6月底有存续债券的火电企业财务指标情况指标2020 年 上半年2020 年 下半年2021 年 上半年2021 年 下半年2022 年 上半年动力煤平均价格（元/吨）467.00496.94630.82962.63835.57秦皇岛港山西产动力煤（Q5500） 市场均价（元/吨）540.17611.18807.391242.94959.24利润总额合计（亿元）908.12807.65905.92-1498.61686.56利润总额均值（亿元）18.9216.1018.49-30.5814.011以截至2022年6月底仍有存续债券的火电企业为总样本一亏损企业婺（豕）_ _ 2_3 104314注：1.动力煤平均价格为口西、内蒙古、陕西和山东产动力煤均价的半年金均值,囱未飞取4-6月苏格数相.2022年上半年敦相为L3月均值敬典：2.下 半年利泗总就为样本仝年利泗总赖和除上半年利汹总就 资料来源：联合资信根挽公开资料拄理二、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
