投资观察界7月24日讯（记者 刘瑶）

随着我国宏观经济增速换挡，国企改革持续推进，电力等涉及国计民生的公用事业行业也进入“新常态”，行业特点及情况有所改变。其中，电力作为体制改革的先行、重点行业，近年来政策环境、市场供需、盈利状况、发展方向等面临诸多变化。为此，中债资信电力行业研究团队推出“电力地图汇系列”，着力于分析影响区域煤电盈利要素、区域供需、区域电源结构等专题，请持续关注。

电力行业在国民经济中占有重要的地位，其中，火电在电力行业中保持很高的占比。近年来，受煤电新增装机、落后机组改造、去产能等政策影响，煤电行业经营及竞争压力明显加大。

本文从影响煤电盈利最主要的因素——煤炭入手，分析了各区域的电煤价格指数及供电煤耗，此外还根据各区域固定成本和上网电价，对盈利状况进行了分析及预测：

煤炭成本作为煤电最主要的成本，由各区域电煤价格指数及供电煤耗决定。因此，山西、内蒙古、新疆等区域电煤价格相应较低，西南、华南、华东地区电煤价格相应较高。2017年，各地煤炭价格涨幅不同，华中三省涨幅领先全国，而西北、东北地区煤价涨幅较缓。

固定成本主要受用电需求、清洁能源挤压及新增装机影响，不同电厂间差异较大。预计2017年度电固定成本可维持在2016年水平。

上网电价由国家发改委根据当地煤炭资源禀赋状况及经济发展情况进行核定并定期调整。因此，华南、华东、华中标杆上网电价较高，而西北、西南地区标杆上网电价较低。受此影响，经济状况较好的华东、华南、华北-京津冀地区点火差价明显高于其他地区水平。预计2017年上网电价上调将与直接交易电量电价让利相抵消，东北、山西、广东、浙江等地点火差价领跑全国，而华中、西南、西北地区点火差价全国最低。

综合上述因素，可看出各区域度电盈利空间的差异：华南、华东、华北-京津冀地区样本企业盈利较好，西北、西南、华北-蒙晋地区样本企业盈利较差，分化较为明显。预计2017年，华南、华东、华北-京津冀地区样本企业盈利仍较好，但弱化明显；西北、西南、华北-蒙晋地区样本企业盈利仍较差；华中地区样本企业盈利弱化严重，降至较差水平；东北地区样本企业小幅弱化，盈利状况一般。

电力行业在国民经济中占有重要的地位。近年来，我国着力调整能源结构，但水电受来水量影响很大，风电、光伏等新能源仍存在自身属性的缺陷，火电在电力行业中依然保持很高的地位（截至2016年末，火电装机占全部装机的64.04%，发电量占全部发电量的71.60%）。其中，由于我国“富煤缺油少气”的能源资源禀赋结构，煤电装机占火电比例约90%。但近年来，对煤电新增装机、落后机组改造、去产能等政策影响，经营及竞争压力明显加大。2016年下半年以来煤炭价格触底反弹及2016年标杆电价下调，煤电行业两头受挤，利润空间被严重压缩。本文从影响煤电盈利最主要的因素——煤炭入手，分析了各区域的电煤价格指数及供电煤耗，此外还根据各区域固定成本和上网电价，对盈利状况进行了分析及预测。

 一、煤炭成本

1、电煤价格指数

根据选取的40家煤电企业（约占2016年全国煤电发电量的40%）2016年数据分析，煤炭成本占煤电发电总成本（此处包括三费、营业税金及附加，下同）的49%（具体地，煤炭资源丰富的华北-蒙晋地区煤炭成本占比相对较低（36%），而华南地区煤炭成本占比明显偏高（55%）是煤电最主要的成本，因此煤炭价格的波动对煤电成本影响很大。

我国煤炭资源丰富，但区域分布差异很大，因此煤炭主要产地山西、内蒙古、新疆等区域电煤价格相应较低，而煤炭资源匮乏、运输通道不畅或较长的西南、华南、华东地区电煤价格相应较高。以2016年各省电煤价格指数（电煤价格指数是国家发改委价格监测中心自2015年9月起制定的反映燃煤发电企业电煤到厂价的指数。数据自2014年1月起，按月披露，热值为5,000大卡。标煤热值为7,000大卡）为标准，最高的广西自治区煤炭价格是最低的新疆自治区的三倍多。

2016年下半年起，受供给侧改革煤炭去产能政策初见成效、用电需求增速回暖、水电来水转枯加大煤电企业对煤炭需求增加等因素影响，全国各地电煤价格指数均触底反弹，2017年上半年仍处于高位运行态势。各地由于煤炭资源禀赋、煤电企业获取煤炭的途径不同，煤炭价格上升幅度存在区域分化，其中，华中三省自身煤炭资源相对匮乏，输送通道相对不畅，无法满足煤炭需求的突然上升，煤价涨幅领先全国；而西北、东北地区由于煤炭资源相对丰富，煤价涨幅较缓。

2、度电煤炭成本

如上所述，电煤价格指数可以大致反映不同区域煤炭成本，但根据公式，度电煤炭成本（元/千瓦时）=发电标煤单价（元/吨）*供电标准煤耗（克/千瓦时）/1,000,000，不同地区供电煤耗的差异将影响企业对煤炭的耗用量，进而影响度电煤炭成本。

具体地，我国煤耗区域分布呈现西高东低的现象，主要受以下两因素影响：

（1）机组参数。随着技术的进步，大容量、高参数的机组普遍具有较低的煤耗水平。我国经济呈现明显东强西弱格局，沿海省份经济水平较高，且西南地区水能资源丰富，火电通常起调峰作用，修建大容量、高参数机组意义不大，因此东部地区大容量、高参数机组占比较西部地区明显偏高，区域煤耗水平较低。

（2）机组性质。由于火电发电特性，需要冷却系统将汽轮机排气进行冷却。大多数冷却系统以水为循环冷却剂（湿冷机组），需要大量冷却水，但我国部分西部省份，特别是西北干旱区（包括新疆、甘肃、宁夏、内蒙古），水资源尤为贫乏紧缺，该区域内火电机组普遍以强制流动的空气作为热源的载体（空冷机组），但空气的冷却效率差于水，且受环境温度影响大，因此相同参数的空冷机组煤耗通常高于湿冷机组约20克/千瓦时。

综合区域电煤价格、供电标准煤耗两因素，可以得出：由于各区域煤炭价格分化较供电标准煤耗分化显著，度电煤炭成本主要仍由区域电煤价格决定。以2016年全国平均供电标准煤耗312克/千瓦时计算，电煤价格指数每增长27元/吨，将提高煤电度电煤炭成本0.01元/千瓦时。假设2017年后6个月煤炭价格以前6个月走势的延长线发展（具体计算方法详见中债资信电力行业研究团队将于近期发布的2016年煤电盈利恶化状况相关报告），2017年全国电煤价格指数平均值将高出2016年平均值133元/吨，即2017年煤电企业仅煤炭成本即较2016年增加约0.05元/千瓦时（电煤价格指数换算为标煤价格，为186元/吨，186（元/吨）*312（克/千瓦）/1.17/1,000,000=0.0496元/千瓦时）；而各地区煤炭价格涨幅不同，2017年煤炭成本涨幅预计将在0.03~0.06元/千瓦时水平。

 二、固定成本与利用小时数

除煤炭成本外，其他成本约占煤电发电总成本的一半。根据我们选取的40家煤电企业样本，折旧成本约占10~20%，人力成本约占5~15%，财务成本约占15~20%。

其中，折旧成本及财务成本主要受电厂单位造价影响，人力成本主要受电厂大小、所处区域等因素影响，上述三类成本相对稳定，可近似看作固定成本（上述比例随煤炭价格波动发生变化，此处为2016年成本构成比例）。根据我们选取的40家煤电企业样本，2016年度电固定成本在0.10~0.22元/千瓦时，波动空间较大。

由于本文主要探究单位成本（单位为元/千瓦时），而固定成本主要在绝对成本（单位为元）口径固定，上网电量的多少将影响度电固定成本水平。考虑到电厂装机容量投产后通常固定不变，因此每年的利用小时数是影响度电固定成本的主要指标。

具体来看，影响火电利用小时数的因素有三个方面：

（1）用电需求

自2010年起，受经济增速换挡影响，我国用电量增速持续下滑。其中，2015年由于工业景气度下降，工业用电量转为负增长，受此影响，当年全社会用电量增速仅0.52%。2016年下半年起，随着三产及城乡居民用电大幅增加，全社会用电量增速持续回升，最终全年回暖至5.01%。2017年以来，工业景气度回暖带动全社会用电量增速继续上升，但城乡居民用电量增速预计将有所回落，中债资信预测2017年全年用电量增速约3~5%。

（2）清洁能源挤压

如上所述，煤电不属于清洁能源，在能源结构调整和节能环保的国家政策格局下，受到政府支持力度小，在发电次序中位列末位，需求受其他电源发电量影响严重。近年来，核电、风电、光伏等电源发电量大幅增加，但由于基数较小，尚无法对火电发电量形成太大影响，决定火电发电量的主要因素依然为水电来水情况。通常情况下，水电来水丰枯变化以两年为一周期。但2015年以来，受强厄尔尼诺现象影响，来水持续偏丰至2016年下半年，在此期间，火电发电量持续负增长；2016年下半年起，随着用电量需求回暖及厄尔尼诺现象退去，火电发电量恢复正增长并增速持续增加， 2017年一季度火电发电量同比增长7.4%。综合用电需求及来水情况的估计，中债资信预测2017年火电发电量增速将在3%左右。

（3）新增装机

根据公式，利用小时数（小时）=发电量（亿千瓦时）/装机容量（万千瓦）*10,000，因此除了需求端外还需关注火电行业自身装机容量（即供给情况）。

2017年两会首次将煤电去产能纳入政府工作报告。2017年3月，中债资信电力行业研究团队曾在《两会聚焦：煤电首提去产能，未来路在何方？》中指出，煤电行业供给过剩问题主要原因为：（1）2013~2015年，煤炭价格进入了三年的下降通道，煤电企业度电盈利空间达到电力体制改革厂网分开（2002年）以来最高点，巨大的利润驱使电力企业加大煤电机组投资建设；（2）2014年10月，国务院将火电站的核准权下放至省级政府，增强了各地方电力企业的话语权，火电机组开始大规模建设。随着去产能政策的实施，预计2017年投产火电机组在4,000~4,500万千瓦左右，增速降至4%以下。

综上所述，我们预计2017年火电发电量增速将在3%左右，而火电装机容量增速在4%以下，因此火电利用小时数还将继续下降，但降幅将明显趋缓，因此可以近似认为2017年度电固定成本可维持在2016年水平或略有增加。

 三、上网电价及点火差价

1、上网电价

标杆上网电价由国家发改委根据各省情况统一制定并定期调整，包括基准电价、脱硫脱硝费等。2013年以来，我国共下调4次燃煤机组标杆上网电价，累计下调幅度约7.13分/千瓦时，下调原因包括煤电联动、疏导环保电价、设立经济结构调整专项资金等。

国家发改委于2015年末制定了最新煤电联动机制公式 

规定上期平均电煤价格指数变动值超过30元/吨则会触发煤电联动机制（P△：本期燃煤机组标杆上网电价调整水平，单位为“分/千瓦时”。C△：上期燃煤发电企业电煤（电煤热值为5000大卡/千克）价格变动值，单位为“元/吨”。Ci：上期供电标准煤耗（标准煤热值为7000大卡/千克），以中国电力企业联合会向社会公布的各省燃煤发电企业上期平均供电标准煤耗为准，单位为“克/千瓦时”）。但从历史上看，煤电联动调整电价具有一定的滞后性，在当前经济景气度较差的背景下，电力被政府作为缓解下游制造业经营困难的政策工具，导致联动上调更加困难，进而加剧了火电企业经营压力。

通过图1与图9对比可知，由于上网电价将直接传导至下游的销售电价（即用户用电价格），因此国家发改委对各省上网电价的核定中，一方面考虑了当地煤炭资源禀赋状况，另一方面也将当地经济发展状况纳入重要考量——如云南省、青海省虽然煤炭成本相对较高，但经济状况较差，因此标杆上网电价相对较低；广东省虽然煤炭成本略低于周边省份，但经济状况好，因此标杆上网电价反而高于周边省份。整体看，华南、华东、华中标杆上网电价较高，而西北、西南地区标杆上网电价较低。

2017年6月末，国家发改委发布《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》，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难。但根据当前已经发布具体上调计划的江苏、河南、冀南、冀北、陕西、重庆、天津等地上调结果来看，上网电价涨幅较小，在1.4分/千瓦时左右。另一方面，2015年3月电力体制改革9号文发布以来，电力直接交易规模不断扩大，直接交易电量部分让利明显，电价定价方式逐步脱离标杆电价，预计上网电价的上调将与直接交易电量扩大导致的上网电价下浮相抵消。

根据煤电价格联动机制，预计2018年初将再次上调燃煤机组标杆上网电价，根据煤炭价格涨幅不同（图2），届时各区域煤电企业标杆上网电价预计将有2~4分/千瓦时的提升，其中，华中三省煤价涨幅高，电价提升幅度较大；西北、东北地区由于煤价涨幅缓，电价提升幅度较小。

2、点火差价

煤电企业煤炭成本易于计算，且除煤炭成本外，其他成本相对固定，因此通常用点火差价来大致估算煤电企业盈利空间，其中，点火差价（元/千瓦时）=上网电价（不含税，元/千瓦时）-度电煤炭成本。由图6可见，由于上网电价并非完全依照当地煤炭资源禀赋核定，因此，经济状况较好的华东、华南、华北-京津冀地区点火差价明显高于其他地区水平。

但随着2017年各省煤炭价格涨幅不同，点火价差的区域分化也出现变化：东北、山西等地因为煤炭价格涨幅较小，点火差价上升至与广东、浙江相似水平，领跑全国；而华中地区由于煤炭价格涨幅最高，点火差价降至与西南、西北地区相似水平，处于全国最低水平。

 四、度电盈利空间

度电盈利空间（元/千瓦时）=上网电价（不含税，元/千瓦时）-煤炭成本（元/千瓦时）-固定成本（元/千瓦时），中债资信根据40家煤电企业的经营数据计算其度电盈利空间，并根据其煤电机组经营区域进行了简单划分：2016年样本企业全国平均度电盈利空间不足3分/千瓦时，华南、华东、华北-京津冀地区样本企业盈利较好，西北、西南、华北-蒙晋地区样本企业盈利较差，分化较为明显。

展望2017年，综合上述影响因素：1）上网电价的上调将与直接交易电量扩大导致的上网电价下浮相抵消；2）度电煤炭成本预计较2016年上涨0.05元/千瓦时；3）度电固定成本预计不变或略有增加。则全年煤电行业度电盈利空间将压缩至少5分/千瓦时，2017年煤电行业亏损面将扩大。其中，华南、华东、华北-京津冀地区样本企业盈利仍较好，但弱化明显；西北、西南、华北-蒙晋地区样本企业盈利仍较差；华中地区样本企业盈利弱化严重，降至较差水平；东北地区样本企业小幅弱化，盈利状况一般。