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火力发电企业经营新特点分析

发布时间:2017-11-17 14:47:26 点击: 字号:【
  电力工业是国民经济发展中基础能源产业,在保障民生等方面有着重要的作用,也是维系社会稳定的基本公共服务。在全国经济增速放缓,用电需求下降的大背景下,火力发电企业作为电力行业的最主要参与者又面临着电价下调、环保压力以及电煤成本上升等诸多问题。本文通过对2017年以来整个电力工业分析,总结出火力发电企业的经营新特点,并提出几点发展建议。

  一、2017年电力工业运行情况回顾

  (一)受我国宏观经济稳中向好,工业生产回暖以及上年同期基数相对偏低等因素影响,2017年全社会用电量增速保持较快增长

  在经历了2015年结构性调整导致的电力需求疲软后,全社会用电量从2016年逐渐恢复增长。2017年1~9月,我国全社会用电量完成46,888亿千瓦时,同比增长6.9%,增速同比提高2.4个百分点。众所周知,用电量是反映地区经济发展的重要指标,因此地区经济的增长也导致当地用电需求的增长。2017年前三季度,初步核算GDP增速6.9%,全国规模以上工业增加值同比增长6.6%,全国规模以上工业企业实现利润总额55,846亿元,同比增长22.8%,工业生产的快速回暖导致整体电力需求快速回升。2017年1~9月,全国工业用电量32,048亿千瓦时,同比增长6.0%,增速比上年同期提高4.0个百分点,对全社会用电量增长的贡献率为59.8%。化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计13,426亿千瓦时,同比增长4.9%,增速比上年同期提高6.8个百分点;合计用电量占全社会用电量的比重为28.6%,对全社会用电量增长的贡献率为20.8%。

  总体来看,随着宏观经济的稳中有升,工业产业的回暖以及夏季出现的持续高温导致2017年前三季度整体用电需求保持较快增长。

  (二)随着用电需求增长,加之上半年水电来水整体偏枯,2017年火电发电量同比大幅增长,发电利用小时数略有提升

  2017年1~9月,全国规模以上电厂发电量46,891亿千瓦时,同比增长6.4%,增速同比提高3.0个百分点。其中规模以上火电发电量同比增长6.3%,增速同比提升5.5个百分点。火电发电量的大幅增长主要受益于全国用电需求的增长,另一方面,由于上半年水电整体来水偏枯,水电发电量同比成负增长,导致水电发电空间让渡给火电。但值得注意的是,2017年8月以来,全国来水量有所好转,水电发电量明显增快,未来,除受用电需求影响外,火电发电量仍将受水电等清洁能源影响较大。

  截至2017年9月末,全国6,000千瓦及以上电厂装机容量为16.7亿千瓦,同比增长7.6%,增速比上年同期回落3.2个百分点。其中火电10.8亿千瓦,较2016年末增长0.3亿千瓦。由于新增火电装机容量,全国火电设备平均利用小时为3,117小时,比上年同期增加47小时,同比仅增长1.5%,远低于火电发电量增速。

  二、火力发电企业经营新特点分析

  (一)2017年以来,火电企业整体营业收入规模上升,但受到煤炭价格大幅反弹、交易电量增长等因素影响,整体盈利水平及现金流获取能力大幅下降,资产负债率保持稳定

  财务分析选取债券在存续期内,且发布2017年半年报的54家火力发电企业,其中为避免重复计算,剔除子公司后选取了40家样本企业。从火电企业营业收入来看,2017年上半年,样本企业实现营业收入1.01万亿元,同比增长12.6%;其中收入同比减少的企业仅3家,占样本企业总数的7.5%,而在收入增长的企业中,增幅超过30%的企业有8家,其中福建闽东电力股份有限公司上半年收入增幅达到60.94%。样本企业营业收入增长较大的原因一方面是由于上年同期基数较低,受2017年以来工业用电需求的增长、水电整体来水偏枯、交易电量增长等因素影响,火力发电量大幅增长;另一方面,部分发电企业增加加大贸易等轻资产业务规模,拉升了整体收入的增长。

  从火电企业盈利水平来看,2017年上半年,样本企业实现利润总额462.8亿元,同比减少743.53亿元,降低达到61.6%,盈利能力明显下滑。其中亏损的企业有3家;利润同比减少的企业有32家,占样本企业的80%;同比增长的企业仅有8家(其中一家为减亏);利润降幅超过50%的企业有13家,占比32.5%。火电企业盈利大幅下滑的主要原因在于自2016年下半年起,煤炭价格大幅回升,2017年以来,增速更是明显增长,使以煤炭为主要成本的火电企业经营压力持续加大;而另一方面,自2016年标杆电价下降以来,火电企业电价一直没有调整,同时,交易电量的增长拉低的火电企业整体上网电价,导致盈利空间进一步被挤压。

  从现金流方面来看,2017年上半年,样本企业实现经营性金现金流1,705.16亿元,降幅达到42.3%,虽然电力行业现金流获取能力仍然较强,但受到盈利能力下滑等因素影响,整体现金流获取能力大幅减弱。

  从负债方面来看,2017年上半年,样本企业资产负债率59.3%,同比变化不大,在其他电源类型发电企业中相比资产负债率较低,整体债务压力较轻。其中五大集团资产负债率仍保持在80%以上的较高水平,另外山西漳泽电力股份有限公司、北方联合电力有限责任公司、华电能源股份有限公司等负债率相对较高。由于火电产能过剩情况日益严重,2017年以来企业投资规模继续减少,火电企业发行债券或银行借款目的主要为偿还到期债务,相对来讲新增债务规模有限。但未来不排除随着火电企业盈利能力的持续下降,部分企业可能未分配利润为负,资产负债率将有可能上升。

  (二)近期电力企业重组动作频繁,强强联合有助于优化资源配置,降低行业内部恶性竞争,提升整体规模效益

  我国电力生产企业私有化程度很低,大部分为中央或者地方国有企业,以五大电力集团、省级或地方电力能源企业为主,因此国有企业深化改革的大背景下,电力生产企业成为供给侧结构性改革的重要组成部分。近年来,电力生产行业重大资产重组频繁,从2015年的中国电力投资集团公司与国家核电技术有限公司实施联合重组实现的价值互补,到2016年中国长江电力股份有限公司向股东发行股票并购水电资产实现的大型水电站的“四库联调”,强强联合有助于电力企业实现优化资源配置,降低行业内部恶性竞争,提升整体规模效益。

  2017年6月以来,随着两家上市公司中国神化和国电电力同时停牌,能源企业又一场重大资产重组渐渐明晰。8月28日,经国务院批准,中国国电集团与神华集团有限责任公司合并重组为国家能源投资集团有限公司(以下简称“国家能投”)。该重组涉及资产规模约1.8万亿元,是自国资委成立以来最大的央企并购重组案。重组后,按照2016年末口径计算,国家能投总资产约1.78万亿元,资产负债率达到63%,年营业总收入接近4,300亿元,煤炭产量达到4.8亿吨,发电装机容量达到2.26亿千瓦,成为拥有煤炭、火电、风电及煤制油煤化工四大主业的巨无霸能源企业。运用产业链上下游重组方式,未来国家能投煤炭与电力的“零和博弈”状态使其将经营风险对冲,发挥其规模效益,成为世界名副其实的能源巨头。

  至此,五大集团已有两家进行了资产重组,未来另外几家是否将继续沿袭资产重组道路具有很大可能性。总的来看,自电力体制改革以来,电力企业重大重组动作频繁,强强联合有助于优化资源配置,降低行业内部恶性竞争,也将提升行业整体规模效益。

  (三)前期煤电项目的疯狂上马导致火电产能过剩现象严重,随着国家出台多项政策调控煤电规划建设,2017年,电力投资明显放缓

  对于火电企业而言,由于2015年以来煤炭价格下跌使火电企业盈利能力大幅提升,吸引地方政府及五大发电集团对火电的投资热情不减,而2014年11月国务院《政府核准的投资项目目录(2014年本)的通知》明确将火电项目审批权利下放到省级政府也刺激了地方政府为促进地区经济而兴建煤电项目的积极性,导致2015年煤电项目成井喷式增长。2015年煤电项目核准量大大超过“十二五”前四年的平均量,当年煤电新增装机5,186万千瓦,同比增长7.8%,为2009年以来投产最多的一年,火电产能过剩的情况进一步恶化。

  为了遏制煤电项目的疯狂投产,2016年3月,国家发改委及国家能源局下发《关于促进我国煤电有序发展的通知》(发改能源【2016】565号),将对电力冗余省份煤电项目采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”放慢煤电建设速度,同时发布了煤电规划建设风险预警,将全国32个省份分为“绿色”、“橙色”及“红色”三种预警类型,其中除江西、安徽及海南为“绿色”,湖北为“橙色”外,其余均为“红色”,即存在电力冗余或政策不允许新建煤电项目,建议地方政府暂缓核准煤电项目。2016年9月,国家能源局取消了15项不具备核准条件的煤电项目,共计1,240万千瓦;2017年1月又叫停了11省101个煤电项目,装机规模超过1亿千瓦,涉及总投资约4,300亿元。被叫停的项目中约6,800万千瓦在建项目,5,900万千瓦处于早期规划项目。2017年也被称作“煤电叫停年”。

  受上述政策影响,2017年1~9月,全国主要发电企业电源工程完成投资1,728亿元,同比下降13.1%。其中火电496亿元,同比下降25.0%。根据国家“十三五”规划,截至2020年末,煤电项目力争将控制在11亿千瓦以内,而截至2016年末,煤电装机规模已有9.46亿千瓦,因此三年内新增煤电项目空间仅有约1.54亿千瓦,平均年均增长率小于5%。

  (四)2017年以来,市场化交易电量占比继续增长,随着销售电量市场化率的不断提高,电价折扣幅度相对收窄,未来上网电价将恢复合理水平

  2015年,电力体制改革的重启,发电及售电侧逐步放开,配合独立的电力交易中心及售电公司,电力行业产业链的利益将进行再分配。2017年以来,随着改革的推进,市场交易电量在整个市场占比进一步增长。根据中电联公布的《2017年上半年全国电力市场交易数据简要分析》,2017年1~6月,国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29,642亿千瓦时,市场化交易电量合计为6,442亿千瓦时,其中,各省内市场交易电量4,708亿千瓦时,省间(含跨区)市场交易电量合计1,733亿千瓦时,交易电量占电网销售电量比重(即销售电量市场化率)达到21.7%。而在2016年同期,市场化交易电量为3,462亿千瓦时,销售电量市场化率仅为12.5%。分省份来看,全国市场交易电量规模排名前三的省份分别为广东省、江苏省及山东省,交易电量分别为1,189亿千瓦时、678亿千瓦时及537亿千瓦时,而销售电量市场化率前三名分别为青海省、蒙西及广东省(57.3%。、39.3%及37.2%)。

  煤电方面,根据数据显示,2017年上半年,大型发电企业(华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、国电投集团、神华集团、三峡集团、浙能集团、粤电集团和中核集团)累计上网电量10,540亿千瓦时,其中市场化交易电量2,936亿千瓦时,销售电量市场化率达到27.9%。电价方面,煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价)为0.346元/千瓦时,市场交易平均电价为0.315元/千瓦时,由此推出计划电量平均电价约在0.358元/千瓦时。从以上数据可以看出,市场电量的平均电价较以前的计划电量便宜约0.042元/千瓦时,用大型发电企业市场电量推算,2017年上半年这10家企业由于电价下降导致减收约123亿元。与2016年情况相比,根据公开资料显示,2016年,全国市场化电量平均电价降低约0.072元/千瓦时,可以看出,2017年,随着市场交易电量的增长,电价开始逐渐向较为合理水平发展。未来,随着电力体制改革的推进,市场化电量的占比预计将进一步增长,越来越多的企业将直接进入电力交易市场直接购电,从企业发展角度考虑,低电价并非企业唯一追求的目的,稳定优质的电力供应将是支持企业发展的重要基础,因此,预计未来随着市场交易电量的占比增长,平均上网电价也将更加合理。

  三、火力发电企业未来发展建议

  2017年,面对火力发电产能过剩、上网电价持续下降、煤价触底快速反弹、市场化交易电量占比增大且让利明显及供需环境持续宽松等因素影响,火力发电企业未来经营压力明显加大。以下对火电企业提出几点建议:

  (一)提升企业整体管理水平

  随着产能的控制,火电企业通过规模优势摊薄固定成本,降低企业的经营风险的方式已不太现实,这就需要企业提升整体管理水平,管理水平的高低能够直接影响企业的风险控制能力和财务风险管理水平。正是由于电力生产企业固定成本高、负债高的特点,企业的管理能力特别是财务管理能力显得尤其重要。企业对债务扩张、资金使用、战略管理等方面都应该有一系列的管理措施。一个高管理素质的企业能够在一定程度上减少外部环境给企业带来的不利影响,减少企业经营风险导致的财务危机。一个具有完善流动性风险管理体系的企业能够缓解电力生产企业目前短期负债规模大导致的流动性风险。一个善于利用财务风险控制工具的电力生产企业能够通过多种财务工具来实现财务危机预警,消除潜在的财务风险。此外,集团化的财务管理能够使得电力生产企业的资金效率有所提高,实现更好的资源配置。

  (二)多元化发展将有助于分散单一业务带来的风险

  电力生产行业通过多元化电源结构和上下游业务的协同发展,能够在一定程度上缓解企业受供给和需求的时间周期性波动影响。电力的需求在一定时期内是较为稳定的,火电、水电、风电等能源的供给相互调剂能够缓解企业营业收入的波动性。其次,通过发展上下游的协同发展,能够在一定程度上实现企业经济效益的最大化。对于火电企业来讲,煤电一体化的发展,能够缓解电煤价格上升所带来的不利因素;清洁能源的发展也有助于企业在优先上网方面得到一定发电保障。

  (三)寻找可靠煤炭来源,做好成本控制

  由于发电企业所生产出的产品同质性很强,因此企业在市场竞争中不可能通过产品差异化来实现,因此成本控制成为火电企业经营成败的重点。作为成本占比近70%的原材料,保证煤炭来源的质量及价格,是做好成本控制的重心。2017年,随着全国整体煤炭价格的上升,火电企业盈利能力大幅减弱。通过多渠道的煤炭供应既可以使企业在价格方面不会过分依赖一家煤炭供应商,也能避免出现因为企业煤炭供应不上而导致白白的发电指标浪费的情况。

  综合来看,电力工业作为国民经济发展的基础,在保障民生等方面有着重要作用,也在维系社会稳定中起到重要作用。火力发电作为我国目前最主要的发电方式,在整个电力体系中的地位不可动摇。因此,火力发电行业整体信用品质仍维持在较高水平。但2017年以来,偿债环境的变化也给火电企业带来前所未有的挑战。预计未来,火电企业盈利能力短时间仍将难以恢复,而随着电力体制改革的推进以及市场化电力的不断放开,也使在不同电力环境和拥有不同管理水平的电力生产企业出现差异化经营。(文/张伊君)