滚动
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
