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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。
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