房地产行业流动负债比率平均水平77% 海建设高达95%
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房地产行业流动负债比率平均水平77% 海建设高达95%
　　752家公司流动负债单：90％负债经营会不会是压垮骆驼的最后稻草
　　135家公司的流动负债占负债总额的比率高达100%，所有的债务压力全部集中在眼前
　　一家盈利的公司，也会破产吗？
　　答案是肯定的。试想一家公司当年有一定的盈利，但资产结构中流动负债要远远超过流动资本，如果盈利不足以弥补当期净负债额，公司将由于当期无法偿付流动负债而破产。不同于资产小于负债的技术性破产，业内人士称之为“黑字破产”。
　　流动负债有如此之大的杀伤力，那么，为什么公司偏偏又对流动负债不设防呢？原因很简单，因为流动负债在公司的所有负债中属于成本最低的筹资方式。于是，在低成本与稳健经营的抉择中，更多的公司甚至甘于冒着巨大的风险，选择较高的流动负债比率。
　　50%的上市公司流动负债占负债总额在90%以上
　　2007年上市公司已公布的1401家非金融类公司的年报充分印证了公司对于流动负债的偏爱。其中，135家公司的流动负债占负债总额的比率高达100%，也就是说，这些公司选择的是完全采用流动负债的方式，因此，所有的债务压力全部集中在眼前。
　　接下来的数字更让人捏了把汗，虽然未达到100%，但有163家公司的流动负债占总负债的99%以上，73家在98%以上，194家在95%以上，而达到90%以上的总共居然有752家。
　　1401家上市公司中，752家的流动负债超过负债总额的90%，即50%以上的公司有90%以上的债务都是流动负债，在家非金融类上市公司的4.86万亿元的债务中，流动负债较高的前50%就有2.19万亿元的流动债务。虽然不同行业以及同一行业中不同发展阶段的公司，并没有统一的标准。然而，至少对于这752家流动负债占负债总额90%以上的公司，未来的财务压力不容忽视。
　　钟情于流动负债由来已久
　　当然，上市公司也不仅在2007年对流动负债情有独钟。从某种意义上来说，目前我国企业偿债能力较弱，主要是短期的负债过度所致。在1401家上市公司中，2006年短期负债率为100%的就有147家，2005年这一数字更是达到了228家。同时，流动负债比率超过90%的公司在2006年和2005年分别为759家和821家。由此可见，这个习惯由来已久。记者进一步分析了3年来的平均水平，发现2005年到2007年间这1401家公司流动负债率的算术平均值分别为84.7%、85.3%和86.6%。虽然80%以上的流动负债率让人触目惊心，但单从数字来看，上市公司正逐步减少对流动负债的依赖。
　　行业特性决定负债结构
　　事实上，在分析流动负债占总负债的比率时，还需要考虑行业特征，并结合资产周转水平来考察。一般而言，食品饮料、商业贸易、家用电器等行业出于自身特点，其短期负债比率都在90%以上，如果营运能力强，资产周转率较高，则流动负债所起到的作用更多是降低财务成本而非增加财务压力。、建筑建材、有色金属等行业则更多地依赖于长期负债。所以，流动负债压力的增加，将会对行业造成较大压力。
　　以房地产行业为例，2007年流动负债比率的行业平均水平为77.4%，万科A（000002.SZ）为73.7%，(,)（600048.SH）为67.4%，(,)（600383.SH）为66.4%，相比之下，这些行业龙头还是表现出了相当程度的稳健性。而诸如(,)（600663.SH）、(,)（000046.SZ）等公司，其高达95%左右的流动负债比率显然会对当期造成不小的负面影响。
　　暗藏杀机的长期债务
　　虽然长期负债不对当期还贷造成压力，但长期负债未必比流动负债安全。事实上，长期债务是在转化为流动债务后才面临偿还问题，而如果当年到期的长期债务过多，短期内的还款压力自然加剧。在流动负债中就有这么一项“一年内到期的非流动负债”来衡量由上期的长期债务造成的本期还款压力。
　　从2006年到2007年，流动负债占比总负债的比例增幅最大的前20家公司，包括(,)（002059.SZ）、(,)（600003.SH）、(,)（600236.SH）等，都在不同程度上受到数额庞大的一年内到期的非流动负债的影响，造成当期财务压力骤增。世博股份和ST东北高原本属于短期财务压力不大的公司，其2006年流动负债仅占总负债的40%左右，而2007年分别有5000万和4.5亿元的长期债务即将到期，导致当年流动负债比率猛增至95%以上。　　
(责任编辑：无计)
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鹏元研究 | 2017年电力生产行业信用风险回顾与2018年展望
　　作者 ：杨再昆 舒静
　　鹏元资信评估有限公司证券评级部
　　主要内容
　　2016年下半年以来国内工业生产状况好转，全社会用电量增速有所回升。2016年以来，受主要工业品库存回补、高能耗行业开工状况有所恢复和基建投资增长带动等因素影响，全社会用电量回升。2016年全国全社会用电量59,198亿千瓦时，比上年增长5.01%，增速较上年提高4.49个百分点；月全社会用电量29,508亿千瓦时，同比增长6.3%。
　　电力建设投资规模开始下降，但太阳能新增发电设备容量猛增，全国发电设备平均运行时间创近年新低，行业产能总体过剩。2016年全国电源基本建设投资完成额3,429.00亿元，同比下降12.90%；月电源基本建设投资完成额1,461.38亿元，同比下降14.25%。2016年太阳能发电新增设备容量3,459.00万千瓦，同比增长150.60%；月太阳能发电新增设备容量3,828.06万千瓦，已超过2016年全年新增容量。截至2016年末6,000千瓦以上电厂装机容量达16.46亿千瓦，同比增长8.2%，连续多年高于用电需求增速，且2016年全国发电设备平均利用小时数下降至3,785小时，为近年新低。
　　煤炭价格大幅回升，火电经营压力骤增，叠加政策影响，火电企业经营效益开始分化。2016年末环渤海动力煤（Q4500）综合平均价格较年初增长59.84%，但仍未触发煤电价格联动机制，火电发电成本明显增加，运营压力大增。同时受去产能及环保政策影响，低效、落后的中小火电机组面临淘汰；大型、环保、高效的火电机组具有较强的。
　　标杆上网电价下行，直接交易电价相对较低，清洁能源新增装机区域分化加剧。日起全国燃煤发电标杆上网电价平均下调3分钱；水电价格亦有所下降；2016年12月国家发改委继续下调风电、光伏标杆上网电价；2017年上半年集中交易电量合同每千瓦时平均降价4.7分钱。此外，近年三北地区弃风、弃光现象较多，2016年以来新增风电和光伏发电容量主要向中部、东部地区集中。
　　电力改革进入试点阶段，电力直接交易规模扩大。2015年11月以来，国家发改委、国家能源局已陆续批复了云南、贵州等11个省、市、地区开始电力体制改革试点， 2016年直接电量交易量约占全社会用电量的19%，预计2017年可达35%以上。
　　行业偿债能力指标弱化，流动性偏紧，资产负债率相对稳定。2016年电力生产行业平均现金流动负债率、速动比率下降至13.8%和44.3%，全行业平均资产负债率为60.00%，与上年持平。
　　电力生产企业整体抗风险能力较强，信用风险变化不大。国内电力生产行业企业大多为央企或地方大型国有企业，具有较强的专营性和较广的融资渠道，总体抗风险能力较强；月，94家样本企业中上调评级的企业2家，下调评级的企业1家，评级展望下调的1家。
　　一、 行业分析
　　第二产业电力需求依然强劲，随着工业生产状况好转，2016年全社会用电量有所回升，但区域用电需求差异仍然较大
　　电力生产行业是国计民生的重要基础产业和公用事业，是国民经济全面、协调、可持续发展的重要保障，其发展受经济周期的影响较大，两者之间呈较强的正相关性，强周期性特征较为明显。
　　从用电需求来看，2010年以来我国全社会用电量持续增长，但增速波动下降，其中年以及年全社会用电量增速降幅较大，2016年以来全社会用电量增速有所回升。2016年全社会用电量59,198亿千瓦时，同比增长5.0%；月全社会用电量29,508亿千瓦时，同比增长6.3%，增速进一步回升。随着国内宏观经济逐步企稳，经济结构持续转变，预计未来1-2年，全社会用电量将总体将继续增长。
　　近年第二产业用电量占全社会用电量比重均超过70%，是国内电力消耗的主要方面。2016年以来，受主要工业品库存回补、高能耗行业开工状况有所恢复和基建投资增长带动等因素影响，全年第二产业用电量达42,108.09亿千瓦时，同比增长2.88%，较上年增加4.31个百分点，恢复正增长。细分来看，月四大高载能行业用电量约15,910.91亿千瓦时，同比增长4.08%，奠定了第二产业用电量恢复增长的基础，月增速上升至4.75%；此外，装备制造、新兴技术及大众消费品业增长势头表现较好。目前第二产业用电状况好转，但四大高载能等行业产能依然过剩，库存回补结束以及下游需求趋于饱和，未来一定时期第二产业用电量增速可能有所放缓。
　　除第二产业外，第三产业和城乡居民用电量相对较多，2016年同比增长11.21%和10.84%，占全社会用电量比重分别为13.45%和13.61%，增速及所占比重持续提升，一定程度上拉动了全社会用电需求，但月增速有所放缓。
　　从区域分布情况来看，我国各区域用电量差异明显，主要系区域经济发展差异特征较为突出所致。该特征主要表现在：华东、中南和华北区域经济总量较高，西北、西南和东北地区较低，各区域经济总量差异较大，用电量随着区域经济总量整体呈东高西低分布。
　　新增装机容量规模依然较大，其中光伏新增发电设备容量猛增，电力生产行业产能总体过剩；考虑到2016年以来电源建设投资规模开始下降，未来新增装机容量有望收缩，叠加去产能及环保政策影响，行业产能扩张速度可能放缓
　　电力供应方面，截至2016年末，6,000千瓦及以上电厂装机容量达164,575.00万千瓦，同比增长8.20%，2017年8月末较上年末仍有所增加。近年国内发电设备装机容量增速逐渐放缓，但仍明显高于全社会用电量增长水平，加之发电设备利用小时数不断下降，创下近年新低，电力生产行业产能呈过剩状态。
　　从各电源类型新增装机情况来看，2016年火电、风电、水电以及核电均出现不同程度的下降。其中火电新增设备容量4,836.00万千瓦，同比下降27.60%，火电效益持续减弱，新增容量减少；因2015年西北等地区弃风限电状况突出，国家能源局暂不安排该等地区新增项目建设，导致2016年风电新增设备容量大幅下降；近年西南地区弃水现象严重，水电投资和新增设备容量连年收缩。值得注意的是，2016年太阳能新增发电设备容量达3,459.00万千瓦，同比增长150.60%，一方面，光伏扶贫指标、追加指标等政策刺激力度较大；另一方面，受“6?30”政策影响，2016年以前备案入年度规模管理的光伏发电项目，如果未能于日前完成并网发电，将执行下调的新电价标准。月，火电、核电新增发电设备容量较往年继续减少，水电、风电有所回升，光伏继续大幅增加，已超过上年全年水平，不同电源新增装机容量状况差异较大，总体新增规模依然较大。
　　近年我国电源基本建设投资完成额呈现先升后降特点，其中2015年达到近年峰值3,936.00亿元。产能快速扩张，过剩状况加剧，2016年我国电源基本建设投资完成额开始收缩，全年电源基本建设投资完成额3,429.00亿元，同比下降12.90%，其中水电、风电和核电投资完成额均有所下降，火电投资完成额增速仅为0.9%。2017年以来国家取消、推迟及停建一批燃煤发电机组，月火电电源基本建设投资完成额迅速缩减至423.68亿元，其他电源基本建设投资完成额亦存在不同程度的下降。2016年以来，在去产能、环保政策等因素影响下，新增投资下降，落后产能去化，电力生产行业整体产能扩张速度有望放缓。
　　火电、核电平均利用小时数持续下降，全国发电设备平均运行时间创近年新低；且火电经营压力骤增，叠加政策影响，火电企业经营效益开始分化；此外，西北、东北地区弃风弃光现象依然严重，风电、光伏新增装机容量快速向中东部转移
　　发电设备运行方面，受发电设备容量不断增加，下游用电需求增速缓慢影响，近年发电平均利用小时数逐渐下降。2016年全国发电设备平均利用小时下降至3,785小时，较上年下降203小时，创近年以来新低。分电源类型来看，火电及核电平均利用小时数下降较多，水电和风电则相对平稳。在优先保证清洁能源并网发电政策下，火电、核电平均运行时间受到一定挤压，火电企业运营压力加大。
　　我国电力供需存在严重的区域不平衡状况，受配电输送等条件的制约，西南、西北和东北地区（三北地区）电力外送不畅，发电设备平均利用小时整体偏低。2016年新疆、甘肃、青海、云南、重庆、吉林、黑龙江等省、自治区发电设备平均利用小时数均低于3,500小时，明显低于全国平均水平。
　　电力生产行业具有明显的资金和技术密集型特征以及较强的政府管制特性，央企和地方国有企业竞争优势较大。2014年以前，电力生产行业整体处于成长期，大型央企和地方国有企业快速进入市场，行业企业数量和规模增长较快，市场集中程度相对不高。2016年国内前五大发电集团(,)、(,)、(,)、(,)、(,)全年累计发电量合计9,935.50亿千瓦时，同比增长3.07%，CR5市场占有率约为16.81%。随着市场趋于饱和，2016年装机容量增速开始放缓，行业市场化加速，并购整合将逐渐频繁，市场集中度有望提升。
　　2016年以来，受煤炭价格大幅回升、上网电价变动较小等因素影响，火电利润空间收窄。同时，电力过剩加剧了火电和清洁能源之间的竞争，在国家鼓励清洁能源发展的情况下，火电企业的竞争能力进一步下降。成本大幅上升以及清洁能源的挤出效应将加剧火电的竞争，在全社会用电量低速增长的情况下，火电的发电份额面临水电、风电、核电和光伏电站的激烈竞争，上网电价和直接交易电价面临下行压力，优质的火电企业可以凭借其低成本和经营管理优势增强其竞争能力，保持一定的盈利能力，而经营不善的老旧火电机组将被淘汰。
　　近年风电、光伏发展较快，装机容量快速增加，2015年之前新增的风电、光伏装机容量主要集中在内蒙古、青海、甘肃、新疆、宁夏等西北和东北地区。该等地区电力外送困难，存在明显的弃风和弃光现象，其中甘肃、新疆、黑龙江、吉林、内蒙弃风状况较重，年该等地区弃风率均未低于20%；新疆、甘肃弃光现象较重，2016年弃光率均超过30%。受上述因素影响，2016年新增光伏和风电发电装机容量向中东部转移，其中西北以外地区新增光伏装机容量占全国的72%，新增风电发电装机容量占全国的比重由62%上升至74%。
　　各类电源标杆上网电价下降，直接交易电价相对较低；2016年以来煤炭价格明显上升，但仍未触发煤电价格联动机制，火电企业仍面临双向价格挤压，经营压力加大
　　上网电价方面，2013年以来，国家发改委连续4次下调了上网电价，共下调每千瓦时7.44分钱，其中根据煤电价格联动机制，日起，全国燃煤发电标杆上网电价平均下调约3分钱；因水电外送电价与落地区域火电标杆电价挂钩，水电整体价格亦有所下降。此外，日，发改委还下调了光伏发电陆上风电标杆上网电价，降低日之后新建光伏发电和日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，各类电源上网标杆电价有所下降。
　　2015年11月《关于推进售电侧改革的实施意见》发布以来，售电侧逐步放开，直接电力交易规模迅速增加。2016年全国包括直接交易在内的市场化交易电量超过1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。2017年上半年，全国各地签订直接交易年度、月度合同以及交易平台集中交易电量累计约9,500亿千瓦时，已执行的合同每千瓦时平均降价4.7分钱。预计2017年全年电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，约占全社会用电量的35%以上。售电侧的逐步放开，发电企业之间竞争更加激烈，直接交易电价下降至低水平。
　　目前国内电源结构仍以火电为主，而煤炭是火力发电最主要的原料。近年得益于煤炭价格的持续下降、技术更新等因素，火力发电成本逐步降低。但2016年以来，环渤海动力煤（Q4500）综合平均价格已由2016年初的371元/吨上涨至2016年12月末的593元/吨，价格比年初增长约59.84%。2016年11月以后，煤炭价格有所波动，整体仍维持在中高水平，煤电发电成本较上年明显上升，发电成本受原材料价格波动影响较大。
　　发展改革委于2015年底完善了煤电价格联动机制，根据完善后的煤电价格联动机制测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。考虑到煤炭价格大幅上涨，但煤电标杆上网电价未触发联动调整，2017年火电企业利润空间可能进一步收窄，经营压力加大。
　　电力改革进入试点阶段，电力直接交易规模扩大，价格竞争激烈，叠加去产能、环保等政策因素，中小型火电企业面临不利局面
　　随着《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）及相关配套文件发布，电力改革全面铺开。2016年以来，相关政策频发，主要涉及两大方面：一是电改进入全面试点阶段，云南、贵州等11个省、市、地区开始电力体制改革试点，北京、广州组建电力交易中心，构建电力交易规则和出台电价定价办法，直接交易规模迅速扩大；二是火电去产能力度空前加大，取消、推迟及停建一批燃煤发电机组，加大煤电预警力度。
　　电力改革试点和交易中心设立，售电侧放开，将有效增加售电公司与用电客户直接交易规模，交易价格普遍较上网标杆上网电价偏低，发电企业售电价格竞争激烈，利润空间挤压，叠加去产能、环保等政策因素，中小型火电企业面临不利局面。同时，电力生产集中、外送困难区域的企业仍难以改善现状。
二、电力生产企业财务风险变化分析
　　电力生产行业资产负债率维持稳定，带息债务负担有望减轻
　　2011年以来，国内经济增速回落，电力需求增速随之放缓，电力生产行业平均总资产规模增速亦开始下降，行业整体增长趋缓。2016年电力生产行业平均总资产同比增长3.00%，较上年小幅回升，平均资产负债率为60.00%，与上年持平，因此行业平均净资产和平均负债规模亦小幅增长，整体资本结构较为稳定。
　　带息债务方面，虽然近三年行业平均资产负债率稳定，负债规模小幅增长，但带息债务率上升至2015年的83.20%，表明带息债务增长仍然较快。2016年带息债务率回落至76.00%，带息债务融资力度有所减弱，负担有望缓解。
　　随着煤炭价格回升，电力生产行业销售利润率有所下降，盈利水平弱改善
　　目前国内电源结构仍以火电为主，而煤炭仍是火力发电最主要的原料，近年煤炭价格波动下行，火力发电成本逐步降低，年电力生产行业平均销售利润率维持在12.00%以上，但2016年较上年下降0.7个百分点，主要受2016年9月以来煤炭价格回升所致，2017年以来煤炭价格维持高位小幅波动，火电企业盈利能力承压，销售利润率可能继续下降。
　　2015年全社会用电量增速较低，行业平均销售利润同比下降1.60%，随着2016年用电量增速回升，销售利润增速恢复正增长，同比小幅增长1.20%。
　　偿债能力指标弱化，行业流动性偏紧
　　现金流状况是企业偿还债务能力的直接表现，2010年以来，电力生产行业平均现金流动负债比率波动下降，其中年小幅回升，之后持续下降至2016年末的13.8%，经营活动现金流对年末流动负债的保障能力趋弱。EBITDA率描述了单位营业收入企业所创造的息税前利润情况，2013年以来，行业平均EBITDA率波动下降，单位营业收入产生的息税前利润整体减少，盈利能力降低，而2016年小幅回升。2016年行业速动比率继续下降，年末为44.3%，为近年新低，速动资产对流动负债的覆盖程度偏低，行业流动性偏紧。
　　从样本企业资产负债率指标来看，近三年整体保持稳定，平均值维持在66%上下小幅波动，整体偏高，行业债务压力较大。2016年行业流动比率平均值为0.83，较上年变化不大，总体仍处于偏低水平。从全部债务/EBITDA指标来看，2016年最高值和最低值均有所下降，但平均值上升至6.64，行业整体债务负担加重，偿债能力趋弱。
三、2017年电力生产行业信用级别分布与变迁情况
　　1.数据选取
　　我们选择了电力生产行业内已发行债券的企业共107家作为样本企业，剔除公开渠道未取得2017年级别信息的13家企业，剩余94家企业为有效样本（以下简称“样本企业”，企业名称详见附录）。
　　2.行业信用级别分布与迁移
　　截至2017年9月末，电力生产行业内发行债券的94家样本企业主体信用级别分布在AA-到AAA之间，其中级别为AAA的42家，占样本总数的44.68%；级别为AA+的20家，占样本总数的21.28%；级别为AA的29家，占样本总数的30.85%；级别为AA-的3家，占样本总数的3.19%。样本企业中主体信用评级展望为稳定的90家，占样本总数的95.74%；正面的1家，占样本总数的1.06%；负面的2家，占样本总数的2.13%；被列入观察名单的1家，占样本总数的1.06%。
　　截至2017年9月末，电力生产行业内的94家样本企业的主体信用级别迁移矩阵如表7所示。从该迁移矩阵可以看出，2016年该行业内级别维持的企业为91家，级别下调的企业为1家，级别上调的企业2家。此外，该样本还包含了1家被下调评级展望的主体。
3.行业信用级别迁移原因
　　从信用级别来看，样本企业整体资信状况较好，其中AAA级别的企业占样本比例较高，月，有1家企业主体级别由AA+上调至AAA，该企业为大型国有电力企业，规模大，综合竞争实力及融资能力强，并且可获得更多的政府支持。对于电力生产行业而言，在政府指导价格体系中，规模大的电力企业具有较强的议价能力和较低的边际成本，抗风险能力较强，因此该部分企业在宏观经济下行情况下，竞争优势仍较为明显。此外，样本受评主体中由AA级上调至AA+级的1家，由AAA下调至AA+的企业1家，主要原因详见下表。
　　从评级展望来看，电力生产行业关系到国民经济发展，具有较好的稳定性，行业信用风险不高，因此样本企业评级展望基本维持稳定，仅有1家企业评级展望被下调为负面。
　　四、 电力生产行业信用展望
　　2016年国内经济增速趋于稳定，工业品库存回补、高载能行业开工状况有所恢复且基建投资持续增长，同时第三产业对国民经济拉动作用也逐步加大，国内电力需求小幅回升。月全社会用电量增速回升至6.3%，持续向好，但随着环保整治力度加大，部分高载能行业受到较严厉的政策限制。环保部、发改委、工信部等多部委及北京、天津、河北等省市共同印发《京津冀及周边地区年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，钢铁、有色、水泥行业全面限产停产，采暖季唐山等城市钢铁限产50%，电解铝和氧化铝企业限产30%以上，水泥建材全部停产。预计第四季度用电需求增速将有所回落。
　　2016年以来，在“三去一降一补”政策推动下，电力生产行业去产能效果显著，淘汰老旧以及低效率机组容量的同时，也停建、缓建一批新项目，风电、水电、核电投资规模也出现下降，电力投资增速由正转负，2016年我国电源基本建设投资完成额3,429.00亿元，同比下降12.90%；全国新增发电设备容量12,061.00万千瓦，同比下降8.50%，新增发电设备容量亦开始下降，预计未来一定时期仍有所减少。随着国内煤炭价格回升，火电发电成本控制压力加大，火电企业盈利空间收窄。发电成本的骤增直接对低效、落后火电产能形成冲击，叠加近期国家淘汰落后产能，落实环保限产政策，中小型火电机组、重点污染区域火电首先面临淘汰，火电经营压力迅速加大。在限制新增和淘汰落后火电产能的双重夹击下，近年新建运营的大型火电机组有望保持相对较高的运营效率，获得持续的竞争优势。
　　电力改革方面，售电方面，主要向社会资本放开配售电业务，扩大直接交易规模，直接电力交易规模快速增长，并有望进一步扩大；配电方面，逐步放开增量配电投资业务，提高配网运营效率，降低配电成本，在两大电网基础上发展区域电网、农网，确保直接交易的电量能够顺利完成并网输送，为售电侧改革提供必要的基础。现阶段来看，各地交易平台大都完成了一定规模的电量交易，且交易价格均有一定程度的下降，但电力价格的内在结构仍未发生明显变化，交易价格仍然包括发电价格和配电输送价格，电网公司在配电端仍有显著的定价权，对不同区域和不同电源类型形成价格挤压。
　　目前国内电力生产行业企业大多为央企或地方大型国有企业，具有较强的专营性，融资渠道较广，政府维持稳定力度较大，该等企业在资源获取方面仍然具有较大的优势，整体抗风险能力较强，预期信用状况下降的可能性不大；而中小型火电企业面临较大的成本控制和政策淘汰压力，生存环境恶化；发电呈区域性分化的格局逐渐形成，电力生产行业企业整体抗风险能力依然较强。
　　声明：
　　本报告所采用的数据均来自合规渠道，通过合理分析得出结论，结论不受其它任何第三方的授意、影响，特此声明。
　　报告中观点仅是相关研究人员根据相关公开资料作出的分析和判断，并不代表公司观点。
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（责任编辑：赵艳萍 HF094）
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