2016年下半年以来，受煤炭价格触底反弹、火电上网电价下调、局部地区电力供应过剩等因素影响，火电行业经营压力明显加大，加之新一轮电力体制改革推进，市场化交易电量不断增加，部分区域让利明显，火电盈利空间再次受挤压。广东省作为改革开放先行省份，历史盈利状况良好，但同时面临煤价高企的问题，开展的较为深入的电力体制改革造成区域内火电企业让利幅度较高，进一步压缩了省内火电盈利水平。为此，中债资信电力行业研究团队赴广东多家火电主体实地调查。
一、广东省电力区域环境
广东省火电供需环境持续宽松，由于点火价差较高，省内煤电机组盈利能力处于全国很好水平，但在火电供给过剩及西南外送水电的挤压下，省内煤电机组盈利空间不断被压缩。
1、广东省电力供需
需求方面，2017年广东省全社会用电量5，958.97亿千瓦时，居全国首位。受益于经济的快速发展，广东省用电量增速处于全国中高水平，工业用电对广东用电增速贡献明显，短期内仍将维持较快增长。
供给方面，截至2017年末，广东省共有10，903万千瓦机组，位居全国第四。2005年以来火电机组占比即保持在75%左右（其中，煤电机组占火电机组比例超过八成），2017年，伴随煤电限制新增产能投产政策的延续，全年火电几乎无增长，火电装机占比下降至71%，但其主力电源地位仍将保持。
2017年广东省5，958.97亿千瓦时的用电量中，广东省内机组火电、核电、水电、风电、西电东送电量分别为3，327.30亿千瓦时（参与市场化交易电量1，156.33亿千瓦时）、799.87亿千瓦时、22.40亿千瓦时、62亿千瓦时、1768千瓦时。外送电方面，广东省自2002年起接受西南水电外送，2014年来保持在1，500~1，600亿度水平，为全国输入电量规模最大省份。2017年，协议电量约1，555亿度，但由于云南水电丰水期弃水严重，最终增送了213.20亿千瓦时。
受电力需求增速趋缓、外送电持续挤压本地电厂等因素影响，广东省火电供需环境持续宽松。2013年起广东省火电利用小时始终低于全国平均水平300~500小时。2017年，受益于省内电力市场化交易持续发展与用电需求增速回暖，火电利用小时数明显回升，但仍略低于全国火电平均水平，未来区域平均利用小时数整体仍将承压。
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（637, -3.40, -0.53%）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
1、广东省电力体制改革历史沿革
（1）2006年：台山试点
2004年4月，国家电监会、国家发改委提出“在具备条件的地区，开展大用户向发电企业直接购电的试点”。2005年，广东省经信委及南方能源电监局在台山筹备小规模电力直接交易试点。2006年，试点正式启动，交易双方为国华粤电台山发电厂及台山广海湾工业园区的六家工业企业，直接交易电量约1.9亿千瓦时，让利空间在0.09元~0.12元/千瓦时。
需要关注的是，2006年广东经济继续高速增长，省内面临较为严重的电力供应紧张局面，在此形势下，若采用市场化交易方式，最终交易价格将不降反升，会对下游用户造成较大的成本压力。因此试点中采用发电厂按照主管部门批准的价格对政府选定的大用户进行交易，电厂让利约0.02元/千瓦时，主管部门协调电网方面让利约0.08元/千瓦时。
（2）2013年：直接交易
2013年5月15日，国务院要求“直接购电试点取消审批和电力市场份额核定取消审批”，考虑到广东省当时仍未核定独立的输配电价、省内不同区域电价水平相差较大，最终决定以发用电双方申报价差的方式完成交易。
2013年8月6日，结合台山市大用户直购电试点情况，广东省经信委、广东省发改委及广东省物价局联合印发直接交易扩大试点工作方案，方案中避免了触及南方电网利益，提到电网公司以购销差价收取的过网费不变、调度关系不变、用户依然与电网进行结算等，减少了试点启动的难度。
2013年9~12月，共有112家省内大型骨干工业企业及园区内工业企业和发电企业参与，累计签订了22.52亿千瓦时直接交易电量，平均交易电价低于标杆电价约0.01元/千瓦时。
为培育更多交易方式，2013年12月，广东省开展了全国第一场线下电力集中竞价交易，形成交易电量4.995亿千瓦时（成交率99.9%），平均价差6.14厘/千瓦时。此后，为增加市场活跃度，广东省还于2014年进行了首次月度集中竞价，全年完成市场化交易电量155亿千瓦时；2015年3月，首次实行集中竞价线上交易模式，全年完成市场化交易电量227亿千瓦时。
从形式上来看，从台山“直购电”交易到2013年扩大试点后的“直接交易”，逐步摆脱行政干预，市场化交易电量规模逐步增加，交易品种逐步丰富，但另一方面，在多次交易中，发电企业让利均在0.01元/千瓦时以内，主要系用户尚未得到充分的培育、交易规则未完善、市场信息不对称所致。
（3）2016年：售电公司
2015年9月24日，广东省委召开全面深化改革领导小组第十二次会议，“稳步推进配售电改革”被列为重点改革任务之一。11月28日，广东省成为首批获得发改委批复的售电侧改革试点。2016年3月22日，广东省经信委、南方局明确了售电公司参与直接交易的交易模式、规则和结算等，并将省内直接交易电量年度目标定为420亿千瓦时。
相比2015年及以前，上述文件的发布带来了几方面变化：1）交易双方让利金额之差的价差返还系数由此前的全部返还至让利金额少的一方改为了将“25%返还给用户，75%返还给发电企业”、“集中撮合、价差对成交”的方式进行集中竞价交易结果结算；2）正式将首批13家售电公司引入市场交易，供需比变为1.25倍。这些变化带来了供需双方根本性的改变，2016年3~5月，月度集中竞价让利幅度突然调升至12.6~14.8分/千瓦时水平，于新一轮电改初期在全国造成了较大影响和讨论。
为稳定市场、平抑交易波动，6月起，价差返还系数改为双方各50%，并准入第二批54家售电公司进场。此后数月又接连公示四批公司。与此同时，电煤价格触底大幅反弹，发电企业报价策略出现改变。受上述因素影响，6~9月让利幅度逐步回落至3.7分/千瓦时。
2016年10月，政府相关部门对直接交易规则进行了修改。整体看，广东省电力体制改革开展较早，首次引入售电公司参与市场化交易给全国电力体制改革起到了示范与试点作用，但高低出清方式、售电公司掠走大部分改革红利、年度长协的让利价差和月度竞价价差严重失衡、电厂单向降价不合理等问题均说明市场对规则改变的反应远超出预期，未来仍需要通过交易机制的不断完善来改进。
2、2017~2018年广东省电力市场化交易
2017年1月，南方能源监管局会同广东省经济和信息化委、发展改革委正式印发《广东电力市场交易基本规则（试行）》和《广东电力市场监管实施办法（试行）》。
（1）交易类型
a.年度双边合同：即传统年度长协，由每年年初签订，供需双方协商价格。
b.月度集中竞价：由前一月月底进行，出清方式由2016年的价差匹配改为统一边际出清。
c.发电合同转让：为鼓励高参数、技术改造先进的大机组多发满发，2017年广东省增加了该类交易，基数电量及双边合同获取的电量均可转让。西南富余水电可参与该类型交易。
d.年度集中竞价：为减少场外双边合同产生的利益分配不均衡，2018年广东省新增加了该类交易作为补充。
（2）参与主体
发电侧：除西南富余水电可参与发电合同转让外，其余参与主体仍为省内发电企业。具体地，总装机容量达到超过6，000万千瓦（2018年超过7，200万千瓦），竞争压力大幅增长。偏差考核机制上，2017年开始采取每月月末公布下月计划电量与市场电量，并实行月清月结，先结算年度合同电量，此后为月度竞价电量，月结月清政策使得发电企业以前的上半年抢进度的固有策略无法实施。
用户侧：5，000万千瓦时及以上的工业用户、3，000万千瓦时及以上的商业用户、部分准入的园区用户全电量参与。
在上述规则和机制下，长协方面，2016年12月，2017年年度长协开始磋商，由于当年未规定年度长协与月度竞价比例，并设定供需比为1.25，加上考虑到2016年初月度竞价的高让利，电厂希望签订更多年度长协方式来确保电量。最终，2017年广东省长协交易电量规模为837.1亿千瓦时，占全年市场电量超过80%，电价让利幅度为6.45分/千瓦时，高于2016年9月月度竞价让利幅度。
交易所集中竞价方面，由于较高的长协签订比例，扣除长协电量后市场供需比明显上升，2017年2~3月均超过2倍；同时，由于月度竞价改为统一出清的出清方式，少数售电公司采取将少部分电量报低价的“钓鱼报价”策略。受此影响，2~3月让利幅度再次上升至14.6分/千瓦时与18.9分/千瓦时。此时煤炭价格已明显增加，大部分煤电企业成交价格已接近边际价格，经营压力明显增大。
对此，2017年4月，广东省政府对供需比进行了调整，将全年市场化交易电量扩大至1，250亿千瓦时，供需比调整为1.5倍，并针对“钓鱼报价”策略要求三段报价中每一段电量占比不得低于一定比例。受益于此，4 ~6月降低至5分/千瓦时以内。
进入夏季后，区域迎来用电高峰，广东省政府规定“扣除必开顶峰电量和无效竞争电量后按供求系数1.2”进行申报，虽然看似供需比进一步下降，但由于热电联产强制成交明显增加了实际供需比（据预测约达到了1.7倍）。受此影响，2017年7月让利幅度再次超过10分/千瓦时。
对此，2017年8月，广东省政府再次修改规定，将热电联产机组部分电量同顶峰电量、无效竞争电量一同扣除后再计算供求系数，供需比维持1.2倍不变。随着供需比一再下降、并一再剔除必开电量部分，8~12月月度竞价基本保持平稳，让利幅度在37~65分/千瓦时。
2018年年度交易中，准入发电企业装机容量（引入核电）与市场电量占比均增加，且政府重新限定年度长协规模，虽然年度长协供需比下降，但发电企业竞争仍很激烈，最终平均让利为7.66分/千瓦时，超过2017年年度长协1分/千瓦时，整体符合预期；随后核电退出月度竞价，2018年1~2月月度竞价让利依然延续2017年水平，市场基本恢复稳定。2017年年初计划的电量为1，100亿千瓦时，双边合同与集中竞价电量二者无明确比例，可按照供需双方情况综合确定；2018年则明确双边合同交易规模为1，000亿千瓦时、年度合同集中交易规模为100亿千瓦时，加之月度竞价规模500亿千瓦时，整体市场化交易规模约1，600亿千瓦时。
根据广东省电力交易情况，结合进场调研情况：
（1）广东省电力体制改革进展领跑全国，为全国电力体制改革方向及发展提供了思路和参照，2016年以来，市场化交易规模大幅攀升，市场化交易进程明显加快，2018年规划的市场化交易规模预计占用电量的25%，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；
（2）让利方面，2018年在电煤价格高位盘整的情况下，长协的市场化交易让利依然达到7.66分/千瓦时，较2017年不降反升，反映出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，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；
（3）除2016年3月更改结算规则对让利产生一定影响外，广东省市场化交易让利波动主要取决于政府对供需比的控制（特别是每次由于不同因素导致的利差再次走高后）及省内煤电企业边际成本，反映出相关部门在推进改革的同时亦要兼顾电力市场的平稳运行。
（3）西南富余水电
西南富余水电参与的合同转让交易中，运行初期，水电参与交易的成交电量极少。虽然水电边际成本很低，但较高的输配电价导致云南省内企业在枯水期没有跨省交易动力，在丰水期又急需跨省送电。
具体地，从交易情况及结果来看，2017年4~5月挂牌交易电量30.0亿千瓦时，挂牌价折算到送端电厂挂牌价为0.20元/千瓦时，但云南省内水电超发电量上网电价为0.23元/千瓦时，因此，水电企业参与广东省电力交易的积极性不高；此外，广东省标杆上网电价为0.4505元/千瓦时，让利0.0535元/千瓦时，云南外送水电价格高于广东省内月度竞价电价，广东省接受外送电的积极性亦不高。因此4~5月仅成交115万千瓦时，占挂牌电量比例极低。但进入丰水期后，云南水电消纳压力明显增大，6月27日云南能源局同意14家水电厂参与广州电力交易中心组织的增量挂牌、集中竞价等跨省跨区交易，此外，广东省还制定了对于未能成功完成发电权交易的情况下，进行挂牌强制交易的转让电量补偿办法，整体看西电东送的市场化交易矛盾有所缓解。
西电东送是国家大战略，且水电为清洁能源，广东省内企业对于协助消纳西南富余水电具有一定责任，广东省内企业为消纳西电东送的水电导致许多火电机组停运，这部分应由政府设定一定的机制给予补偿，但具体机制仍有待观察；此外，也仍存在政府抵触企业参与直接交易，人为干扰市场运作的情况。因此，西南富余水电参与广东省内市场化交易面临的问题并非已完全妥善解决。
