电力行业信用深度报告:关注电力主体资质下沉机会

作者程晨 李铭一 张继强 

来源:强债华泰论坛

摘   要

核心观点

电力行业发债主体以央企、地方国企主导,行业内竞争地位基本由股权背景、规模和区域地位决定,整体格局较为稳定。建议关注发债主体股东背景、规模和区域地位、电力业务盈利模式的长期可持续性等指标,尤其对债务负担尤其较重的边缘国企信用风险仍需保持一定警惕。债券投资方面,对电力国企债券一级市场机会可考虑资质下沉,中低评级主体中短久期债券仍有一定利差空间,对永续债、非公开市场债等机会也可适当关注,目前仍存在部分流动性溢价空间。

国内电力结构以火电为主,细分行业景气度分化

我国电企能源结构主要包括火电、水电、风电、光电、核电等,从装机容量、发电量、设备平均利用小时数等数据看,火电仍占据主导地位。细分来看,火电受制电价刚性和煤价成本高企,2016年以来盈利压力明显增大,政策上通过提高煤电企业上网标杆电价,对短期改善火电盈利有支持,长期看仍需关注电力市场化交易改革推进情况。水电初始投资相对较大,但是能源丰富、成本低廉,盈利相对较好;风电、光伏发电面临补贴退坡压力较大,成本竞争激烈,政策鼓励平价上网优先;核电准入标准严苛,运行机组集中在三大央企集团,近期审批重新放开,华能集团将涉足核电。

业务竞争力主要关注股东背景、规模和设备平均利用小时数

由于电力行业是涉及民生的重要基础行业,行业发债主体以央企、国企主导,所属集团股东背景很大程度上决定了发债主体在电力系统的地位,AAA评级主体占比过半。从资质下沉角度,我们选择AA+评级样本主体加以统计分析。我们主要关注企业装机容量、设备利用小时数情况,当前市场区域格局固化,现存规模基本反映了火电厂区域地位和市场竞争力强弱,而设备平均利用小时数是反映电企生产效率的核心指标。此外,一些电力相对过剩区域弃电风险相对较大,电企发电上网情况也需关注。

财务方面关注盈利稳定性及主体长期偿债能力

从利润结构看,主业利润、投资收益和政府补助等均是电企重要来源,尤其需关注投资收益和补助的长期可持续性。从资产负债期限结构看,行业内主体资产结构和债务均偏长期,期限多较匹配,负债率整体偏高,但是基本稳定,可能与电厂初始资本支出规模较大有关;除部分火电盈利下滑明显外,行业整体利润率波动不大;偿债能力方面,电企债务结构普遍偏长期,在经营稳定和融资渠道通畅的前提下,考虑电企大额投资和长期经营属性,关注长期偿债能力指标相对更为重要。

关注电力发债主体资质下沉机会,仍有一定溢价空间

本文重点统计了电力行业2019年发债情况。新发债结构以国企或AAA级主体为主,其次为AA+评级主体,AA级主体发债有限,期限方面中短期债券占比较高。从发行债券的平均票面利率及利差情况看,资质下沉利差空间相对大于中高评级主体拉长久期空间;可以关注永续债、非公开市场债券等结构性机会,其仍存在部分流动性溢价空间。

风险提示:需求下行风险;煤电去产能风险;补贴退坡风险。

行业格局稳定,关注需求下行、补贴退坡等风险

电力系统可分为“发电-输变电-配电-用电”四大环节。在上游发电环节中,根据一次能源的不同,可分为火力发电、水力发电、风力发电、太阳能发电、核能发电、生物质能发电等多种不同方式。产业链中游是输配电企业,包括国家电网、南方电网、内蒙古电网三大电网公司和众多区域型供电、售电企业。下游是电力用户终端。

我国电价体系主要包括上网电价、输配电价、销售电价等主要价格指标,其中上网电价与发电成本决定了发电企业盈利能力,输配电价则是中游电网从上游购电后的输配电成本。根据2015年中共中央、国务院发布的电改9号文《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》,要求“按照管住中间、放开两头的体制架构,有序放开输配以外的竞争性环节电价,有序向社会资本放开配售电业务”,政府定价集中在重要公用事业、公益性服务和网络型自然垄断环节,输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则、分电压等级定价,并由政府核定发布;9号文还对电力市场化交易改革、交易主体准入等多方面提出要求。电网原通过做“中间商”赚差价的盈利模式将改变,电改后电网过网收费盈利空间将受限,将对上游发电企业和下游工商企业用户让利。2018年7月国家发改委、能源局进一步发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》,选择煤炭、钢铁、有色、建材4个行业率先全面放开发用电计划试点。根据中电联数据,2016-2018年我国电力市场化量分别为1.13、1.63、2.07亿千瓦时,占全社会用电量比重由19.0%增长至30.2%,我们预计随着改革推进,市场化交易电量比重有望继续提升,对工商业用户降成本和调节电企盈利有积极影响。

国内发电仍以火电为主,非火电占比逐年提高

国内火电装机容量及发电量仍占主导地位,但是占比持续下降。从电源结构来看,根据中电联数据,截至2018年末全国发电装机容量合计约19万亿千瓦,其中火电装机容量11.06万亿千瓦、占比约58.22%,随着近些年清洁能源如水电、风电、光伏发电装机容量快速上升,火电装机容量占比呈持续下降态势。从发电量数据看,2018年全国发电总量约6.79万亿千瓦时、同比增长约4.56%,其中火电发电量高达4.98万亿千瓦时,占比约为73.32%,火电机组平均利用小时数仅次于核电,高于水电、风电、光伏,目前在国内发电体系中仍占主导地位。2018年我国GDP(不变价)同比增速降至6.6%,经济下行压力增大,未来发电量增速放缓压力偏大。

2016年以来不同能源发电平均利用小时数基本稳定。分电源来看,火电设备的平均利用小时数自2010年开始呈现波动下降趋势,2016年3月国家发改委发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》,大批煤电项目取消或缓建、缓核,机组上大压小,装机规模增长开始放缓,火电的平均发电小时数开始回升。受到促进水电消纳政策的影响,2011年以来水电平均利用小时数整体呈上升趋势,2018年平均利用3613小时。风电、光伏机组利用小时数受资源禀赋限制相对较大,2016年以来风电机组平均利用小时数也有一定回升,2018年风电、光伏平均利用小时数分别为2095小时、1212小时。我国现有核电机组运营集中在三大央企集团,核电投建和运行受国家强力管控,格局稳定,设备利用小时维持7000小时以上的较高水平。

受煤价上行影响,火电成本压力增大

火电终端销售电价具有一定刚性,主动调整能力偏弱。火电能源成本主要来自煤炭采购,煤价周期波动幅度较大,但是国家发改委自2005年第一次印发煤电联动文件,此后联动效果实际并不理想,销售电价仍具有强刚性。2015年新电改前上网电价由国家发改委和省物价局按照价格管理权限分别定制,新电改后,政府逐步试点放松对发电、售电环节的管制,但是居民、农业用电等仍由政府定价,工商企业用电市场化交易仍在发展期,火电企业对终端电价调控能力仍偏弱。煤炭去产能以来价格快速上涨, 2017年动力煤均价相比2016年上涨约150元/吨,根据国资委公布数据,全国火电企业全年平均销售净利率约0.5%、同比降低约12个百分点,2018年平均销售净利率约1%、稍有回升但是仍处于历史较低水平。国家发改委于2017年6月下发《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》,通过减免和降低部分政府性基金及附加征收,腾出空间用于提高煤电企业上网标杆电价,短期对改善火电盈利有一定支持,长期看仍需关注电力市场化交易改革推进情况。

水电初始投入巨大但是成本低廉、毛利率较高

水电站初始投资成本巨大,但是建成投产后,水资源成本低廉,综合发电成本主要来自折旧摊销和财务费用,上网电价和机组利用小时数受到来水丰枯影响,总体上业务毛利率能够保持较高水平。2015年-2018年,以申万水电行业上市公司做参考,行业平均销售毛利率(整体法)保持在40%以上,销售净利率有所下降、2017平均值最低为28.49%。水电上网消纳、水电税收补贴受到一定政策支持,2017年9月能源局下发《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》,将100万千瓦以上大型水电现行的“增值税实际税负超过12%的部分即征即退”政策延续至2020年结束。2017年我国水电平均上网电价(含税)258.93元/千千瓦时,电力市场化交易推进背景下,相对终端用户成本竞争力更突出。

风电、光伏均面临补贴退坡压力

风电、光伏发电在政策支持下经历快速发展,产能过剩、财政补贴退坡压力增大。我国风电产业从2008年开始快速发展,但是由于风电多分布在地广人稀、风能资源丰富的地区如内蒙古、新疆等,区域经济基础相对薄弱,电力消纳能力有限,电力外输建设滞后,根据国家能源局数据,弃风率在2016年达到17.1%的历史高位,弃风较严重的地区如甘肃、新疆弃风率分别达到43%、38%。2016年以来国家出台了一系列举措,包括风电投资监测预警、建立健全可再生能源电力消纳保障机制等;2016年12月发改委调整了风电标杆上网电价,其中I、II、III类资源区下调0.03元/千瓦时,IV类资源区下调0.02元/千瓦时,促进风电发展向弃风相对较少的IV类资源区转移,到2018年弃风率已连续两年下降。光伏作为清洁能源发展也受到国家重点支持,自2007年开始享受着补贴,刺激了装机规模快速增长,2018年末并网和累计装机容量分别已达到1.24万亿千瓦、1.74万亿千瓦,但是也导致产生巨额补贴缺口,根据能源局统计数据截至2017年末累计可再生能源发电补贴缺口总计达到1127亿元、其中光伏补贴缺口455亿元,部分地区弃光率严重。

风电、光伏均面临补贴加快退坡的压力,政策上也优先鼓励平价上网。2018年5月31日,发改委、财政部、能源局联合发布了《关于2018年光伏发电有关事项的通知》,暂不安排2018年普通光伏电站建设规模,上网电价、补贴均出现下调;2019年5月,国家能源局发布《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,鼓励并支持在同等条件下优先建设平价上网风电、光伏项目;同月发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》,海上、陆上风电标杆上网电价都将改为指导价,并相比2016年的风电上网标杆价格有所下调。国家发改委预计到2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当、光伏上网电价与电网销售电价相当,补贴退坡加速和优先平价上网,倒逼风电、光伏企业提高成本管控能力和盈利能力,降低补贴依赖,并提高了行业准入门槛,有利于行业良性发展。

核电运行机组集中在三大央企集团,审批已重新放开

核电为国企垄断行业,受政府部门强力管控。现有在运核电站主要隶属于三大央企:中核集团、中广核集团、国家电投,截至2019年6月末,我国核电机组在运47台、在运装机4873万千瓦,在建9组机组、在建装机容量933.4万千瓦,在建中包括新进核电行业的华能集团石岛湾核电项目一期1*20万千瓦、远期最高有望达到900万千瓦。近期中核福建漳州核电、中广核广东惠州太平岭核电项目均获得核准,国内核电新项目建设重启,但受资本、技术、安全管控等限制,新项目仍集中在中央国企。

电力行业发债主体信用资质对比分析

业务竞争力关注股东背景、规模和设备利用小时数

电力发债主体股东背景较为重要

由于电力行业作为公用事业子行业的特殊性,所属集团股东背景很大程度上决定了发债主体在电力系统的地位。本文覆盖电力行业发债主体99家,截至2019年9月6日,合计存量债约14518亿元。企业结构中央企、国企占绝对多数,其中央企49家、地方国企43家、广义民企(非国企)7家,央企和地方国企中,包括直属于国务院国资委的国家电网、国电投集团、华能集团、华电集团、国电集团、长江三峡集团、大唐集团、中广核集团8家大型集团央企以及直属广东省人民政府的南方电网共9家主体,合计存量债8563亿元、占比约58.98%,其他主体主要是相对低级别央企子公司和地方电力国企。由于央国企主导行业,AAA评级主体50家、占比超过50%。

从资质下沉的角度,本文选择AA+评级主体加以分析。电力行业AA+评级主体共26家。其中央企10家,主要为央企集团区域性子公司,如华电云南、乌江水电等,或为集团细分业务子公司,如节能太阳能、节能风电分别为节能环保集团光伏、风电业务子公司。AA+级地方电力国企14家,分布隶属四川、山西、广西等8省省级或地市级国资委;民企2家,分别为宝新能源、协鑫智慧。

电力业务规模基本决定区域、行业地位

电力主体业务规模反映在装机容量大小,扩张受政策、资本、资源等限制较大。对于火电项目,当前市场区域格局固化,国家政策方面要求上大压小,现有的30万千瓦以上的合规火电机组在区域电力市场占比基本稳定,现存规模基本反映了火电厂区域地位和市场竞争力强弱,从总量规模看,光伏、风电等可再生能源电力对火电冲击目前仍有限。对于水电、风电、光伏电站,产能规划受所在地水利、风力和太阳能资源以及区域市场容量的限制,大型水电项目涉及民生安全,仍主要由国企开发,风电、光伏电站仍较大程度依赖补贴支持,政策上补贴面临退坡、也优先落实自愿平价上网的风电或光伏电站项目,后续风电和光伏电站准入的资本和政策壁垒更高。对于核电业务,目前仍是以央企为主导。

火电企业主要是控股电站,水电企业参股电站较多,部分电企供电业务贡献收入比重较大。样本电企中仅乌江水电控股装机容量在1000万千瓦以上,乌江水电为华电集团贵州子公司,业务以水电为主、兼有火电业务。其他电企装机容量均在千万千瓦以下,大部分在百万千瓦级别,对火电企业,样本电企装机容量分布在200-700万千瓦;对水电企业,最大装机容量为乌江水电达870万千瓦,华电云南为697万千瓦,规模相对较小的企业包括四川水电46万千瓦、广西西江集团64万千瓦、吉林水务11万千瓦。部分水电公司模式相对特殊,如四川能投、贵州乌江产投控股装机规模较小,其以参股电站为主,权益装机容量分别为884、871万千瓦,在AA+电企中排在前列,利润主要来自参股投资收益;部分区域电企存在区域专营性质的供电业务,如四川水电集团装机容量规模较小,其收入和利润主要来自供电业务,吉林水电也属于类似业务模式。其他能源电企分别是节能风电、节能太阳能、国网节能,电力业务分别是风电、光伏发电、生物质能发电,其中国网节能业务以节能工程为主,发电业务占比相对有限。

关注电企平均利用小时数及同业对比情况

发电设备平均利用小时数是反映电企生产效率的核心指标。一年365天8760小时是电企设备发电的上限,由于生产时间、检修、技改、用电需求等多种因素影响,几乎没有电企可以做到100%满产,发电小时数越高可以反映电企设备利用和生产效率越高,也可以一定程度反映区域电网容量情况。对不同能源类型电企,平均的发电小时数有很大差异。2018年全国火电平均利用小时数4361小时,就样本电企而言,多数设备平均利用小时数在全国平均水平附近,部分电企如蒙发投火电利用小时数达5075小时,在行业内处较高水平,华电云南、宝新能源火电利用小时数分别为3016小时、3174小时,利用效率偏低,宝新能源由于新机组投产导致小时数同比下降较明显。水电企业受区域来水丰枯影响较大,2018年全国水电平均利用小时数3613小时,多数电企水电设备平均利用小时数在行业均值以上,整体利用效率尚可。风电和光伏的利用小时数相比其他类型发电明显较低,资源禀赋限制较大,样本电企风电利用小时数最高不超过2692小时、光伏电站平均利用小时数最高1425小时,2018年国内平均水平分别为2095小时、1115小时。

关注电企发电上网情况

样本企业发电上网比例整体较高。一些电力相对过剩区域弃电风险相对较大,从AA+级样本电企数据看,绝大部分电企上网电量/发电量在90%以上,反映现有发电产能基本能够实现稳定上网,四川能投、四川水电等少部分公司公布资料有限,发电上网情况不明。

财务分析:关注盈利结构及稳定性、长期偿债能力稳定性

盈利结构多元,关注公司主要利润来源及其稳定性

从2018年利润总额结构看,部分AA+电企主业盈利能力偏弱,如四川能投、华电云南、乌江水电主业分别亏损23.76亿元、9.42亿元、26.62亿元,其中乌江水电主业巨亏主要是当期下属煤矿企业破产清算一次性计提减值所致,四川能投、四川水电等费用压力较大,其利润主要来自投资收益和政府补助支持,如四川能投当期非主业利润17.22亿元、营业外净损益19.41亿元;华电云南当期非主业利润45.47亿元,主要是并购产生的投资收益;而投资收益、政府补助相对有限的企业如乌江水电则陷入亏损。这里尤其需要关注盈利的持续性,资产集中处置导致减值、并购产生投资收益持续性相对较弱,参股投资收益、政府补助与业务模式相关联,稳定性和持续性相对更好。

火电受煤价周期波动影响,水电企业毛利率分布区间较大、费用压力偏大。从2016-2018年数据看,行业平均利润率整体波动不大,但是2017、2018年中位数相比2016年均有一定下降,行业内火电仍占较大比例,可能是受煤价上涨、火电盈利下滑影响较大。从AA+评级个体盈利情况看,销售毛利率、净利率分布区间较大,不同主体原料成本、综合利用小时数、区域电价政策、补贴返税等政策、折旧等差异明显,反映为不同的利润率水平。对比近三年盈利情况,部分以火电为主的电企受煤价上涨负面影响较大,如2018年山西电力、山西国际能源、贵州产投、福能股份、协鑫智慧等销售毛利率和净利率相比2016年有明显下降。水电企业盈利能力分布空间较大,但是费用压力侵蚀大部分利润,如新华水力2018年销售毛利率达47.48%,但是扣除费用后销售净利率仅0.44%,中电建水电、滇华电水电等典型水电企业也有费用压力较大的特点。

资产负债均偏长期,期限结构多较匹配

从电力行业99家主体平均资产结构看,2018年非流动资产占比平均值、中位数均在80%以上,其中固定资产、在建工程合计占比平均值和中位数分别占比均在60%以上。电厂建设资本支出巨大,而运营资本需求相对有限,控股电站投资要计入在建工程和固定工程,参股电站投资主要计入长期股权投资,均属于非流动资产,是总资产的主要构成。就AA+评级电力主体而言,2018年末山西电力、四川能投非流动资产占比相对较低,分别为58.33%、68.35%,其他主体非流动资产占比均在70%以上。

从债务期限结构看,2016-2018年电力发债主体长期债务/总债务行业均值稳定在67%附近,中位数维持在70%附近,1/4分位数分别约60%、57%、55%,大部分发债主体期限结构偏长期,与电企资本支出集中在长期相匹配。对AA+评级主体,2018年末除广西西江、东北电力、协鑫智慧、华银电力4个主体外,其他主体长期债务占总债务比重均在60%以上,短期债务规模相对有限。

负债率整体稳定,关注长期偿债能力指标

资产负债率整体偏高,但是结构较稳定。从行业统计数据看,2016-2018年末电力主体行业平均资产负债率基本稳定在65%附近,中位数分布在65%-68%,1/4分位数分布在57%-59%,行业内主体多数资产负债率分布在50%以上,负债率水平偏高,可能与电厂初始资本支出规模较大有关。行业资产负债结构整体稳定、资产负债率行业均值及分位数变动不大。就26家AA+评级样本企业数据看,截至2018年末,仅6家主体甘电投、贵州产投、福能股份、宝新能源、国网节能、广州发展资产负债率在50%-60%,企业主体资产负债率均在60%以上,乌江水电、广西水利电业、华银电力资产负债率均在80%以上,处于行业内较高水平。从变动趋势看,2016-2018年末样本发债主体资产负债率基本稳定,大幅上升或下降的主体较少。

在经营稳定和融资渠道通畅的前提下,考虑公司电力资产的大额投资和长期经营属性,关注长期偿债能力指标相对更有意义。从行业平均值看,2016-2018年末电力主体货币资金/短期债务波动较大,中位数则基本分布在30%附近,从样本主体数据看流动性储备对短期债务保障能力对比性偏弱,华电云南、蒙发投、东北电力、华银电力等货币资金/短期债务均在行业内较低水平,与公司作为国有企业、融资环境畅通或有一定关系,福能股份、川水电集团等货币资金/短期债务异常偏高,可能与公司长期债务占比较高、短期债务相对有限的结构有关。这里以全部债务/EBITDA作为长期偿债能力的主要参考,2018年末行业均值和中位数分别为8.57、6.36倍,3/4分位在8.42倍,AA+级样本电企中长期偿债能力相对偏弱的主要是四川能投、乌江水电、中电建水电、吉水务等8家主体,全部债务/EBITDA均在10以上,在行业内也处于相对较高水平,偿债压力相对偏大;其他主体全部债务/EBITDA多在行业3/4分位以下,长期偿债能力尚可。从2016-2018年数据看,行业全部债务/EBITDA的波动不明显,多数主体全部债务/EBITDA数据稳定,经营和长期偿债能力较稳定。

电力主体信用债融资情况梳理及投资建议

存量债结构以国企和中短期限为主

截至2019年9月6日,本文覆盖电力行业99个发债主体看,合计存量债数749只、余额14518亿元。从发行人结构看,国家电网、南方电网等九大集团合计存量债规模8563亿元,央企、地方国企、广义民企存量债规模分别为3826亿元、2055亿元、74亿元。

从期限分布情况看,按行权计现有存量债剩余期限主要分布在1年内和1-3年,规模分别为4825亿元、6244亿元,3-5年和5年以上债券余额分别为2129亿元、1320亿元。从评级分布情况看,AAA、AA+、AA、BB主体评级债券余额分别为13159亿元、869亿元、208亿元、20亿元,BB评级主体为华晨电力股份有限公司、存量规模20亿元;对AAA、AA+、AA各评级存量债期限分布情况看,剩余期限主要分布在1-3年期和1年期以内,AA评级主体无5年以上存量债。

一级发行情况:中低评级和长期限仍有一定利差空间

新发债集中在AAA评级主体,其次是AA+评级,AA主体发行量有限。截至2019年9月6日,剔除核能转债、三峡可交债合计278亿元,2019年内电力发债主体新发债403只、合计6672.2亿元,发行人全部为央企或地方国企;其中1年期以内3865.5亿元,其次3年期、5年期分别为1705.7亿元、795亿元,期限最长为10年期债券、发行规模合计76亿元。发行主体评级以AAA级为主,AA+、AA级主体新发债分别为217亿元、45.7亿元,规模相对有限。

从新发债情况看,资质下沉利差空间相对大于中高评级拉长久期空间。AAA主体评级新发行债券中债隐含评级分布在AAA+至AA+,3年期以内新债相对国债的发行利差大部分在100BP以内;3年期以上新债利差相对上升,但是增加幅度有限,票面利率均值最高仍未超过5%。AA+主体评级新债平均利差均在100BP以上,但是上限相对AAA主体评级新债差别有限,无5年期以上新债;1年期以内新债相比AAA级的票面、利差溢价均较明显,1年期以上到5年期新债票面利率均值分布在4%-5%、利差分布在120-200BP,同AAA评级3-5年期、5年期以上债券的票面利率和利差相近。AA主体评级新发债券有限,期限分布在1年期以内和1-3年期,平均票面利率分别为4.6%、6.19%,利差分别为214BP、327BP,利差空间相对更大。

2019年电力新发永续债主体全部为央企。截至2019年9月6日,电力行业年内新发永续债合计64只、规模923亿元,期限分布在3+N、5+N、10+N,发债主体全部为央企、主体评级全部为AAA级。债券中债隐含评级主要分AAA、AAA-级,两评级同期限债券平均票面利率和利差的差异整体不大。总体来看,3+N、5+N、10+N平均票面利率分别为4.15%、4.46%、5.09%,平均利差分别为128BP、142BP、182BP,仍存在部分流动性溢价空间。

中低评级非公开市场债券利差空间较大。截至2019年9月6日,电力行业年内新发私募债和定向工具12只、规模合计189.7亿元,其中AAA主体评级央企发行5只、规模144亿元,票面利率最高4.71%、利差最高178.55BP;主体评级AA地方国企发行债券7只、规模45.7亿元,票面利率分布在4.60%至7.30%,利差大部分在240BP以上,利差空间相对更大,但是私募债流动性风险需给予关注。

投资建议

电力行业发债主体以央企、地方国企为主,民企处于边缘地位,本文覆盖99家主体中民企仅7家,26家AA+评级主体中民企仅2家,行业内竞争地位基本由股权背景、规模和区域地位决定,整体格局较为稳定。行业方面,风电、光伏等行业面临补贴退坡压力,但是国有企业在融资周转方面相对易获得银行信贷支持。建议关注发债主体股东背景、规模和区域地位、电力业务盈利模式的长期可持续性,对债务负担尤其较重的边缘国企信用风险仍需保持一定警惕。债券投资方面,对电力国企债券一级市场机会可考虑资质下沉,中低评级主体中短久期债券仍有一定利差空间,对永续债、非公开市场债等机会也可适当关注,存在一定流动性溢价空间。

风险提示

1、需求下行风险国内经济下行压力增大,终端需求不及预期,中下游用电需求增速下滑压力增大。

2、煤电去产能风险。清洁能源优先上网、煤电上大压小等政策背景下,清洁能源发电比例继续提升,煤电企业市场空间压缩,仍存在去产能风险。

3、补贴退坡风险。风电、光伏行业面临补贴加速退坡风险,若企业成本降低不及预期,盈利下滑甚至亏损压力将增大。

格隆汇声明:文中观点均来自原作者,不代表格隆汇观点及立场。特别提醒,投资决策需建立在独立思考之上,本文内容仅供参考,不作为实际操作建议,交易风险自担。

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