东方证券-固定收益专题报告：电力行业债券面面观-221208

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　　研究结论
　　电力行业系关系国计民生的基础性行业之一，行业主体主要以央国企为主，整体信用资质相对稳定；但在碳中和、碳达峰的时代背景下，电力市场化改革持续深化中，各发电企业业务运营、偿债压力等呈现一定分化。本文将从运营指标、债务压力、债券发行及存续等方面对发电主体进行梳理分析。
　　业务经营：1）电源端，火电仍为主流发电方式，央企集团通常设立子公司专营清洁能源发电业务；地方电力国企对火电的依赖更明显，仅水电资源丰富地区如四川分布有少数以水电为主的电力国企。2）利用小时数，平均利用小时数与不同发电方式的特性有关，核电平均利用小时数最高，火电平均利用小时与水电接近，2021年来水偏枯导致水电利用效率多有降低。3）上网电价，近年来电价市场化程度逐步提升，样本主体市场化交易电量占比已有不少升至60%~70%，成为影响上网电价的主要变量。2021年煤炭价格上扬推动火电上网电价普遍抬升，清洁能源发电上网电价则基本稳定。4）发电效率，央企火电机组效率更高，地方国企供电煤耗整体偏大但近年来有所压降，云南、贵州、山西和甘肃等地电厂供电煤耗偏高。电煤采购价格方面，2021年煤炭价格持续上涨，电厂电煤采购成本同比均大幅提升，成本压力凸显。对于清洁能源发电，弃风率相比2019年整体压降，弃光率偏高的新华发电和甘肃电投近年来有所降低，其余主体均在4%以下。5）应收账款质量及回收，发电企业应收账款主要系电力销售产生的应收电费及清洁能源补贴款，交易对手方主要为各区域供电公司等，账龄以2年以内为主，整体回收风险不高；但部分主体补贴款占比较高，新能源补贴款回收时间受政策影响较大。6）未来投资，清洁能源发电为主要投资方向，水电、核电单体投资显著更高，央企在建项目规模远大于地方国企。
　　债务分析：新能源项目投资驱动发电主体有息债务扩张，整体看短债占比普遍不高。银行借款为主要融资来源，地方国企债券融资占比普遍高于央企，少数主体有较大比例的长期应付款，多为融资租赁款。从债券到期分布来看，央企债券到期节奏平稳、兑付压力可控，但个别地方国企到期规模大且集中度高。从偿债能力看，央企及子公司短期偿债指标偏弱，近年来短期偿债能力整体未见显著提升。受2021年煤价上涨挤压盈利空间影响，发电主体EBITDA利息保障倍数整体滑降趋势明显。
　　债券梳理：1）一级发行，电力行业境内外一级融资同步放缓，今年前三季度小幅净融出；具体看各主体近5年净融资数据，2019-2021年为融资大年，国电投累计净融资超千亿元远超其他主体，地方国企中融资较为活跃的有深圳能源、申能、云南能投等。今年以来央企及子公司主要以小幅净融出为主，地方国企融资也明显缩减，申能、四川能投、川投能源等继续维持净融入。2）二级估值，多数电力主体历史估值表现平稳，估值波动仅限于个别区域地方电力国企。央企主体利差已基本压缩至30bp-40bp，50bp以上主体屈指可数；地方国企约2/3主体利差保持在50bp以内，除云南能投、山西国际电力、甘肃电投外，其余样本主体利差在100bp以内。品种利差方面，大型央企集团永续债存续规模接近非永续公募债，永续品种利差普遍在10-15bp，品种利差空间有限；大唐集团、华润电力、京能集团等品种利差仍有20bp以上，考虑到其股东支持、区域经济、自身实力等均尚可，永续债有一定挖掘空间。
　　风险提示
　　政策变化超预期；信用风险暴露超预期；数据资料统计可能存在遗误或滞后性