中国火电区域经营环境差异使得不同区域火电企业经营、财务表现也有所差异。火电区域经营环境要素主要包括区域电力供需、区域煤炭供应及价格、区域上网电价。

　　区域电力供需方面，中债资信首先分析各区域电力需求量、增速和供给量、增速情况，其次基于各区域电力供需缺口，同时考虑区域消纳能力、区域电力外输通道、区域电源结构等因素，综合选取区域火电机组利用小时数作为评价指标，对区域电力供需环境进行评价。从区域供需总量及增速看，全国呈现出电力需求旺盛的地区(华东、华中、华北、华南)装机规模也相对较大，电力需求增长较快的地区(西北、西南)装机增速也相对较快的局面，电力供需总体平衡。但各区域电力供需环境呈现较大分化，其中，西北地区供需环境很好且未来发展潜力较大，华北、华东、华南地区供需环境较好，华中、西南地区供需环境较差，而东北地区供需环境则很差。

　　区域煤炭供应方面，中国煤炭资源分布与消费区不协调，华北、西北、西南地区煤炭资源丰富，需通过铁路和水路运输至华东、华中、华南和东北地区。价格方面，煤炭资源丰富的华北、西北、西南地区电煤价格较低;东北地区尽管煤炭供给潜力不足，但其距离煤炭调入地较近，电煤价格也较低;华南和华东地区煤炭资源匮乏，但以水路为主的运输方式和部分进口煤的补充使得其电煤价格低于华中地区。

　　区域上网电价方面，煤炭资源相对匮乏且地区电价承受能力强的华南、华中、华东地区电价水平较高，煤炭资源丰富且地区电价承受能力一般的西南、东北、华北和西北地区电价水平相对较低。

　　中债资信基于各区域供需环境(采用区域火电2013年1~9月机组利用小时数代表)、各区域标煤发电成本(采用区域火电2012年到厂标煤单价及单位供电煤耗估算得出)、各区域火电标杆上网电价(采用2013年9月下调后电价水平)，测算各区域单位60万机组正常运营情况下的利润空间，从而评价各区域火电经营环境的优劣。整体看，华南地区上网电价高、区域供需环境较好使得其火电经营环境很好;华北、华东、西北地区供需环境较好，同时电煤与电价间较高的盈利空间使得其火电经营环境较好;东北、西南地区供需环境较差，尽管电煤成本不高，但整体上网电价偏低，导致火电经营环境较差;华中地区煤炭成本很高，加之区域水电对火电供需环境冲击较大，因此火电经营环境很差。

　　未来看，大量区外来电、经济增速放缓、环保压力加大或将对华南地区、华北地区的北京市、华东地区的上海市火电经营环境产生一定不利影响;而国家西部大型煤电基地的逐步建成和外输通道的进一步完善将使得西北地区火电经营环境进一步提升。

　　中国“多煤少油少气”的一次能源结构决定了电力生产是以煤炭为主要燃料的火电生产，且火电行业的主导地位在较长一段时间内仍将延续，而煤炭资源分布的不均衡、电力产品的不可储存性及中国电网跨区域调度水平相对较低，导致中国电力供应具有一定的区域性，所属区域经营环境不同，区域内火电企业经营、财务表现也有所差异。

　　根据中债资信发布的《中国火电企业主体信用评级方法》，火电区域经营环境要素主要包括：区域电力供需、区域煤炭供应及价格、区域上网电价，本文将按照以上要素评价各区域[1]火电经营环境。

　　一、区域电力供需

　　区域电力供需方面，中债资信首先分析各区域电力需求量、增速和供给量、增速情况，其次基于各区域电力供需缺口，同时考虑区域消纳能力、区域电力外输通道、区域电源结构等因素，综合选取区域火电机组利用小时数作为评价指标，对区域电力供需环境进行评价。
　　1、区域电力需求

　　短期内中国用电需求仍将与国民经济尤其是高耗能重工业发展紧密相关;华东、华中、华北、华南经济发达、区域用电量规模较大，但2012年以来区域经济和用电量增速放缓;西北、西南区域经济体量和用电量规模偏小，但近年来经济增长较快带动区域用电量增速位居前列;东北区域经济规模较小且发展速度偏慢，用电量规模及增速均位居最末

　　近年来中国用电需求与国民经济紧密相关，2000年~2012年中国电力消费弹性系数均值为1.13，其中2008~2009年以及2012年电力消费弹性系数低于1，主要是由于这三年经济形势相对较差，工业尤其是重工业用电量大幅下降。未来，受国家施行的“稳增长、调结构”经济政策影响，中国电力消费弹性系数或将有所下降，但短期内用电需求仍将与国民经济尤其是重工业的发展存在较强相关性。

　　从2012年区域GDP总量看，华东地区高居首位，其地区GDP占全国总量的1/3;华中、华北、华南地区构成第二梯队，各区域GDP总量差异不大，分别为8.71万亿元、8.53万亿元、7.29万亿元;地区经济发展相对落后的西南、东北、西北构成第三梯队，以上区域GDP总量之和仅占全国总量的1/4。2012年各区域用电量规模基本与GDP序列保持一致，其中华东区域用电总量仍位居榜首，高达1.58万亿千瓦时，占全国总量的1/3;值得关注的是，用电需求不仅与GDP紧密相关，也受产业结构影响。第二梯队中，尽管华北区域经济体量略小于华中，但华北地区用电量大的二、三产业占比高使得其区域用电总量反超华中区域，位居全国第二;而第三梯队中西北地区尽管GDP总量位居六大区域最末，但受益于有色、化工等高耗能行业西进步伐加快，区域用电量快速增长，已超过东北地区，位列第五位。

　　从区域用电量增速看，尽管西部地区经济体量偏小，但近年来地区经济发展速度明显快于东部和中部地区，2012年西南和西北地区GDP平均增速[1]约为12.92%和12.26%，受益于区域经济快速发展，2012年西北和西南地区用电量增速分别为11.56%和6.49%，分别位居七大区域第一和第二位;华东、华中、华北、华南地区经济基数大，但2012年整体经济增速放缓，导致区域用电量增速也随之放缓;东北地区经济体量小且发展速度偏缓，2012年区域用电量增速仅为2.16%，位居区域最末。

　　2、区域电力供给

　　各区域火电装机规模基本与各区域用电量规模序列一致;近年来全国火电投资增速放缓，但各区域装机增长表现存在较大差异，整体呈现向西部转移态势，西北、西南地区装机增速远高于全国平均水平

　　从各区域火电装机规模来看，华东、华北、华中、华南地区的火电装机规模基本与各区域用电量规模序列一致，而西南地区尽管用电量规模大于西北、东北地区，但由于区域水电装机规模较大，因此火电装机规模位列七大区域最末。

　　从装机增速看，2010~2012年，全国火电基本建设投资完成额呈现持续下降趋势，2012年火电完成投资1,014亿元，较2011年减少412亿元。受电源投资规模下降影响，2010~2012年全国火电装机年均复合增长率为7.67%，整体增速放缓。分区域看，尽管全国火电装机规模增速放缓，但各区域火电装机增长表现存在较大差异，整体呈现向西部转移的态势。其中2010~2012年西北、西南地区火电装机规模年均复合增长率分别为13.15%和10.23%，远高于全国平均水平;火电装机规模基数较大的华东、华北地区增长明显放缓，同期年均复合增长率分别为6.98%和6.50%;区域电力装机过剩的东北地区增速仅为5.01%，低于全国平均水平。

　　3、区域电力平衡情况

　　基于近年来区域电力需求及区域火电装机情况，整体看电力需求旺盛的地区装机规模也相对较大，电力需求增长较快的地区装机增速也相对较快，全国电力供需基本平衡，但各区域电力供需平衡程度仍呈现较大差异。中债资信基于各区域电力供需缺口，同时考虑区域消纳能力、区域电力外输通道、区域电源结构等因素，综合选取区域火电机组利用小时数作为评价指标，对区域电力供需环境进行评价。

　　西北地区总体电力富余，但区域内部分省份较强的消纳能力和区域较畅通的外输通道使得区域内火电机组利用小时数很高

　　从总体供需量对比看，西北地区电力较为富余，需大量外输消纳。从区域内主要省份看，随着重工业西进步伐的加快，新疆、宁夏省内电力需求旺盛，省内消纳能力很强，尚存在少量电力缺口，2013年1~9月宁夏、新疆火电机组利用小时数高达4,369小时和4,128小时，分别位列全国第一和第五;青海、陕西电力相对富余，但较为畅通的外输通道使得两省整体利用率较高，其中青海省2013年1~9月火电机组利用小时数高达4,165小时，位列全国第三。整体看，区域内较强的电力消纳能力和较为畅通的外输通道使得区域火电机组利用小时数很高。
　　华北地区多数省市存在较大电力缺口，同时富余电力的内蒙古、山西外输通道较为通畅，区域内火电机组利用小时数较高

　　华北地区的北京、天津、河北等省市存在较大电力缺口，但内蒙古、山西较为富余的电力供给能力使得整个华北地区电力供给整体充足，基本平衡。从火电机组利用小时数看，华北地区下属省市整体机组利用小时数较高，其中河北、天津主要受益于区域内较强的消纳能力，内蒙古、山西则主要受益于相对通畅的外输通道和受电方较强的消纳能力。
　　华东地区电力需求旺盛，江苏、浙江、山东、上海等省市均存在较大规模电力缺口，区域内火电机组利用小时数较高

　　华东地区整体经济发达，区域电力需求旺盛，尽管区域内电力尤其是火电装机规模也较大，但仍不能满足区域内电力需求，2012年区域电力缺口有所扩大，其中江苏、浙江、山东、上海均存在较大规模的电力缺口，而福建和安徽则基本处于平衡或是略有富余的状态。区域旺盛的电力需求带动2013年区域内火电保持很高的机组利用小时数。
　　广东省存在很大电力缺口使得华南地区电力供不应求，需依靠大规模区外来电，尽管水电输入及区域经济放缓挤压区域内火电机组利用率，但目前整体仍处于较高水平

　　受广东省电力需求旺盛、存在很大的电力缺口影响，华南地区整体电力供不应求，需要依靠大规模的区外电力输入。值得关注的是，2012年以来大规模水电输入以及区域经济增速放缓导致区域内尤其是广东省内火电机组利用小时数大幅下降，但整体区域火电机组利用小时数仍较高。
　　华中地区电量供需平衡，但湖北、湖南等水电大省的火电机组利用小时数偏低导致区域平均火电机组利用小时数较低

　　华中地区整体电量供需平衡，其中湖北省较为富余的电力弥补了江西、河南等省份的电力缺口。从机组利用小时数看，由于湖北、湖南等省份为水电大省，2012年两省水电装机分别占总装机的62.13%和41.63%，较大规模的水电装机一定程度上挤压了两省火电机组利用小时数，导致区域平均火电机组利用小时数较低。
　　西南地区电力富余，外输通道畅通，但外输电力多数为水电，区域内尤其是四川、云南的火电机组主要起调峰保供作用，机组利用小时数易受水电挤压，区域平均火电机组利用小时数较低

　　西南地区整体电力富余，2012年区域富余电量高达914.23亿千瓦时，其中除重庆存在一定电力供给缺口外，四川、贵州、云南均富余较大规模电量。西南地区富余电力多数外输至华东、华南，整体外输通道较为畅通。但值得关注的是，四川、云南为水电大省，外输电力多数为水电，区域内火电主要起调峰保供作用，其机组利用小时数也受到水电较大程度的挤压，2013年1~9月四川、云南两省火电机组利用小时数分别位列全国第25位和第30位，导致区域平均火电机组利用小时数较低。
　　东北地区区域内电力消纳和外输能力均很弱，区域内火电机组利用小时数很低

　　尽管东北地区整体呈现一定供电缺口，但实际上这是由于区域内电力消纳和外输能力均很弱，电力企业发电主动性较差所致，整体看区域内火电机组利用小时数很低。其中，吉林省2013年1~9月机组利用小时数仅为2,453小时，位列全国第29位。
　　总体而言，从区域电力供需的角度看，华东、华中、华北、华南发达的区域经济带动区域用电量和火电装机规模均较大，但2012年区域经济和用电量增速放缓导致区域火电装机增速随之放缓，而西北、西南区域经济体量和用电量规模偏小，但近年来经济增长较快带动区域用电量增速和火电装机增速位居前列，全国整体呈现出电力需求旺盛的地区装机规模也相对较大，电力需求增长较快的地区装机增速也相对较快的局面，电力供需基本平衡。

　　但各区域电力供需平衡程度仍出现较大分化。根据前文所述，基本可分为三类：1)电力供不应求地区，包括华东和华南地区。此类地区电力缺口较大使得区域内多数省份火电机组利用小时数较高;2)电力基本平衡地区，包括华北和华中地区。其中，华北地区的北京、天津、河北等省市存在较大电力缺口，但内蒙古、山西较为富余的电力供给能力使得整个华北地区电力供需基本平衡，整体火电机组利用小时数较高。而华中地区虽然整体电力供需平衡，但区域内较大的水电装机规模一定程度上压制了火电机组效能的发挥，区域火电机组利用小时数较低;3)电力富余地区，包括西北、西南和东北地区。对于电力富余地区，需重点关注区域外输通道的畅通情况和区域内其他电源对火电的挤压情况。其中西北地区外输通道顺畅且区域内电源结构偏重火电，因此火电机组利用小时数很高，西南地区虽然外输通道顺畅但区域内电源结构偏重水电，很大程度上挤压了区域火电机组的利用率，因此区域火电机组利用小时数较低，东北地区外输通道不畅且区域内消纳能力很弱，导致区域火电机组利用小时数在七大区域位列最末。

　　综合以上分析，中债资信认为在区域供需环境方面，西北地区经营环境很好且未来发展潜力较大，华北、华东、华南地区经营环境较好，华中、西南地区经营环境较差，而东北地区经营环境很差。

　　二、区域煤炭供应与价格

　　区域煤炭方面，中债资信主要关注区域煤炭资源、煤炭运输方式和线路对区

　　域煤炭供应保障的影响，同时煤炭资源的丰富程度、煤炭运输的便利性和经济性也直接决定了区域煤炭价格的高低。

　　1、区域煤炭资源及运输

　　中国煤炭资源分布与消费区不协调，华北、西北、西南地区煤炭资源丰富，需通过铁路和水路运输至华东、华中、华南和东北地区，铁路运力的限制一定程度上影响煤炭消费地的供应保障能力

　　中国煤炭资源分布呈现“北多南少，西多东少”的格局。目前，中国煤炭远景储量主要分布在山西、内蒙古、陕西、新疆等地，约占全国的94.4%，探明储量的80.50%分布在以上四省。

　　从各区域煤炭产量看，2012年1~8月全国煤炭产量合计约25.73亿吨。其中华北、西北、西南地区合计产量约20亿吨，占全国煤炭产量约80%，区域内煤炭供给相对较为充足，且大量煤炭需外输至其他地区;尽管华东地区下属山东和安徽省、华中地区下属河南和湖南省拥有一定煤炭资源，地区具备一定规模的煤炭产能，但区域电力需求旺盛带动较大规模的煤炭消耗需求，在区域内煤炭产能基础上，多数煤炭需求仍需通过外省运输供给;东北地区为传统煤炭基地，但随着老旧煤矿的报废，短期供给潜力不足，面临资源枯竭的挑战，近年来也需从西北、华北地区调入部分煤炭;华南地区煤炭资源极为匮乏，区域煤炭严重依赖外输。
　　基于上文分析，可以看出中国煤炭资源分布与消费区不协调，需通过长距离运输解决这一问题，从而形成了中国煤炭“西煤东运、北煤南运”的格局。目前，国内煤炭运输以铁路运输为主、公路运输为辅，铁路与水运相结合的方式。

　　从煤炭运输通道看，“西煤东运”主要采用铁路运输，目前中国铁路煤炭运输通道主要有“三西”煤炭外运通道、进出关通道、华东通道等[1]，将华北(山西和内蒙古)、西北的煤炭向华北(京津冀)、华东、华中、东北地区输送;而“北煤南运”则主要采用水路运输，由北方沿海地区的七个煤炭装船港，将通过铁路运输至东部的煤炭，转运至华东、华南等东南沿海地区。

　　从运力来看，尽管近年来国家加大“三西”地区铁路建设规模，但建设步伐短期内难以满足煤炭产能扩大需求，煤炭运力大幅度增加的可能性不大，未来一段时间“三西”地区煤炭运输瓶颈仍将持续，从而一定程度上影响了煤炭主要消费地的供应保障能力。

　　2、区域煤炭价格

　　煤炭资源丰富的华北、西北、西南地区电煤价格较低;东北地区尽管煤炭供给潜力不足，但其距离煤炭调入地较近，因此整体电煤价格也较低;华南和华东地区煤炭资源匮乏，但以水路为主的运输方式和部分进口煤的补充使得其电煤价格低于华中地区

　　在以上煤炭资源分布及运输情况基础上，中债资信对2012年度省、自治区、直辖市火电厂标煤到厂平均价格(含税)进行梳理，如附件二所示。

　　从区域电煤价格水平看，煤炭资源丰富的华北、西北、西南地区电煤价格较低，其中西北地区2012年火电厂电煤到厂平均价格(标煤含税)仅为538.75元/吨，位列各地区最低水平，受煤价承受能力相对较高的京津冀地区影响，华北地区电煤价格高于西北地区，西南地区尤其是贵州省煤炭资源丰富，但由于省内煤炭开采成本偏高，导致区域电煤价格略高于华北地区;东北地区尽管煤炭供给潜力不足，但其距离主要煤炭调入地内蒙古、山西等地运输距离较短，加之自身尚有部分煤炭供给能力，因此整体电煤价格也较低;华南和华东地区的沿海地理位置使得其从水路运输北方港口煤炭的同时，进口部分较为便宜的国外煤炭，主要以印尼煤为主，因此其电煤价格低于华中地区;华中地区煤炭资源一般，地处内陆，距离主要煤炭产地较远且运输方式多为相对较贵的铁路或汽运，因此其电煤价格处于各地区最高水平。整体看，全国呈现出煤炭资源丰富、运输距离短、运输方式便捷经济的区域电煤价格相对较低。
　　三、区域上网电价

　　中国火电上网电价实行“标杆电价”机制，国家发改委根据不同区域火电企业生产成本、经济发达程度和对电价的承受能力，确定不同区域火电标杆电价，因此各区域上网电价存在较大差异。中债资信主要关注各区域电价水平、电价调整频率和幅度。

　　煤炭资源相对匮乏且地区电价承受能力强的华南、华中、华东地区电价水平较高，煤炭资源丰富且地区电价承受能力一般的西南、东北、华北和西北地区电价水平相对较低

　　在国家发改委2013年9月下调火电标杆电价后，各省、自治区、直辖市执行的火电标杆电价水平见附件三[1]。中债资信根据相关数据整理得出各区域火电平均标杆上网电价，整体看，煤炭资源较为匮乏且经济发达、电价承受能力较强的地区，电价水平较高，包括华南、华中、华东地区的火电平均标杆上网电价都远高于全国平均水平，其中华南地区电价水平高达487.33元/千千瓦时，位居各区域第一位;区域内部分或多数省份煤炭资源丰富且电价承受能力一般的地区，电价水平偏低，包括西南、东北、华北和西北地区。其中西南地区云南及贵州等省、东北地区、华北地区山西及内蒙古等省、西北地区均为国家煤炭基地，较为丰富的煤炭资源以及区域相对较不发达的经济使得区域电价相对较低。
　　电价调整频率和幅度方面，2012年底，国务院《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中规定，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。在此意见指导下，国家发改委于2013年9月下调上网电价，除四川、云南、新疆未予调整外，其他省份均存在不同程度的下调，其调整幅度主要取决于区域煤炭价格波动程度。整体看，未来随着“煤电联动”机制的深化执行，预计电价调整频率和幅度将进一步与煤炭市场价格波动情况挂钩，且2013年9月各区域下调后电价的相对位置基本保持稳定，因此中债资信认为未来各区域电价调整频率和幅度对区域电价相对水平影响不大。

　　四、现阶段区域火电经营环境综合评价

　　现阶段华南地区上网电价高、区域供需环境较好使得其区域火电经营环境很好;华北、华东、西北地区供需环境较好，同时电煤与电价间较高的盈利空间使得其区域火电经营环境较好;东北、西南地区供需环境较差，尽管电煤成本不高，但整体上网电价偏低，导致区域火电经营环境较差;华中地区煤炭成本很高，加之区域水电对火电供需环境冲击较大，因此区域火电经营环境很差

　　根据前文对区域供需环境、区域煤炭供应及价格、区域火电上网电价的分析，中债资信对现阶段区域火电经营环境进行综合评价。具体评价方式为基于各区域供需环境(采用区域火电2013年1~9月机组利用小时数代表)、各区域标煤发电成本(采用区域火电2012年到厂标煤单价及单位供电煤耗估算得出)、各区域火电标杆上网电价(采用2013年9月下调后电价水平)，测算出各区域单位60万机组正常运营情况下的利润空间[1]，从而得出各区域火电经营环境的优劣。

　　[1] 此处均采用中债资信目前可获取的最新数据，考虑到2013年1~9月电价并未下调，且煤价也较2012年有一定幅度下降，因此测算利润空间将低于2013年1~9月实际机组盈利水平。但由于测算数据仅用于分析各区域经营环境的相对水平，因此一定的数据偏差对结论基本无影响。
　　从测算结果看，尽管华南地区煤炭资源极为匮乏，电煤价格较高，但受益于区域很高的上网电价、较好的区域供需环境，区域火电整体经营环境很好，单位60万千瓦火电机组可实现的利润空间位列各区域之首;华北和华东区域供需环境均较好，华北地区丰富的煤炭资源和较低的煤炭成本使得其利润空间略高于华东地区，但华东较高的上网电价使其仍保持较好的经营环境;西北地区煤炭资源丰富，煤炭成本很低使得其利润空间仅次于华北和华东地区;东北地区和西南地区区域供需环境较差，尽管电煤成本不高，但整体上网电价仍偏低，导致区域火电经营环境较差;华中地区煤炭成本很高，加之区域水电对火电供需环境冲击较大，因此区域火电经营环境在各区域中表现很差[1]。各区域中，各省、自治区、直辖市单位60万千瓦火电机组利润空间估算结果详见附件四。

　　[1] 中债资信在2014年1月发布的《中国火电行业展望》中列示了各区域代表性火电企业的经营及财务状况，企业业绩表现基本与本文分析得出的区域经营环境结论一致。

　　五、未来区域火电经营环境变化趋势

　　未来大量区外来电、经济增速放缓、环保压力加大将对华南地区、华北地区的北京市、华东地区的上海市火电经营环境产生一定不利影响;而国家西部大型煤电基地的逐步建成和外输通道的进一步完善将使得西北地区火电经营环境进一步提升

　　未来，区域煤炭价格的高低主要取决于区域煤炭资源的丰富程度、运输的便利性及经济性，而短期内各区域煤炭资源禀赋及运输条件变化可能性不大，预计各区域煤炭供应及价格的相对位置基本保持稳定;区域上网电价仍将由国家发改委核定，考虑到国家发改委调整电价时主要基于“煤电联动”机制，因此短期内各区域上网电价的相对位置也将基本保持稳定。

　　值得关注的是，在区域煤炭价格和上网电价相对水平保持稳定的基础上，未来区域电力供需环境或将发生一定变化，主要体现在1)目前电力供需环境较好的华南地区、华北地区的北京市、华东地区的上海市，未来受大量区外来电、经济增速放缓、环保压力加大的影响，此类地区及直辖市的区内火电机组利用小时数或将进一步下降，从而对区域整体火电经营环境产生一定不利影响。其中，华南地区(主要为广东省)表现更为明显，2012年和2013年1~9月机组利用小时数均有较大幅度下降;2)西北地区目前电力供需环境很好，未来随着国家西部大型煤电基地的逐步建成和外输通道的进一步完善，该地区尤其是新疆自治区的电力供需环境有望进一步提升，从而提升其区域电力经营环境。

来源：中债资信评估有限责任公司 分析师：李环

• [责任编辑：Puyunyun]