广东省电力体制改革历史沿革电力市场化竞争愈发激烈-第2页-北极星售电网

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2、广东省煤炭资源禀赋及发电成本

煤炭成本方面，广东省区域煤炭资源禀赋不佳。2006年广东省全部退出煤炭生产，需依靠外部购煤提供煤炭保障。近年来，广东省内调运煤炭约在1.8亿吨，其中进口煤约占30%。受铁路运力、港口及航运等环节的限制和制约，广东省煤炭呈现“需求量大、调运困难、成本控制能力弱”等特点，煤电企业入厂标煤单价位居全国最高。

2016年下半年起，在国家煤炭供给侧改革政策影响下，煤炭供应明显趋紧，电煤价格触底反弹，并持续至今。虽然国家为控制煤价鼓励签订长协煤[1]，但事实上广东省发电企业普遍长协煤占比仅在30~50%水平，更多仍为现货煤[2]。

[1]长协煤定价为P=(535+(BSPI+CCTD)/2)/2，其中BSPI为环渤海动力煤价格指数，CCTD为CCTD秦皇岛动力煤价格指数，价格均为5,500大卡。

[2]现货煤定价存在一定差异，部分企业以(BSPI+CCTD)/2为基准，部分企业参考CCTD。

受此影响，广东省2017年电煤价格指数折合标煤达863.77元/吨，同比增长208.52元/吨，据此估算，仅煤炭成本即增长超过5分/千瓦时至0.22元/千瓦时，对发电企业盈利侵蚀严重。2018年市场上优质煤炭资源将依然稀缺，进口煤限制将使广东将更加依赖于国内市场，预计煤炭价格仍将高位震荡运行。此外，煤电企业发电成本主要还包括折旧成本、财务成本等。根据选取的广东省煤电企业样本，2017年度电固定成本在0.10~0.15元/千瓦时水平，燃煤机组发电成本整体超过0.35元/千瓦时。未来，煤炭价格还将高位震荡运行，利用小时数还将维持宽松状态，发电成本很难大幅回落。

3、广东省上网电价及盈利空间

广东省在历次上网电价调整后均仍列全国最高，但与全国中位数水平差值不断压缩。

市场化交易方面，2017年广东省市场化交易电量占同期火电发电量的34.75%，根据市场化交易电量让利计算，平均上网电价较2016年下降接近2分/千瓦时。2018年规划的市场化交易电量将达到1,500~1,600亿千瓦时，占火电发电量比例将达到45~48%。其中年度长协总成交1,094亿千瓦时，让利幅度约7.5分/千瓦时;交易所竞价虽然近月让利幅度均较低，但电量占比较少，预计全年市场化交易电量部分让利平均仍将在6.5分/千瓦时水平，平均上网电价让利近3分/千瓦时，由于市场化交易进一步扩容，上网电价将进一步下降。

受益于较高的标杆上网电价及相对高参数的机组质量，2016年广东省煤电机组盈利空间可超过8分/千瓦时;2017年煤炭成本上升、上网电价下降，盈利空间明显压缩后仍能平均呈现微利状态，好于2017年全国大部分地区。但若煤炭价格依然高企，受市场化交易影响上网电价进一步拉低，广东省煤电机组盈利状况将进一步降低。

4、省内大型火电企业

神华集团、五大电力集团、华润集团在2008年前后进入广东，多数机组布局在沿海地区，可以通过海运获取煤炭资源，具有良好的区位优势，机组参数好;省内企业有粤电集团、深圳能源、广州发展等国企以及宝丽华、珠江投管等民营企业。随着供需宽松现象持续、竞争企业增加，省内竞争愈发激烈，盈利空间明显压缩。

二、广东省电力体制改革

广东电力市场改革领跑全国，电力市场化竞争渐行渐进，未来电力企业间的优胜劣汰会进一步加剧;在西南水电和火电行业整体供给过剩的双重挤压下，广东省电力供给压力明显增大，2018年长协让利不降反升，考虑到消化电力过剩产能需要一定周期、煤价高位盘整，短期内电力企业的经营风险明显增加。

原标题：电力市场化竞争愈发激烈，广东省煤电企业优胜劣汰加速

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