滚动如上所述，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
