深度报告丨火电行业投资经营现状、趋势及信用分析-第4页-北极星火力发电网

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2016年全社会固定资产投资累计完成59.65万亿元，增速为7.9%，发改委设定的2017年全社会固定资产投资增长目标为9%左右，预计达65万亿。2016年基建增速为15.7%，预计2017年增速将超过去年，在16%-20%之间。

2016年一季度起，四大高耗能行业(钢铁、有色、建材、化工)用电量增同比增速转正，2016下半年以来用电量提升明显，四大高耗能产业用电量占全社会总用电量的比重在30%以上。

综合考虑经济增长、基建回暖， 2017年全社会用电量增速将延续回暖趋势，但由于2016年全社会用电量基数偏高，增速低于2016年，预计在3%到4%之间。

假设2017年全社会用电量增长3.5%，火电装机增长4%，火电占总发电量的比重降至70%(2015年约为71.6%)，那么2017年火电设备利用小时数在4050小时左右，降幅有望进一步收窄;若去产能力度与目前钢铁、煤炭行业相当，则利用小时数还有回升可能。

根据上文计算，以2*60万千瓦超临界燃煤机组为例，单位造价3590元/千瓦，年折旧费用179.5元/千瓦，2017年假设设备利用小时数下降到4050小时，那么度电折旧费用为4.43分/千瓦时，较2016年上升0.02分/千瓦时，相对影响较小。

•上网电价——2017上网电价难上调,2018有望恢复

2015年4月，发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》，从4月20日起，全国燃煤发电上网电价平均下调约2分/千瓦时;2015年12月，国务院常务会议决定自2016年1月1日起，下调全国燃煤上网电价，全国平均降低3分/千瓦时。此外，大工业用户基本电费也有所下调。

目前煤电上网电价主要受到“煤电联动”和“新电改”两大政策的影响

煤电联动价格政策始于2004年，其主要内容是在煤炭市场化定价而电力政府定价的大环境下，为促进煤炭和电力行业的全面协调发展，按照燃煤发电上网电价与煤炭价格联动、销售电价与上网电价联动的机制，调整燃煤发电上网电价和销售电价，以缓解发电企业煤炭成本和电价之间的矛盾。

2015年12月31日，国家发改委印发了《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，明确了最新的煤电价格联动机制基准和具体内容，并于2016年1月1日执行，此前关于煤电联动机制的规定不再执行，具体计算公式如下：

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，具体计算方法见下表，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”。

A：上期中国(分省)电煤价格指数与2014年相比增减额，单位为“元/吨”。

根据煤电联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨0.18分/千瓦时。但是由于联动机制还有一条规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。也就是说这0.18分钱的调整幅度会累计到2018年的煤电价格中。此外，这一测算是基于2015年11月至2016年10月的电煤价格平均数计算，然而2016年电煤价格的暴涨刚好发生在2016年7月至11月，年初维持在较低水平。如果2018年以2016年11月至2017年10月的电煤价格平均数为基准的话，那么2018年的煤电价格将会大幅上调(假定电煤价格在2017年企稳的情况下)。

至于“新电改”，2015年初，中办国办电改9号文明确了新电改的体制框架为“管住中间、放开两头”。发电、输配电、售电是电力产业的三大环节，用电价格也由发电价格、输配电价、售电价格组成。“政府通过对发电、售电环节这两头的管制放松，引入市场竞争环节，让电能体现其商品属性，回归它自己真实的商品价值。”而所谓的“管住中间”，是指电力的输配环节。因其具有自然垄断属性，不宜引入竞争，其价格必须由政府定价和监管。区分各环节性质以后，政府的定价职责和区域也相应明确。显然“新电改”的大方向就是放开发电端和售电端，在这两个环节引入竞争，对于煤电企业而言，其成本远高于能源结构中占比第二的水电，一旦发电端放开，煤电企业将面临更大的挑战。

整体来看，2017年煤电价格大概率不会上调，2018年或出现转机，在目前“市场煤，计划电”的情况下成本难以向下游转移。

综合来看，2017年煤价预计小幅下跌，动力煤价全年震荡运行，但只要供给侧改革基调不变，煤价下跌的空间就有限;上网电量来看，如果煤电去产能推进顺利，2017年设备利用小时数降幅会进一步收窄;上网电价难以上调，2018年很大可能会上调上网电价。成本及收入两端趋紧，2017年或成火电行业严冬。

2.3、火电企业度电营业成本及度电营业利润测算

根据公开数据我们可以对各省份度电营业成本及度电营业利润进行简单的测算，基本步骤如下：

(1)、2015年各省份上网电价参考国家能源局发布的《2015年度全国电力价格情况监管通报》， 2016年上网电价以发改委公布的各地燃煤火电上网标杆电价为准，均为含税价格;

(2)、各省份电煤价格指数取全年均值;

(3)、假设煤炭成本占火电营业成本的70%，煤炭成本(分/千瓦时)=电煤价格指数(元/吨)*100/(1000*1000*5000/7000/供电煤耗(克/千瓦时))，度电营业成本(分/千瓦时)=煤炭成本(分/千瓦时)/70%;

(4)、度电营业利润(分/千瓦时)=含税上网电价(分/千瓦时)/1.17-度电营业成本(分/千瓦时)。

(5)、2017年上网电价假设不调整，供电煤耗与2016年相同，测算2017年度电营业利润(电煤价格指数维持2016年11月水平，降低5%、10%、15%、20%时的情况)。

结论：

(1)、2016年全国范围度电营业利润7.58分/千瓦时，广西、青海度电盈利为负，北京、蒙东、山西、广东度电营业利润在1毛/千瓦时以上;

(2)、16年年初煤价维持低位，供给侧改革发力在7月之后，全年电煤价格指数较2015年相差不大，影响火电企业的利润的主要是上网电价的下调;

(3)、2017年全年若维持16年11月电煤价格指数，全国范围火电企业营业利润为负，大部分省份火电企业将陷入亏损;电煤价格指数下降5%的情况下全国范围火电达到盈亏平衡点;

(4)、整体来看17年蒙东、黑龙江、北京度电盈利较好，其他省份及地区火电企业受上下游双重挤压压力较大。预计17年煤炭价格难以大幅回落，火电企业压力仍然存在。

原标题：火电行业研究及信用分析

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