【中金固收·信用】"白银时代"到来 ——2018年电力行业信用资质跟踪 20180718

发电企业的电源结构可以分为火电、水电、核电、风电和太阳能发电等。我国能源结构以煤炭为主，决定了发电装机以火电为主，但近年来清洁能源装机规模增长快速。未来煤炭在我国一次能源结构中的占比将继续下降，新能源装机规模占比上升的趋势保持不变。根据中电联统计，2017年末，全国全口径发电装机容量17.8亿千瓦，其中火电装机容量11.1亿千瓦，占比62%，非化石能源发电装机容量6.7亿千瓦，占比38%，其中风电和太阳能发电装机容量占比分别为9%和8%，清洁能源发电企业数量和资产规模也取得明显的增长。

从供需格局来看，用电需求增长疲弱，电力供应能力过剩，发电利用小时数降至低位。电力下游需求与宏观经济紧密相连，随着经济回落，2015年全社会用电量同比增速降至历史低点2.3%，2016年以来经济复苏，全社会用电量同比增速提升至5%左右，不过仍不及2013年以前增速。与此同时，全国发电装机容量增速长期接近两位数，2016和2017年虽然下滑至8.2%和7.7%，但仍远高于用电需求增速。供需关系恶化导致发电利用小时数趋势性下降，2015年利用小时数首次跌破4000小时，2017年继续下滑至仅3786小时。虽然2017年火电、核电、风电和太阳能发电利用小时数均小幅反弹，但主要受水电利用小时数持续下降影响（主要源自不利气象情况），整体水平仍然处于历史低位。

特别是2016年下半年以来随着电煤成本显著上升，火电企业盈利遭到重创，电力供应产能过剩问题更加突出。在深化供给侧改革和电力制度改革的过程中，不同电源结构的发电企业盈利能力体现出明显分化。后文将逐一分析这场变革中的“危”与“机”。

火电：成本制约盈利空间，去产能首当其冲

电煤成本快速上升，18年仍维持高位，带来较大成本压力。2017年，五大发电集团到场标煤单价比上年上涨34%，对利润的侵蚀非常明显。根据中电联测算，2017年全国煤电行业因电煤价格上涨致使原材料成本上升2000亿元左右，导致行业大面积亏损。2018年以来电煤均价略有下降，不过仍然保持在较高水平，火电盈利压力并未明显缓解。取暖季结束后，西南地区水电由于泄洪压力出力受限，火电下游需求回升带动机组利用小时数上升，再度引起电煤价格上涨。5月21日，发改委召开煤电工作会，要求国内大型龙头煤炭企业在6月10日前带头将5500大卡北方港平仓价引导到绿色区间（570元/吨以内），不过目前电煤实际成交价仍然超过600元/吨。另一方面，在中央提出“三去一降一补”的大背景下，火电企业通过提高电价改善盈利的可能性较低，成本压力难以转嫁。今年年初，市场预期较高的“煤电联动”并未实施。后续来看，对于议价能力较弱和长协占比低的中小火电企业，今年盈利前景依然不乐观。

发改委发文要求淘汰落后产能及大部分区域新建项目暂缓，一定程度上有望缓解行业产能过剩压力，同时有助于降低相关企业的投资压力。发改委于2017年7月发布防范化解煤电产能过剩风险的意见，提出“十三五”期间全国停建和缓建煤电产能1.5亿千瓦，淘汰落后产能0.2亿千瓦以上，实施煤电超低排放改造4.2亿千瓦、节能改造3.4亿千瓦、灵活性改造2.2亿千瓦。到2020年，全国煤电装机规模控制在11亿千瓦以内，具备条件的煤电机组完成超低排放改造，煤电平均供电煤耗降至310克/千瓦时。根据《2018年煤电化解过剩产能工作要点》，今年全国淘汰30万千瓦以下煤电落后产能400万千瓦（含燃煤自备机组），中部地区2018年完成超低排放和节能改造，西部地区于2020年完成。

暂缓在建主要分区域执行：2018年5月，发改委发布2021年煤电规划建设风险预警，按照适度从严原则，风险预警等级为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目（含燃煤自备机组）。除陕西、湖南、江西、安徽、海南以外，其余省份均要暂缓新建煤电项目。

具体来说，2017年9月，发改委、国资委和能源局发布分省煤电停建和缓建项目名单，涉及淘汰落后产能472万千瓦，停建缓建包含停建项目3520万千瓦和缓建项目5520万千瓦，前者不得办理电力业务许可证书，后者原则上在2017年内不得投产和并网发电。淘汰机组中80%属于五大发电集团和华润电力，停建产能主要位于山西（29%）、山东（17%）、内蒙古（13%）和广东（13%），缓建产能主要位于宁夏（17%）、山西（13%）、福建（12%）和河南（11%）。以上区域火电企业需关注可能发生的资产减值风险。

此外，未来几年可再生能源发电将继续保证优先消纳，与此对应，火电成为电网深度调峰主力，利用小时数预计继续低位徘徊，而且火电上网电量市场化交易比例快速提高，未来盈利能力难以大幅改善。特别是弃风现象严重的“三北”地区和弃光比例偏高的西部地区，由于可再生能源优先上网，火电未来承担的调峰任务将明显增加。而且未来外送通道项目主要解决可再生能源发电的消纳问题，新增火电外送规模预计也将十分有限。这都不利于火电厂提高机组利用小时数。

水电：成本优势明显的优质电源，但出力不稳定

从成本端来看，水电主要成本为固定资产折旧，发电成本相比其他电源具有明显优势，是“现金牛”属性的优质电源。不过水电发电量容易受流域来水情况制约，一方面，枯水期机组利用小时数偏低，另一方面，汛期水电站出于泄洪压力发电出力也会受限。从图表4的历史数据来看，水电机组利用小时数基本维持在3500小时左右，远低于核电和火电机组水平。以近几年数据为例，2013和2015年，由于流量不及历史均值，机组利用小时数仅有3359和3590小时，明显低于2014和2016年的3600多小时。整体看，水电出力的稳定性较差。

核电：高门槛的寡头垄断细分行业

由于核电行业天然面临着高门槛，核电装机容量增速明显落后于风电和太阳能发电。2017年我国核电装机容量占比仅2%，行业参与者仅包括中核、中广核、国电投和华能集团四家央企。

核电盈利和经营现金流稳定性高。上网电价由发改委按项目核定，平均价格约0.4元/千瓦时。从盈利能力来看，中核与中广核的综合毛利率保持在30%左右，EBITDA基本可以转化为经营现金流，盈利能力均比较强。不过由于细分行业参与者数量十分有限，每家核电央企均背负较大的投资压力，近年来投资支出均大幅超过经营现金流流入水平，存在明显的自由现金流缺口。截至2018年3月末，中广核集团和中核集团分别拥有投运核电装机容量2147和1546.6万千瓦，在建核电装机包括中广核集团1027万千瓦、中核集团816.2万千瓦、国电投250万千瓦，以及华能集团20万千瓦。未来核电在我国电源结构中所占比例仍然非常有限。

风电和太阳能发电：补贴退坡之下行业竞争加剧

可再生能源发电是近几年电力装机规模增长的主力，但行业还未走向商业化，企业非常依赖政府补贴，但补贴缺口过大、补贴到位时滞长，行业现金流普遍不佳。根据《可再生能源法》第二十条及其他相关规定，电网企业在全国范围内对销售电量征收可再生能源电价附加，用于补偿收购可再生能源电量上网电价高于常规能源发电平均上网电价的差额。目前西藏地区和农业用电不收取可再生能源附加，居民生活用电的可再生能源电价附加征收标准为0.1分/千瓦时，其他用户征收标准则从2006年最初的0.2分/千瓦时连续上调至2016年以来的1.9分/千瓦时。不过，即使持续上调征收标准，可再生能源电价附加资金补贴缺口依然持续扩大，补贴到位时滞也拉长至两年以上。2017年末可再生能源补贴缺口（风电补贴和光伏补贴缺口分别为351和496亿元）已超过800亿元。2018年6月，财政部、发改委和国家能源局下发第七批可再生能源电价附加资金补助目录。该批目录申报周期为2017年3月至6月，列入的项目为2015年2月至2016年3月底投产并网的可再生能源发电项目，落地时间为2018年6月，新能源运营商的补贴到位时滞长达两至三年之久，行业现金流状况不容乐观。

更重要的是，沉重的补贴负担迫使行业不得不改变发展模式，加速推动竞价上网，不断探底行业真实成本，利润率将有所下滑，落后的技术和产能将被加速淘汰。

• 国家能源局对新建风电项目审批开始试水竞价上网，未来将加速推动平价上网，政策转向对风电产业链的影响将逐渐体现。根据《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，从5月18日起，尚未印发2018年风电建设方案的省（区、市），新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目，将全部通过竞争方式配置和确定上网电价；从2019年起，各省（区、市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。事实上，2018年4月批复的内蒙上海庙至山东特高压配套的380万千瓦风电已采用竞价上网方式。

• 在此之前，光伏发电率先通过“领跑者”计划推动竞价上网。从最近的第三批光伏领跑者基地中标结果看，光伏领跑者与脱硫标杆电价水平已经越来越近，达拉特最低中标电价低至0.34元/千瓦时，全部项目电价平均差值仅约0.06元/千瓦时。5月31日发布的《2018年光伏发电有关事项的通知》再度加速补贴退坡，自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价统一下调0.05元/千瓦时，I类、II类和III类资源区标杆上网电价分别调整为0.5、0.6和0.7元/千瓦时（含税），“自发自用，余电上网”模式的分布式光伏补贴标准将调整为0.32元/千瓦时（含税）。

相对有利的是，可再生能源现有电力消纳成为政策首要目标，装机规模增长速度可能有所放缓，特别是光伏装机容量增长空间有限。一方面企业投资强度会明显下降，另一方面有利于现有机组提高利用小时数。不过前文提到新能源上网电价未来几年内仍然面临下调压力，发电企业盈利走势仍取决于利用小时数提升和电价下调哪个因素影响更大。

• 风电装机规模维持较快增长，但部分区域增长空间有限。到2020年全国风电并网装机容量达到2.1亿千瓦以上（不含分散式风电），比2017年末增长5000万千瓦左右，基本维持前期增长速度。不过根据2018年风电投资监测预警结果，甘肃、新疆（含兵团）和吉林为红色区域，暂停风电项目开发建设；内蒙古、黑龙江为橙色区域，山西北部、陕西北部以及河北省张家口市和承德市按照橙色预警管理，制定电力消纳专项方案后，方可开展项目核准；其他区域为绿色预警区域。

• 光伏装机规模已完成规划下限，未来装机规模增速不确定性较大。到2020年底全国太阳能发电并网装机1.1亿千瓦以上，但实际上2017年三季度末这一下限目标就已经完成，未来光伏装机规模上限存在较大的不确定性。但从细分到各省的新建规模方案来看，2020年规划并网目标合计为1.28亿千瓦，超过“十三五”规划下限目标。具体建设规模仍需看发改委进一步指导。从近期政策来看，2018年国家能源局并未安排普通光伏电站建设规模，仅安排1000万千瓦左右规模支持分布式光伏项目建设，似乎有意放缓光伏装机新建速度。我们认为，这主要是受制于电力消纳问题，在解决光伏发电量消纳之前，行业面临的政策不确定性仍然较大。

各电源类型发电企业的信用走势分析

电力供应宽松的大背景下，电源上网顺序和市场化电价改革是判断发电企业信用资质的两条主线。整体来看，随着电力市场化改革快速推进，上网电价下调已经成为趋势。虽然以央企、国企为主的电力行业信用资质仍旧相对优质，但随着盈利空间趋势收窄，行业已经告别高增长高盈利阶段，逐步进入存量优化的“白银时代”。好处是国家控制新建的思路非常清晰，行业投资有望全面收缩。

1）火电企业：盈利维持低位，偿债能力弱化

火电发行人2017年盈利已经降至低位，部分发行人甚至出现净利润亏损。2018年以来，煤炭价格仍未出现大幅下降迹象，而且煤电联动并未触发，盈利空间继续受成本高企挤压。此外，2017年以来国家电网优先保障可再生能源电力消纳，西部和“三北”地区的火电机组将承担更多调峰任务，上网小时数进一步减少，EBITDA继续维持低位，偿债能力继续弱化。

2）水电、核电企业：盈利和现金流仍然较好

水电、核电发行人成本优势明显，特别是西电东送通道建成以来，西南地区大型水电企业的盈利潜力得到进一步释放。水电盈利主要受到流域来水影响，今年西南地区雨水偏多，影响水电发力，收入和利润有所下降，但整体看历史盈利和现金流相对稳定。

3）风电企业：收入增长，盈利变现效率不稳定

风电发行人的信用资质在2017年整体上升，一方面是新建机组投产带动装机规模增长，收入明显上升；另一方面是投资节奏减慢，自由现金流转正。2018年风电仍然会优先消纳，弃风率将进一步下降，风电企业收入确定性提升。不过行业补贴退坡将压低毛利率，未来利润走势仍有不确定性。

4）光伏发电企业：收入改善，但存在减值风险

光伏发电企业同样受益于优先上网消纳，随着弃光率逐年下降，现有机组的利用小时数将确定性上升，收入将会继续增长。不过需要关注国家能源局安排的光伏新建装机规模有限，在建项目可能无法按时投产，面临一定的减值风险。

截至2018年6月，中金分类为电力行业且有存量债券的发行人共92家[1]，存量债券金额合计9482亿元。我们将对这部分发行人的财务状况进行分析，以反映整个行业2017年以来的经营结果。目前有5家发行人未披露2017年年报和2018年一季报，11家发行人已披露2017年年报但未披露2018年一季报。因此，我们在计算同比数据时剔除这16家主体后采用可比样本进行纵向比较。

电力行业发行人盈利状况

2017年以来营业收入和毛利润走势分化，主因电煤成本上升导致毛利率下降。如图表10所示，近年来随着宏观经济L型走势，电力行业营业收入同比增幅已降至历史低位，2016年进入负增长区间。2017年随着经济阶段性复苏，营业收入触底反弹，2018年营业收入同比增速进一步上行至20%以上。不过从毛利润指标来看，受电煤成本大幅上涨影响，2016年下半年电力行业毛利润同比增速开始转负，2017年上半年负增长幅度接近20%，随着基数走弱，2018年以来毛利润同比增速转正。这意味着，营业收入增长并未改变盈利恶化的局面，如果电煤成本不能有效降低，短期内电力行业发行人盈利仍将维持低位。

销售毛利率在2016年年中触顶，16年下半年-17年上半年全行业80%的发行人毛利率同比下滑，行业整体盈利恶化。由于目前60%以上的电力装机是火电机组，全行业盈利受电煤成本影响极大。2012年以来，随着煤炭价格逐年走低，电力销售毛利率从低点8%持续上升至高点16%，行业盈利整体呈现改善趋势。2015年之前，毛利率同比下降的发行人占比保持在20%以下。但随着供给侧改革和环保限产等政策积极推行，国内煤炭供给大幅收缩，2016年下半年以来电煤成本显著上涨，部分区域动力煤价格已经翻倍，煤电企业成本压力很大。2016和2017年销售毛利率大幅降至12%左右，16年中至17年中各季全行业80%左右的发行人毛利率同比下滑。18年1季度毛利率仍在维持低位，由于基数效应，毛利率同比下滑的发行人降至40%左右。

期间费用随着债务增长有所加重，2017年以来盈利空间受毛利率下滑影响急速收窄。电力发行人由于重资产、公用事业属性强、股东实力强等因素，外部授信非常充足，行业整体债务负担偏重，财务费用支出规模较大，期间费用率（期间费用/收入）易上难下，近年来呈现小幅波动增长的态势。不过电力行业2016年以前主业盈利增长更快，因此盈利空间（（毛利润-期间费用）/收入）持续扩大，2014年四季度到2016年上半年均保持在8~9%的较高水平。2016年下半年以来毛利率大幅下降，2017年盈利空间只有4%左右，降幅和下降速度均非常迅速。

净利润亏损占比大幅增长，2017年一季度达到近期最高点22%。12年-2016年年中，电力行业发行人净利润亏损的占比长期不超过5%。然而2016年年中净利润亏损占比已超过10%，2017年年中进一步突破20%，2018年一季度以来再度上升。年末部分发行人虽然可以依靠政府补助等方式弥补净利润亏损，但盈利能力较2015年也已大幅下滑。

电力行业发行人现金流状况

现金流方面，电力发行人投资现金流基本能够被当期经营现金流覆盖，未出现过大的自由现金流缺口。从历史数据来看，发电企业投资规模持续较大，新建装机规模增长迅速，除2016年以外，其他年份的投资现金流净流出接近150亿元。不过行业经营现金流非常强劲，经营现金流净流入的平均水平在150亿元左右。即使盈利恶化的16年和17年，发行人依赖应付票据和应付账款的增长，经营现金流未见明显下行。由于经营现金流强劲，历史年份均未出现过大的自由现金流缺口。

电力行业发行人偿债能力走势

刚性债务负担下降，但经营性负债增长，导致2017年资产负债率小幅上升。2013年以来，随着自由现金流转正，电力发行人主动偿还债务，加之盈利积累净资产，财务杠杆整体下降，2017年四季度虽然债务资本比大幅降至56%。不过2017年以来部分火电企业盈利恶化，导致发电企业倾向于占压上游资金，应付票据和应付账款增长较快，但由于经营性负债明显增加，资产负债率在2016年三季度资产负债率降至近几年最低点66.25%后又小幅反弹。

2016年以来短债占比明显提高，流动性指标恶化。2016年以来行业短债占比明显提升。而货币资金增幅不及短债增幅，2016年货币资金覆盖短债的比例进一步下降至不足30%，净短债平均值在2016和2017年末已经分别达到159亿元和209亿元，连续创出2011年以来新高，短期流动性压力明显增大。

这一方面由于行业债务到期高峰来临，而另一方面随着16年4季度债市转熊，部分电力企业转向贷款融资（通常期限较短）或者发行短久期债券。事实上，2017年债券余额明显下降，特别是一年以内到期债券下降，应于债券到期转为贷款融资有关。全行业债券余额在2017年出现大幅下降，2017年末未到期债券总额1.08万亿元，比上年末大幅减少2449亿元。从久期结构来看，1年内到期债券下降约2000亿元左右。这主要是因为电力发行人信用资质普遍较强，对发债成本比较敏感，2016年四季度以来，债券市场融资成本上升较快，部分发行人再度选择进行贷款融资，因此出现短债余额下降的情况。

[1] 中金分类的电力发行人见图表18和19。

基于前文对行业发展趋势和财务数据的背景分析，本部分探讨电力发行主体信用资质变动。总体来说，电力行业仍然以央企和地方国企为主，中小火电发行人中有部分民营企业，但无论单机还是总装机容量规模均偏小（图表18）。

分电源结构主体来看，2017年风电光伏优先消纳以及前期建设产能投产带动可再生能源发电主体盈利增长，信用资质明显好转。而火电持续面临电煤成本上升冲击，以及煤电去产能和上网顺序靠后等负面因素影响，盈利规模普遍大幅下降，部分盈利下滑过快或债务增长迅速的发行人信用资质出现明显恶化迹象。

三峡集团及五大发电集团

这六家大型央企的装机规模占我国总电力装机规模的40%以上。三峡集团是全球最大的水电开发企业、国内最大的清洁能源集团以及海上风电引领者，其核心资产为水电上市公司长江电力。三峡集团债务负担较轻且经营现金流稳定在400亿元以上；长江电力为其主要经营主体。

五大发电集团债务资本比均高达70~80%，而且装机容量以火电为主，2017年以来盈利有比较明显的下滑。

• 华能集团装机容量规模居首，现金流产生能力略超500亿元。核心子公司华能国际装机规模明显小于集团和其他四家发电集团，2017年经营现金流降至不足300亿元，并且17年投资扩张，财务杠杆有所提升，但考虑到股东支持力度较强。

• 国电投、国电、华电和大唐的装机容量略小于华能。核心子公司经营现金流流入规模在200~300亿元左右，债务负担略轻于集团。

其他央企发电集团

中广核和中核集团是国内仅有的两家持有已投运核电机组的发电企业，随着在建核电机组不断投产，盈利规模逐年扩大，2017年经营现金流净流入分别为354和281亿元，不过中广核债务负担较重。

华润和国投电力是规模较小的央企发电集团，其中华润电力装机容量1915万千瓦，全部为火电机组，2017年经营现金流快速下滑至69.5亿元，好在债务负担相对较轻；国投电力装机规模达到3162万千瓦，火电和水电占比各约一半，2017年经营现金流小幅下滑至181亿元，但债务负担偏重。

央企下属发电子公司

电力行业央企母公司层面主要为股权控制和资金调配平台，发电机组等固定资产分布在下属子公司，具体业务也由控股子公司运营。由于历史体制原因，下属子公司基本以省为界，资产规模和盈利能力差异较大，经营绩效的周期性与电源结构有关。

• 火电：上海电力和内蒙华电的装机规模均在1000万千瓦上下，EBITDA均在50亿元左右，不过考虑到上海电力拥有的金融资产流动性较强；华电江苏装机规模虽然接近上述两家发电企业，但投资规模高企，而且近年来盈利受煤价上涨冲击严重下滑；北方电力受上网电价下调和下属煤炭关停减值影响，净利润持续大额亏损，债务资本比高达85%；吉电股份、中铝宁夏和大唐龙江的装机规模均接近500万千瓦，EBITDA约20亿元；国网节能虽然装机规模仅100万千瓦左右，EBITDA约15亿元，不过债务负担明显低于行业均值；国投北疆装机规模仅200万千瓦，盈利对煤炭价格上涨非常敏感，债务负担近年来快速增长。

• 水电：水电企业盈利不受电煤成本上行影响，因此、水电企业装机规模普遍略小于火电企业。华能水电装机规模高达1737万千瓦，EBITDA过百亿，不过债务负担较重；国网新源设计装机规模大，但多数为在建机组，持续存在投资压力，EBITDA略超50亿元；湖北能源EBITDA略小于50亿元，但债务负担很轻；桂冠电力盈利稳定且投资可被经营现金流覆盖，债务负担逐年减轻；乌江水电和五凌电力EBITDA均在50亿元左右，不过债务负担较重，其中乌江水电历史债务规模高，虽然逐年还债，但目前债务资本比仍然高达82.4%，五凌电力债务资本比也超过70%；清江水电和华能四川的债务负担相对较轻，装机规模均在300万千瓦左右。云南华电和电建水电的装机规模与上述两家企业类似，但净利润持续亏损，债务资本比超过70%。

• 风电：龙源电力装机规模近2000万千瓦，是国内最大的清洁能源发电企业，EBITDA持续增长至150亿元，债务资本比稳步降低。华电福新、广核风电和华能新能的装机规模均在1000~1500万千瓦左右，EBITDA接近100亿元，且投资规模下降，自由现金流好转；大唐新能装机规模850万千瓦，EBITDA略高于50亿元，且债务资本比保持在80%附近，债务负担比较沉重；节能风电和电投新疆的装机规模仅200多万千瓦，EBITDA不足20亿元，考虑到节能风电债务负担低于行业平均水平，而电投新疆债务资本比高达82%。

大型地方国有发电集团

第一梯队的地方国有发电集团主要是经济发达地区的省级国企，以火电为主，不过装机规模只有几千甚至几百万千瓦，显著低于上述大型央企，不过财务杠杆也明显低一些。近期来看，电煤成本上涨导致这部分省级发行人盈利明显恶化，而且在煤电去产能的背景下，还可能遭遇产能关停或搬迁等政策冲击，多数企业增加投资来改扩建既有机组，或新建风电、光伏发电等可再生能源机组。2017年以来，大型地方国有发电集团普遍表现出经营现金流收缩与投资现金流增加，自由现金流短期承压的特征。

• 申能集团是上海市国资委全资企业，申能股份为其下属上市公司，集团持股比例49.79%，发电资产全部由申能股份拥有。虽然申能集团装机规模仅904万千瓦，不过申能集团持有大量优质金融该资产，债务资本比仅12.8%。申能股份净资产规模只有集团的1/3，债务负担32%。

• 浙能集团和粤电集团均为装机规模3000万千瓦左右的大型省级发电企业，历史上看经营现金流均能覆盖投资支出，不过2017年以来经营现金流随盈利减少，同时投资支出均明显增长，主要是因为新建码头等固定资产设施，以及改扩建火电机组，导致自由现金流转为净流出。不过浙能集团和粤电集团均拥有大量优质的上市公司股权。粤电力是粤电集团上市子公司，规模较小且债务负担略重。

• 京能集团2017年末的发电装机规模2037万千瓦，略小于浙江能源和粤电集团，可供出售金融资产账面价值259.5亿元，及北京地区的土地资源。京能电力是京能集团下属A股上市子公司，装机容量不到集团的一半，不过投资于内蒙古等地新建发电机组和参股内蒙古发电机组的支出规模逐年增大，2017年自由现金流净流出。另一家子公司京能洁能是H股上市公司，是集团最大的清洁能源发电载体，也是北京最大的燃气电力供应商，虽然发电装机规模不足1000万千瓦，但经营现金流稳定在50亿元左右，且投资支出能够被经营现金流覆盖。

• 其他发电装机规模不足1000万千瓦的地方国有发电集团包括广州国发、广州发展、深圳能源、川投能源、皖能集团和粤发电。其中广州国发和广州发展EBITDA在30亿元左右，债务负担较轻，深圳能源虽然EBITDA略高接近50亿元，但债务负担较重；川投能源主要依赖投资收益，本部EBITDA不足5亿元；皖能集团和粤发电的EBITDA均降至15亿元左右。

中型地方国有发电集团

第二梯队的地方国有发电集团多数集中在经济发展水平一般的省份，装机规模也相对第一梯队偏小一些，电源结构火电和水电均有。股权结构方面，这些发行人大多数为省级国资委直属或通过两层股权关系全资或绝对控股所有，仅少数为省国资委通过多层股权关系控制，后者可能存在股东实际控制力较弱，支持力度有限的风险，如平海电厂。具体分析如下：

晋国电控股股东为山西国投，持股比例64.06%，山西国际能源是山西国投的全资子公司，格盟国际为山西国际能源下属子公司，实际控制人均为山西省国资委。虽然晋国电装机规模达到1000万千瓦，盈利规模也高于国际能源和格盟国际，不过考虑到后两家发行人债务负担相对较轻。福建能源是福建省国资委全资直属企业，控股装机容量较小，但参股装机容量大，投资收益能够有效补充净利润；津能公司是天津市国资委通过天津能源投资集团全资控制的发电企业，占天津市总装机规模的80%以上，四川能投控股股东为川发展，持股比例67.8%，实际控制人为四川省国资委，有比较明显的区域专营优势，这两家发行人装机规模均接近200万千瓦。川水电为川投能源全资子公司，装机容量不足50万千瓦，EBITDA超过10亿元。四川港航为川发展控股子公司川交投的全资子公司，虽然实际控制人是四川省国资委，但多层股权关系可能导致股东支持力度有限，目前主要在建工程是岷江电站，货币资金中超过一半为岷江电站专用资金，其他业务仍然存在周转压力，考虑到债务负担较轻。

甘电投集是甘肃国投的全资子公司，实际控制人为甘肃省国资委，火电和水电装机规模比较均衡，不过净利润持续亏损，且面临较大的自由现金流缺口；甘电投股为甘电投集控股的上市公司，电力资产主要为甘电投集下属水电机组，盈利较为稳定且盈利变现效率尚可。平海电厂为粤电集团通过粤电发控制的火电企业，实际控制人为广东省国资委，不过股权层级偏多，控制关系相对较弱，而且盈利受电煤价格上涨影响下滑明显。

云能投是云南省国资委通过云投集团控制的发电企业，代表云南省参股水电项目，由于公司投资收益计入主营业务，因此EBITDA明显偏高，但其债务负担沉重且增长迅速。辽宁能源为辽宁省国资委控股的发电企业，其余股权由辽宁省社保基金持有，虽然盈利能力偏弱，但持有的金融资产账面价值可以覆盖全部债务。

其他中小型电力发行人

上述几类发行人均为央企和大中型地方国企及其下属子公司，股东支持力度较强，内外部现金流较好，构成了我国电力行业的支柱。除此之外，电力行业债券发行人中还有部分体量偏小的国有和民营发电企业，我们从股东背景、现金流产生能力、偿债能力和短期流动性四个方面出发，针对这些发行人可能存在的风险因素进行筛查。

从股东背景看：1）华晨电力、珠江投管、协鑫智慧、协鑫发电、协和风电和阳光凯迪等民营发电企业股东支持力度比较有限；2）天富能源、恒运集团、广安爱众、保山电力、阳光凯迪的大股东均非绝对控股，控制权存在变动风险，万家寨由三方各持股33.33%，不属于上述情况；3）协鑫发电的大股东已将100%持股的股票质押，天富能源和广安爱众的大股东也将近50%持股的股票质押（根据财政部规定，国有企业作为股东，股权质押上限为所持股票的50%），显示其控股股东自身流动性紧张，对发行人支持力度应比较有限。

从现金流产生能力看，火电企业普遍有所恶化，清洁能源发电企业随着装机容量快速增长明显改善。其中保山电力、天富能源所在区域用地需求弱，且天富能源部分机组承担调峰任务，利用小时数有所下降，经营现金流下降幅度超过50%以上。恒运集团、登电集团、协鑫智慧、珠江投管和华晨电力现金流减少符合火电企业的普遍特征，不过需注意珠江投管和华晨电力的短期流动性本身就非常紧张，内部现金流产生能力减弱会进一步加剧流动性风险。

从偿债能力看：债务资本比超过70%的仅电投新疆、久隆公司、桂东电力、广西水利和新能源集团5家企业。民企债务负担与行业平均水平相近，部分企业在再融资收紧的环境下可能面临较大流动性压力。

从短期流动性看：电投新疆、久隆公司、蒙发投、万家寨、乌江电力、珠江投管和建投新能的货币资金对短期债务的覆盖率均不足30%，特别是珠江投管和股东流动性均非常紧张，短期周转存在较大的风险。民营企业华晨电力、协鑫发电的短期流动性也较为紧张，货币资金仅能覆盖35%短期债务，在当前民企再融资难度偏大的阶段，也存在较大的流动性风险。

根据上述四项指标的筛查结果，主要风险标的如下：

1）珠江投管、华晨电力均为民营发电企业，股东支持能力有限，且经营现金流随盈利大幅减少，短期流动性风险进一步加大。

2）协鑫发电是民营发电企业，控股股东持有股票已被全部质押，存在控制权转移风险，股东支持力度偏弱，且短期流动性压力较大。

3）天富能源和广安爱众的控股东持股比例均不高，且股权质押比例已接近上限，再融资空间有限，支持力度可能不及其他国有企业。广安爱众自身债务负担较轻。

4）保山电力2017年的经营现金流大幅减少并转负，反映出下游用电需求疲弱，考虑到其长短期偿债压力均较重，如果经营现金流继续恶化，偿债风险将显著加大。