2019年以來，全社會用電量增速回落，煤價高位運行小幅波動下降，火電行業整體呈現量利齊增的情況。供給側改革效果顯現，火電裝機增速保持低速增長，利用小時數受環保政策趨嚴、清潔能源擠壓等影響同比下降。煤電聯動機制取消，現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，電價市場化進一步推進。預計2020年電力需求維持中速增長趨勢，供給側改革及電改推進背景下，火電新增裝機空間有限，清潔能源擠佔火電利用小時繼續承壓；煤電聯動機制取消，上網電價市場化，電價下降的預期增大；煤炭供需向寬鬆發展，電煤價格或將穩中有降，部分抵消電價預期下行對火電業績的不利影響。2020年初受疫情影響，預計一季度用電量增速下滑，但長期影響有限，鑑於發電企業較好的資質及穩定的現金流，發債企業的信用質量將總體保持穩定。
行業政策：2019年煤電聯動機制取消，現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，風電、光伏平價上網，市場化改革加速；煤電聯營工作及煤電整合試點的推動將有利於增強發電企業抵抗市場風險能力。
行業規模：2019年全國用電需求增速回落，供給側改革背景下火電裝機容量維持低速增長水平，供需增量總體平衡，勢頭良好的清潔能源擠佔火電利用小時數同比下降；綜合考慮經濟增長驅動因素、環保政策等因素，預計2020年用電需求將保持中速增長趨勢，火電裝機容量低速增長，利用小時數繼續承壓；煤電聯動機制取消，市場化交易擴大，電價預期下行，煤炭供需寬鬆，電煤價格或將穩中有降，部分抵消電價預期下行對火電的不利影響。
財務表現：2019年煤價波動下行，火電業績改善，盈利回升；預計2020年火電企業資產結構以及債務特徵變化不大，火電企業償債壓力仍較大。
信用質量：火電企業發債主體集中度高，短期債務壓力較大，發行債券以短期融資工具為主，“16華晨01”未能按期償付，民營企業需關注股東風險。
行業政策
2019年煤電聯動機制取消，現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，風電、光伏平價上網，市場化改革加速，將推動電力市場化交易的不斷擴大；煤電聯營工作及煤電整合試點的推動將有利於增強發電企業抵抗市場風險能力；此外，環保政策趨嚴將會一定程度抑制高耗能行業用電需求。
2004年以來，燃煤發電標杆上網電價及煤電價格聯動機制逐步建立，併成為上網側電價形成的重要基準，歷次煤電標杆電價的調整與電煤價格的變化呈現高度的相關性。但隨著電力市場化改革的不斷深化，競爭性環節電力價格加快放開，現行燃煤發電標杆上網電價機制已難以適應形勢發展，難以發揮市場在電力資源配置中的決定性作用。
2019年10月，《國家發展和改革委員會關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱“《電價指導意見》”）發佈，自2020年1月1日起，煤電價格聯動機制取消，將現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當地現行燃煤發電標杆上網電價確定，浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，具體由供需雙方協商或競價決定，但2020年暫不上浮。
同年1月《國家發展改革委國家能源局關於積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》、5月《國家發展改革委關於完善風電上網電價政策的通知》提出，為促進可再生能源高質量發展，提高風電、光伏發電的市場競爭力，將推進風電、光伏發電無補貼平價上網；促進公平競爭和優勝劣汰，2020年實現風電與煤電平價上網的目標要求。同時，2019年以來，隨著《關於深化電力現貨市場建設試點工作的意見》、《關於加強電力中長期交易監管的意見》、《關於做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》等文件的出臺，電力市場化建設進一步加快，預計2020年隨著電力體制改革深入推進，將推動電力市場化交易的不斷擴大，電力市場競爭加劇，倒逼電力企業降低發電成本。
2019年10月兩部委發佈《關於加大政策支持力度進一步推進煤電聯營工作的通知》要求在推進供給側結構性改革進程中，優化煤電產業資源配置，推動煤炭、電力產業協同發展，採取煤電一體化、煤電交叉持股、煤電企業合併重組等形式實現煤電聯營；重點發展坑口煤電一體化、優化推進中東部省份煤電聯營、支持北方地區清潔取暖項目實施煤電聯營等。
2019年11月，國資委下發《中央企業煤電資源區域整合試點方案》推動煤電資源整合和資產優化，將甘肅、陝西（不含國家能源集團）、新疆、青海、寧夏5個煤電產能過剩、煤電企業連續虧損的省區，納入第一批中央企業煤電資源區域整合試點，力爭到2021年末，試點區域產能結構明顯優化，煤電協同持續增強，運營效率穩步提高，煤電產能壓降四分之一至三分之一。
2019年以來，我國環保力度進一步加大，《環境影響評價法》、《關於推進實施鋼鐵行業超低排放的意見》、《藍天保衛戰重點區域強化監督定點幫扶工作方案》、《2019年石灰行業大氣汙染防治攻堅戰實施方案》、《關於開展淘汰落後和化解過剩產能工作督導檢查的通知》等環保政策密集出臺，監管力度不斷加大，對高耗能行業的生產活動提高了要求，一定程度抑制高耗能行業用電需求。
綜上所述，在火電行業產能過剩、電力市場化改革加速的背景下，發電企業參與市場競爭意願不斷增強，煤電聯動取消，電價在電力市場化方向上邁出關鍵一步；國家政策支持煤電聯營工作及煤電整合試點的推動將有利於推進火電盈利的改善、增強發電企業抵抗市場風險能力；此外，環保政策趨嚴將會使得高耗能行業用電需求受限，一定程度上抑制電力需求增速。
行業概況
2019年，全社會用電量增速回落，第三產業用電量保持較快增長，西部地區用電量增速相對領先；新冠肺炎疫情對用電量需求短期內會造成一定程度不利影響，預計集中在一季度，但隨著疫情緩解，長期影響有限，綜合考慮經濟增長驅動因素、環保政策等因素，預計2020年全國電力供需總體均衡，用電需求增速將保持中速增長趨勢。
2019年以來，受經濟增速放緩影響，全社會用電量增速回落。2018年，全社會用電量較快增長，同比增長8.5%，同比提高1.9個百分點，為2012年以來最高增速；各季度增速逐季回落，但總體處於較高的水平。2019年，全社會用電量72，255億千瓦時，同比增長4.5%，增速同比回落4.0個百分點，主要由於2019年以來經濟增速放緩以及環保趨嚴政策下工業用電需求增長受限，上年同期的基數相對較高等因素，此外夏季期間較上年同期偏低的天氣因素亦起一定作用；2019年各季度全社會用電量增速分別為5.5%、4.5%、3.4%和4.7%，用電量平穩增長。
在拉動因素方面，2019年，第二產業仍是拉動全社會用電量增長的最主要動力，第三產業用電對全社會用電量增速的貢獻率明顯增長。2019年，全國第二產業用電量49，462億千瓦時，同比增長3.1%；第三產業用電量11，863億千瓦時，同比增長9.5%；城鄉居民生活用電量10，250億千瓦時，同比增長5.7%。第二產業、第三產業和城鄉居民生活用電量對全社會用電量增長的貢獻率分別為47.9%、33.1%和17.9%，其中，第二產業對全社會用電量增速的貢獻率仍最高，第三產業貢獻率同比提高10.1個百分點。2019年，全國工業用電量48，473億千瓦時，同比增長2.9%，增速比上年同期回落4.1個百分點，佔全社會用電量的比重為67.1%，其中，四大高載能行業用電量比上年增長2.0%，增速比上年同期回落4.1個百分點。
從區域間用電規模看，2019年1~11月，東部地區仍是拉動用電量增長的主要動力，其中，廣東、江蘇和北京用電規模較大；從區域間用電增速看，除青海、河南、甘肅和上海增速表現為負增長外，其他省份用電量均為正增長，中西部地區多數省份用電增速超過全國水平，且西部地區用電量增速相對領先，其中，西藏和廣西2個省份增速超過10%。
整體來看，我國經濟增長正在向高質量發展轉變，由於2020年初新冠肺炎疫情的影響，電力行業短期將會受到一定的衝擊，首先由於人們限制出行、聚餐等活動，娛樂、旅遊等三產行業的用電量將嚴重下滑，其次，由於各行業的復工可能至少推遲1-2周，作為電力主要下游需求的化工、建材等行業的工期預計將會出現不同程度的推遲，下游行業電力需求預計短期受影響下降，存量佔比較大的二產用電量將有所下滑。
但春節假期的延長同樣會增加居民用電量，部分抵消二、三產用電量下滑的不利影響，預計影響集中在一季度，隨著疫情緩解，各行業開工復工，用電量需求提升，長期影響有限，預計2020年全國電力供需總體均衡，全社會用電量增速將保持中速增長的趨勢，原因主要有下面兩點，一方面，國家宏觀調控經濟穩定、高質量的增長，經濟增長將保持在一定的合理區間；另一方面，環保政策趨嚴壓制工業特別是高耗能工業的發展，將抑制其用電需求的增加。
2019年全國裝機容量繼續保持低速增長趨勢，發電量增速同比回落，清潔能源裝機及發電量佔比進一步提高，清潔能源替代造成火電乏力，火電利用小時數同比下降幅度較大；預計2020年供給側改革背景下，火電投資放緩，火電新增裝機容量增長空間有限，同時清潔能源發展勢頭強勁，火電機組利用小時數將繼續承壓。
2019年以來，全國發電設備容量繼續保持低速增長態勢，全社會用電量增速明顯回落，機組平均利用小時數較上年同期有所下降。2018年，全社會用電量增速較大，用電需求的較快提升帶動了發電量及利用小時數的上升。截至2019年末，全國全口徑發電裝機容量20.1億千瓦、同比增長5.8%，火電裝機容量為11.9億千瓦（其中，燃煤發電10.4億千瓦）。
新增裝機方面，2019年，全國新增發電裝機容量10，173萬千瓦，較上年少投產2，612萬千瓦；其中，新增非化石能源發電裝機容量6，389萬千瓦，佔新增發電裝機總容量的62.8，新增併網風電和太陽能發電裝機容量分別為2，574萬千瓦和2，681萬千瓦，分別較上年多投產447萬千瓦和少投產1，844萬千瓦；同期，新增煤電、氣電裝機容量分別為2，989萬千瓦和629萬千瓦，分別較上年少投產67萬千瓦和255萬千瓦。截至2019年末，全國全口徑非化石能源發電裝機容量8.4億千瓦，同比增長8.7%，佔總裝機容量的比重為41.9%，比上年底提高1.1個百分點，清潔能源裝機佔比進一步提高。2019年，全國電源工程建設完成投資3，139億元，同比增長12.6%，其中火電630億元，同比下降19.9%。
發電量方面，2019年，全國全口徑發電量為7.33萬億千瓦時，同比增長4.7%，其中，全國全口徑火電發電量5.05萬億千瓦時，同比增長2.4%，煤電發電量4.56萬億千瓦時，同比增長1.7%。同期，全國非化石能源發電量2.39萬億千瓦時，同比增長10.4%，佔全國發電量的比重為32.6%，較2018年提高1.7個百分點，清潔能源發電量佔比進一步提高。
機組利用小時方面，2019年，全國發電設備累計平均利用小時3，825小時，比上年同期降低54小時，其中，火電4，293小時，比上年同期降低85小時，水電3，726小時，比上年同期增加119小時；全國太陽能發電1，285小時、同比提高55小時；併網風電2，082小時、同比下降21小時。
在供給側改革背景下，國家嚴控火電裝機的增長，《電力發展“十三五”規劃（2016-2020年）》提出2020年煤電裝機力爭控制在11億千瓦以內，2019年末燃煤發電裝機已達10.4億千瓦，隨著投資額度的下降，同時考慮到煤電行業淘汰落後產能目標任務以及清潔能源發展勢頭強勁，火電新增裝機容量增長空間有限，裝機將繼續保持在低速增長水平。隨著電力系統調節能力持續增強，電網工程建設有序推進，市場化手段促進消納的作用逐步增強，清潔能源得到大範圍優化配置，新能源消納能力增強，棄風棄光問題得到改善，將導致火電企業利用小時數繼續擠壓。
2019年由於新增產能加速投放產量增加等因素，煤炭供需向寬鬆發展，電煤價格小幅波動下降，但總體處於高位；綜合考慮環保因素及長協煤政策推動因素等，預計2020年煤炭供需向寬鬆發展，電煤價格或將穩中有降；煤電聯動取消，價格相對較低的交易電量佔比提高，上網電價預期下行。
煤炭作為我國主體能源，是火電供應的基礎，佔火電營業成本的50%~70%，煤炭的價格變動對火電的業績有很大的影響。2018年，反映電煤採購成本的CECI5500大卡綜合價波動區間為571~635元/噸，國內煤電企業採購成本居高不下，全年全國火電企業虧損面近50%。2019年以來，隨著去產能基本進入尾聲，新增產能加速投放產量增加，動力煤市場隨著供求結構轉向“寬平衡”，市場價格運行區間為550~650元/噸；全國電廠存煤總體處於高位、需求不振，疊加火電發電受清潔能源擠壓削弱煤炭需求，煤炭供需向寬鬆發展，電煤價格小幅波動下降，但總體處於高位，截至2020年1月2日，環渤海動力煤價格指數為552元/噸。
國家發改委《關於推進2020年煤炭中長期合同簽訂履行有關工作的通知》繼續推進煤炭中長期合同簽訂和履行工作，提出要提高中長期合同簽訂的數量，支持簽訂2年及以上量價齊全的中長期合同，若煤炭長期合同有效履行，長協煤比例提高，將有助於煤電企業採購成本的穩定。
2020年初，新冠肺炎疫情擴散導致的公路運輸及外運受限以及煤礦復工延期導致煤炭供給收縮將成為抑制煤炭短期供應的重要因素，2月1日國家能源局發佈《關於做好疫情防控期間煤炭供應保障有關工作的通知》中指出，在煤炭供應方面，要保障全國電煤庫存處於合理水平；優先安排好疫情重點地區以及東北、京津唐等地區的煤炭供應；要嚴格執行煤炭中長期合同及“基準價+浮動價”定價機制，嚴禁在合同約定以外隨意漲價，嚴禁以各種理由不履行中長期合同；因此在煤炭供應方面，電煤供給不足預計不會大面積出現，煤炭價格也保持相對合理的浮動，整體來看疫情對電煤供給的影響較小。
電價方面，2019年《電價指導意見》提出將現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮”的市場化價格機制，基準價按當地現行燃煤發電標杆上網電價確定，浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，並指出2020年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。電力交易方面，2018年，全國電力市場交易電量合化率為30.2%，較上年提高4.3個百分點，其中煤電 的上網電量市場化率為42.8%，平均市場交易電價338.3元/千千瓦時，市場交易平均電價較上年提高11.9元/千千瓦時，但仍較上網電量平均電價降低24.5元/千千瓦時。2019年，全國各類交易電量合計為28，344億千瓦時，佔全社會用電量比重為39.2%，同比提高9個百分點。
綜合來看，隨著煤炭供需矛盾逐步緩解，煤炭供應方面未來較2019年將相對寬鬆，電煤價格或將穩中有降。煤電聯動機制取消，並指出2020年暫不上浮，同時價格相對較低的交易電量佔比提高，電價下降的預期增大；由於煤炭供需向寬鬆發展，電煤價格的預期下降將部分抵消電價預期下行對火電業績的不利影響。
財務表現
2019年，煤炭價格的下降有利於火電成本下降，火電板塊盈利回升，營業收入增加，淨利潤同比明顯增長；預計2020年火電企業資產結構以及債務特徵變化不大，短期債務比重較大，火電企業償債壓力仍較大；受疫情影響，火電企業一季度業績表現欠佳，需關注用電需求乏力區域、大用戶直供電佔比較大的電力企業。
根據國家統計局公佈數據，2019年1~9月份，全國規模以上工業企業實現利潤總額45，933.5億元，同比下降2.1%。在41個工業大類行業中，30個行業利潤總額同比增加，11個行業減少。其中，電力、熱力生產和供應業利潤總額同比增長13.7%，
在宏觀經濟平穩運行，用電需求同比提高背景下，火電行業發電量增加，疊加煤炭價格雖高位運行但波動下降，2019年1~9月，火電企業營業收入同比增長6.22%；淨利潤同比增長63.22%。在現金流方面，業績好轉帶來經營性現金流的改善，2019年1~9月，火電企業經營性淨現金流同比增長9.23%。隨著供給側改革推進，火電行業去產能效果明顯，新增裝機增速明顯放緩，2017年和2018年在固定資產和長期資產支付的現金同比分別減少13.69%和7.55%，2019年1~9月同比減少7.70%，投資性淨現金流方面也有所改善。
從資產負債方面來看，火電企業 具有重資產屬性，資產負債率較高，2017~2018年末及2019年9月末，火電企業資產負債率分別為69.14%、68.48%和66.21%，雖有所下降，但維持較高的負債率。與此相應，火電企業財務費用常年保持相對較高水平；但火電企業現金流獲取能力仍很強，故企業傾向於使用短期融資工具降低財務成本，2019年9月末，流動負債佔總負債比重為41.48%，流動比率0.53倍，存在一定短期流動風險；火電企業有息債務維持平穩增長趨勢，規模較大，且短期有息債務佔較大的比重，截至2019年9月末，有息債務佔總負債比重為76.76%，短期有息債務佔有息債務的32.13%，短期償債壓力仍較大。
受疫情影響，各行業開工延遲，國內企業開工率下降，對電力的需求將會有所下降，特別對於疫情嚴重的區域開工復工時間更長，用電需求會明顯下降，一季度火電業績表現預計整體欠佳，主要由於火電企業發電優先級較低，相較優先級較高的清潔能源企業來說受疫情影響更大，2020年一季度火電、水電業績將有所分化，需關注用電需求乏力區域、大用戶直供電佔比較大的電力企業。
總體來看，2019年火電企業整體業績好轉，現金流狀況有所改善。預計2020年火電企業資產結構以及債務特徵變化不大，火電企業償債壓力仍較大。短期受疫情影響，火電企業一季度業績或不達預期，需關注用電需求乏力區域、大用戶直供電佔比較大的電力企業。
信用質量
全國電力生產行業整體償債能力較強，發債主體集中度較高，主體信用級別相對較高，信用質量較好；短期債務壓力較大，預計2020年新發行債券仍以短期融資工具為主。
全國電力生產行業整體償債能力較強，主體信用級別相對較高，央企及地方國有企業仍是債券發行的主要組成部分，其中五大電力集團及其子公司是債券發行的主力，約佔債券發行總額的62%，發債企業集中度很高。截至2019年末，電力企業有存續債券的企業有137家（其中無公開評級的有10家），主體信用級別以AAA和AA+為主，佔比分別為42.52%和29.92%，存續債券867只，債券餘額15，798.45億元，主要為中期票據、公司債、短期融資債券和企業債，債券餘額佔比分別為34.77%、25.41%、18.26%和14.25%。
截至2019年末，電力生產企業存量債券規模為15，798.45億元，債券期限結構較為集中，三年內到期債券餘額佔總量的73.97%，其中，一年內到期債券餘額為4，876.26億元，佔比為30.87%，短期償債壓力較大。
2019年，全國電力企業發行債券金額總計10，605.6億元，同比增長30.78%，發行債券仍以短期融資工具為主，佔全部債券的59.78%，發行額同比增長20.69%；其次為中期票據和公司債，佔比分別為19.94%和12.64%。
受控股股東債務違約事件因素影響，2019年12月，“16華晨01”未能按期償付，民營企業需關注股東風險。
從信用級別遷移情況來看，電力企業長期評級基本保持穩定。2019年，在公開評級的企業中，有3家企業調整級別。其中新疆天富集團有限責任公司和北方聯合電力有限責任公司兩家級別上調，原因為股東支持力度增強業務規模擴大、債務壓力緩解以及盈利能力提升等。華晨電力股份公司（以下簡稱“華晨電力”）則因實質性違約，級別被下調級別至C。
華晨電力母公司永泰能源股份有限公司為一家民營上市公司，2018年7月由於未能償還“17永泰能源CP004”構成實質違約，受此影響，華晨電力外部融資環境不斷惡化；2019年5月17日，華晨電力未能按期支付2020年到期6.625%優先票據利息，2019年11月18日無法按期支付優先票據的到期利息，2019年12月9日，無法按期償還“16華晨01”本金，並擬對本期債券在到期後展期。鑑於華晨電力短期償債壓力很大，且受控股股東債務違約事件因素影響，短期流動性緊張並出現債務逾期，融資環境持續惡化，最終未能如期支付相關優先票據應付利息，不具備相關債務的償付能力，2019年，經過四次級別下調，聯合信用評級有限公司將華晨電力主體信用等級由A/負面下調至C。
2019年新增6家電力企業的公開評級，其中評級為AA+的有華電湖北發電有限公司、廣西廣投能源有限公司、大唐山東發電有限公司和中節能太陽能股份有限公司，評為AA的有四川省紫坪鋪開發有限責任公司和廣東省電力開發有限公司。
預計2020年電力企業償債能力仍較強，發債主體集中度較高，短期債務壓力較大，行業相對穩定的現金流造成發行債券仍將以短期融資工具為主，且預計2020年發債企業的信用質量將總體保持穩定。
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