电力地图汇：区域煤电盈利要素全景分析

　　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。