深度报告｜火电装机已接近“十三五”红线 行业竞争将会进一步加剧

2017年上半年，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司所属区域的电网企业销售电量合计为29,642亿千瓦时，市场化交易电量合计为6,442亿千瓦时。其中，各省内市场交易电量4,708亿千瓦时，省间(含跨区)市场交易电量合计1,733亿千瓦时，交易电量占电网销售电量比重(销售电量市场化率)达到21.7%。分区域来看，南方、西北、华北以及华东四个区域销售电量市场化率较高，均超过了20%，其中南方区域达到了30%，华中区域、东北区域低于全国水平。分省来看，全国市场交易电量规模排序前三名的省份分别为广东省1,189亿千瓦时(含西电东送省间协议电量)、江苏省678亿千瓦时和山东省537亿千瓦时。外受电市场交易电量排序前三名的省份分别是广东省702亿千瓦时(含西电东送省间协议电量)、山东省197亿千瓦时和浙江省135亿千瓦时。全国销售电量市场化率排序前三名的地区是青海、蒙西、广东，分别为57.3%、39.3%和37.2%。

2017年上半年度大型发电集团(指参加中电联电力交易信息共享平台的10家中央及地方大型发电企业集团)煤电机组累计上网电量10,540亿千瓦时，占其总上网电量的73.2%;市场化交易电量2,936亿千瓦时，上网发电量市场化率达到27.9%，远超行业平均水平，这表明大型企业凭借高参数低能耗机组，在电量市场化交易中具有竞争优势。大型发电集团煤电上网电量平均电价(计划与市场电量综合平均电价，以下同)为0.347元/千瓦时，市场交易(含跨区跨省送出交易)平均电价0.315元/千瓦时。分省来看，大型发电集团煤电上网电量市场化率最高省份为广西省，达到了98.8%，其次是甘肃、青海、宁夏和重庆，分别为83%、61.5%、55.3%和55.1%。从煤电交易价格来看，与标杆电价比较降幅最大的是云南，其市场交易电价为0.24元/千瓦时，降幅0.1元/千瓦时，其次为江西和广东，降幅分别为0.09元/千瓦时和0.08元/千瓦时。

2017年7月25日，国家发改委和国家能源局在电力体制改革吹风会上表示，将加快放开发用电计划，2017年，全国市场化交易电量力争达到全社会用电量的35%以上，其中电力直接交易电量规模约1.2万亿千瓦时，同比增长约50%。

随着市场化交易比重不断提升，报价低的机组可以获得市场份额，低成本发电的机组将具有明显的市场竞争力，这意味着煤耗低的高参数机组在竞争中会获得优势，而小装机容量高煤耗机组将逐渐淘汰。

2016年以来，煤炭市场从买方市场向卖方市场转变，煤炭价格大幅上升，火电行业成本压力凸显。未来煤电上网标杆电价上调有望缓解火电企业压力，但电量市场交易将一定程度上抵消这一影响。各省煤电企业运营情况分化明显，云南省、四川省、甘肃省和广西自治区煤电企业运营情况较差。

随着煤炭价格不断上涨，目前煤炭燃料成本占度电成本80%左右，上涨的煤炭价格不断侵蚀火电企业盈利能力。2014~2015年，动力煤价格总体呈下滑态势，截至2015年末，全国电煤价格指数为329.09元/吨，同比下降22.51%;2016年以来，在煤炭行业去产能的大背景下，煤炭从年初的产能过剩转变到目前阶段性的供不应求，煤炭价格大幅上升，截至2017年8月底，电煤价格指数为580元/吨，同比上升37.86%，煤炭价格的回升使得短期内火电行业成本压力大幅增加。

煤电价格方面，2015年4月国家发改委发布《国家发改委关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》(发改委价格[2015]3169号)，对煤电价格实行区间联动。发改委价格[2015]3169号以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价(444元/吨)，当周期内电煤价格(每期电煤价格为上一次11月至当年10月电煤平均数)与基准煤价相比超过每吨30元的，对超过部分实行分档累退联动，上网电价调整水平不足0.2分/千瓦时的，当年不实施联动，调整金额并入下一周期。2015年电煤价格指数为378.70元/吨，2015年12月，国家发改委发布《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》(发改价格[2015]3105号)，自2016年1月1日起，下调全国燃煤发电上网电价平均约0.03元/千瓦时，同幅度下调一般工商业销售电价。2016年当期电煤价格指数为347.42元/吨，按照煤电联动公式，上调价格为0.18分/千瓦时，由于不足2分/千瓦时，当年不实施联动，调整金额计入下一周期。2017年6月，国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》(发改价格[2017]1152号)，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难。根据发改价格[2017]1152号，各省发改委陆续上调煤电标杆上网电价，理论上调幅度在0.29分/千瓦时到2.28分/千瓦时之间，全国实际煤电上调价格在1.09~1.21分/千瓦时。假设2017年9~10月全国电煤价格指数和2017年8月持平，中诚信证评按照煤电联动公式预测本次燃煤发电上网标杆电价上调幅度为5分/千瓦时左右，这将缓解火电企业成本压力。但中诚信证评也注意到随着电力改革推进，由于市场化交易电价低于燃煤发电上网标杆电价，未来随着市场化交易比重迅速增加，将一定程度上抵消燃煤标杆电价上调对企业带来的有利影响。

分区域看，2016年电煤价格指数最低的地区为新疆、蒙西、蒙东和宁夏自治区，电煤价格指数分别为160.82元/吨、207.16元/吨、217.16元/吨和241.62元/吨;2016年电煤价格指数最高的地区为广西、江西、湖南和海南，电煤价格指数分别为557.83元/吨、492.03元/吨、475.81元/吨和475.24元/吨。其中广西电煤价格指数是新疆的3.47倍，由于各地煤炭存储以及需求不同，电煤价格指数差异巨大。2016年1月至2017年6月30日，标杆上网电价方面，分省份看，宁夏自治区煤电标杆上网电价最低，为0.2495元/千瓦时;广东省煤电标杆上网电价最高，为0.4505元/千瓦时。

为统一分析各省煤电价格情况，考虑到燃煤发电企业毛利润=(上网电价-煤价*供电煤耗)*发电利用小时数*装机容量*(1-厂用电率)-其他成本，现按照供电煤耗312克/千瓦时，折算各省点火差(点火差=上网电价-煤价*供电煤耗)。2015年点火差最低的地区为北京市、天津市和河北省，点火差最高的地区为宁夏自治区、青海省和甘肃省;2016年点火差最低的地区为广东省、湖南省和浙江省，点火差最高的地区不变。综合考虑各省的点火差和发电利用小时数，2015年宁夏自治区、青海省、海南省以及山东省煤电运营情况较好，而云南省、北京、四川和吉林煤电运营情况较差;2016年河北省、江苏省、山东省以及海南省煤电运营较高，而云南省、四川省、甘肃省和广西自治区运营情况较差。从各省发改委根据发改价格[2017]1152号，上调煤电标杆上网电价看，2017年7月1日起，冀北、冀南、江苏省、山东省以及海南省分别上调煤电标杆上网电价0.86分/千瓦时、1.47分/千瓦时、1.3分/千瓦时和2.2分千瓦时;而云南省、四川省、甘肃省和广西自治区，除广西自治区上调0.67分外，其他均没有发布上调公告，各省份燃煤发电企业生存环境分化明显。此外中诚信证评也注意到，当煤电价格指数分别为160元/吨、300元/吨和550元/吨，每下降10克煤耗，企业每千瓦时用电成本分别下降0.16分、0.3分和0.55分，这意味着在煤电价格指数较高的地区，高参数大容量机组的优势更加明显。