20170728-中债资信-电力地图汇_区域煤电盈利要素全景分析_13页_1mb

报告摘要

电力地图汇：区域煤电盈利要素全景分析总结

核心内容概述

本文由中债资信评级业务部发布，分析了2017年我国煤电行业的盈利情况，重点从煤炭成本、固定成本、上网电价及点火差价四个维度出发，探讨各区域煤电企业的盈利空间差异。文章指出，由于煤炭价格波动、固定成本结构、上网电价调整及清洁能源对火电的挤压，煤电行业整体面临较大的经营压力，盈利空间持续压缩。

主要观点

煤电行业地位：火电仍是我国电力结构中的主要组成部分，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%；煤电占火电装机比例约90%，是火电的主要形式。
煤炭成本影响：煤炭成本占煤电发电总成本的49%，是影响盈利的核心因素。山西、内蒙古、新疆等煤炭资源丰富的地区电煤价格较低，而西南、华南、华东等地区因资源匮乏或运输成本高，电煤价格较高。
电煤价格波动：2016年下半年煤炭价格触底反弹，2017年上半年维持高位。华中三省因资源匮乏，煤价涨幅领先全国；西北、东北地区煤价涨幅较缓。
供电标准煤耗：我国煤耗呈现西高东低的分布格局，空冷机组煤耗高于湿冷机组约20克/千瓦时，东部地区煤耗较低。
度电煤炭成本：2017年电煤价格指数平均上涨133元/吨，预计煤电度电煤炭成本将增加约0.05元/千瓦时。区域煤价差异对度电成本影响显著。
固定成本与利用小时数：固定成本约占煤电总成本的一半，主要受折旧、人力和财务成本影响。2017年预计火电利用小时数继续下降，但降幅趋缓，度电固定成本基本维持不变。
上网电价与点火差价：上网电价由国家发改委根据煤炭资源和经济状况核定。2017年部分省份上调上网电价，但受直接交易电价让利影响，整体涨幅有限。点火差价反映企业盈利空间，华东、华南、华北-京津冀地区点火差价较高，西北、西南、华北-蒙晋地区较低。
2017年盈利预测：预计2017年煤电行业度电盈利空间将压缩至少5分/千瓦时，亏损面扩大。其中，华南、华东、华北-京津冀地区盈利仍较好，但弱化明显；华中地区盈利弱化严重，降至较差水平；西北、西南、华北-蒙晋地区盈利仍较差；东北地区小幅弱化，盈利一般。

关键信息

一、煤炭成本分析

电煤价格指数：2016年电煤价格指数最高为广西（约3倍于新疆）。
供电标准煤耗：东部地区煤耗较低，西部地区煤耗较高，空冷机组煤耗高于湿冷机组约20克/千瓦时。
度电煤炭成本：电煤价格每上涨27元/吨，度电成本上升0.01元/千瓦时。2017年预计度电煤炭成本上涨0.05元/千瓦时。

二、固定成本与利用小时数

固定成本构成：折旧、人力、财务成本合计约占总成本的一半，波动较大。
利用小时数变化：2017年预计火电利用小时数继续下降，但降幅趋缓，度电固定成本维持不变或略有上升。
影响因素：用电需求、清洁能源挤压、新增装机容量。

三、上网电价与点火差价

上网电价调整：2017年部分省份上调上网电价，但涨幅有限（约1.4分/千瓦时）。
点火差价分布：华东、华南、华北-京津冀地区点火差价较高，西北、西南、华北-蒙晋地区较低。
区域分化：东北、山西等地点火差价上升至全国较高水平；华中地区因煤价涨幅大，点火差价降至全国最低。

四、度电盈利空间预测

2016年盈利情况：全国平均度电盈利空间不足3分/千瓦时，区域分化明显。
2017年盈利趋势：度电盈利空间压缩至少5分/千瓦时，亏损面扩大。
区域盈利预测：
- 华南、华东、华北-京津冀：盈利较好，但弱化明显
- 西北、西南、华北-蒙晋：盈利较差
- 华中地区：盈利弱化严重，降至较差水平
- 东北地区：盈利小幅弱化，状况一般