煤電調價靴子于2015年年末落地，此次調價對于生存狀態處于冰火兩重天的煤企電企將帶來重大影響。在電改、供給側改革的新背景下如何看待此次調價，電價調整后對煤炭企業影響如何，可再生能源發展又將有哪些變化?最重要的是哪些投資機會值得關注?本報告將詳細進行分析。

此次調價“沒那么簡單”

2015年電煤價格單邊下降，整個煤炭產業哀鴻遍野，燃料成本大幅下降成就了發電企業迎來有史以來利潤最高的一年。2015年12月底國家發改委依據煤電聯動機制將全國燃煤發電上網電價和一般工商業電價平均每千瓦時下調約3分錢。

值得注意的是，此次調價的外部環境與先前電價變動已有根本性差異，主要表現在：

1、此次調價同時配套下發的新版《煤電聯動機制》是2004年國家開始實行煤電聯動政策后第三次出臺的煤電聯動價格調整文件，反映了電力消費放緩、清潔能源革命背景下的“煤與電”之間的新型博弈關系。

2、電力交易市場建立完善之前，政府制定的燃煤標桿電價和電力市場交易形成的市場電價并存實現“雙軌制”運行，隨著電力體制改革的推進、電力交易市場的逐步建立，執行煤電標桿電價的計劃電量份額將逐漸減少。

3、新能源發電、核電價格都是盯住煤電標桿電價，因此煤電標桿電價下調對于整個電力市場供給側都帶來了沖擊。

4、煤電標桿電價與一般工業用電價格非對稱調價，差額部分用于提供高可再生能源附加擬補可再生能源基金發展缺口，設立工業企業結構調整專項資金，推動燃煤電廠超低排放改造。據悉，工業企業結構調整專項資金將主要推動鋼鐵、水泥等行業進行供給側改革，資金具體規模尚未確定。

降價幅度不同

2015年12月全國燃煤發電上網電價平均、一般工商業銷售電價每千瓦時下調約3分錢。僅看平均下調幅度并不能詳細了解各省電力發展情況，因此有必要對各省市情況具體分析。

2015年12月煤電標桿電價調整：河南省標桿電價降幅最大達0.0446元/千瓦時，吉林省降幅幅度為0.0086元/千瓦時。調整后全國煤電標桿電價最低為寧夏省0.2595元/千瓦時，最高為廣東省0.4505元/千瓦時。

2015年12月工商業電價調整：山西省標桿電價降幅最大達0.0609元/千瓦時，云南省降幅幅度最小為0.003元/千瓦時，青海、蒙東、吉林、北京、貴州一般工商業電價并未下調。

貴州、云南、廣東省作為電力體制改革試點，直接交易比例占總用電量比例已經超過30%，工商業電價已經有較大幅度下降，因此本次調價這三個省份銷售電價下調幅度較小。

此外，本次上網電價與銷售電價不對稱降價中，其中山西省一般工商業下降幅度與標桿電價下降幅度差達-0.0276元/千瓦時，為各省間價差最大。

因為各省標桿電價下調需綜合各省經濟結構發展、電源結構、煤炭產量等情況，因此下調幅度各有不同，綜合起來看大約有以下幾點原則：

1)結合各地電煤價格指數確定調價幅度，電煤價格指數降幅標桿電價下調幅度較大的陜西、山西、冀南地區電價下調幅度最大。山西等GDP增速下滑嚴重的省份，一般工商業電價降幅最大。

2)直接交易份額較大的省份(如與云南、貴州)銷售電價調整幅度較小。

投資機會

電價下調后，除了煤電企業利潤下降，電力需求側獲得紅利，筆者認為電價下調后應注意關注以下方面的投資機會：

1、可再生能源發電應以現金為王

我國可再生能源電價由當地燃煤標桿機組上網電價與可再生能源補貼兩部分構成，其中可再生補貼資金通過全國可再生能源電價附加分攤解決，其中燃煤標桿電價部分由地方電網結算，基本月結月清。

此次煤電標桿電價下調后，可再生能源發電電價中燃煤標桿上網電價收入也將隨之降低，依據2014年風電光伏年發電量計算，此次調價的31個省市及地區可再生能源項目煤電標桿電價部分現金流將降低34.4億元。

其中，河北、山東、貴州電價下調幅度較大，對煤電標桿部分現金流下降幅度最大，降幅分別為5.72、4.78、0.62億元。蒙東、吉林、青海等地區煤電標桿電價下調幅度最小，現金流下降幅度相對較小。

在補貼遲發欠發、限電棄風問題短期內無法改變的背景下，發電企業盡快回收燃煤標桿電價部分現金才能獲得更長。此外，可再生能源項目布局時應將燃煤標桿電價、當地標桿電價、限電情況綜合考慮，讓項目總體收益與即期燃煤電價部分電費收入現金流最大化。

2、售電公司可優先在購銷價差大的省份布局

電改大幕開啟之后，社會資本有機會成立售電公司參與輸配電業務，優先布局于購銷差價較大的省份將有助于強占先機。為簡化計算暫不考慮交叉補貼，購銷價差依據以下公式計算，購銷價差=各省市及地區平均銷售電價-當地煤電標桿電價-政府性基金及附加。

據筆者測算，北京、天津、浙江為購銷價差最大的區域，分別為0.3706元/kWh、0.3074元/kWh、0.2837元/kWh。

電改初期，售電公司提供的增值附加服務較少、商業模式不清晰，市場培育也需要較長時間，先行在購銷價差較大的區域布局或將有利于快速搶占市場積累運行經驗。

電價下調對電力供給側影響

電價下調后對發電企業和用戶的利益影響是大家最為關心的話題，根據2014年全國火力發電數據(42049億千瓦時)計算，以年為計算周期，則整個火電行業利潤縮減規模約為1263億元。

多數類型電源以煤電標桿電價為定價基準，因此煤電標桿電價調整對其他類型發電企業也造成不同程度影響。

對煤電企業影響

雖然電力需求增速放緩，但是由于電煤價格下跌幅度更大，五大發電集團2015年利潤總額達歷史最高水平。

對核電電價影響

依據國家發改委文件，2013年1月1日以前投產的核電機組，電價仍按原規定執行。

2013年1月1日后投產的核電機組，按核定全國核電標桿上網電價0.43元/kWh執行，核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。

對可再生能源電價影響

風力發電、秸稈直燃發電、垃圾焚燒發電和太陽能光伏發電等可再生能源項目繼續執行現行上網電價標準。受煤電標桿電價下調影響，可再生能源電價中煤電標桿部分現金流將會下降，由于補貼遲發欠發，導致新能源企業現金流情況將進一步惡化。

對抽水蓄能電價影響

抽水蓄能電站通電量電價水平按當地燃煤機組標桿上網電價執行，電網企業向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行。此次調價后或將對降低抽水蓄能電站的盈利水平。

煤炭行業影響

據廣發證券測算2014年我國各省煤炭超產月6.3億噸，煤炭產能過剩情況愈發嚴重。2015年第四季度，各主要港口煤炭庫存繼續高位上升，反映煤炭需求較為低迷。國家實行的低碳戰略以及削減煤炭等化石能源使用量的政策方針，使煤炭行業的未來前景更加暗淡。

近期，國家提出加快供給側改革，推進煤炭等行業去庫存、去產能，加快行業兼并重組，雖然短期消化內煤炭行業過剩產能較為困難，但長期來看煤炭供給側狀況將逐步改善。

“煤-電”博弈的那些事

電煤采購成本作為煤電企業最大的燃料成本支出，對電力企業利潤有著最直接的影響，回顧我國電力和煤炭發展歷程，煤-電雙方似乎總是處于相互對立狀態，雙方針對煤炭的定價話語權也總是一邊倒的狀態.由于沒有形成電力交易市場，煤電價格與煤炭價格之間存在較大的價差，價格傳導機制不暢導致電力供需不能通過價格變化及時反映，供給側或需求側總是單邊享受價格紅利。

煤電電價不僅反映燃料成本還因承擔環保改造成本，因此發改委還將煤電電價作為調控污染物排放和環境治理的手段。以下我們結合電煤價格與歷次電價調整詳細分析(受圖表尺寸限制，圖中只標注了全國范圍內上網電價和銷售電價的調整情況)

第一階段(2008-2011)

煤炭企業占據絕對優勢

2008年：經濟高速發展電煤等大宗商品價格暴漲，煤電矛盾大爆發，火電出現了歷史上第一次全行業虧損;當年銷售電價及上網電價分別上調一次。

2009年：煤炭價格受金融危機影響從高位下滑，但是受四萬億經濟刺激計劃影響價格仍處于高位。出現曠日持久的“煤電頂牛”事件，煤電企業開始大舉收購煤礦，降低燃料采購成本，當年銷售電價上調一次。

2010-2011年：全國出現局部“電荒”和火電停機檢修并存現象，煤企紛紛通過收購兼并進入電力行業。

第二階段(2008-2015)

發電企業占據絕對優勢

2013年：下調電價0.6-2.2分/千瓦時，以解決可再能源基金不足，彌補脫硝、除塵成本不足;

2014年：為疏導脫硝、除塵、超低排放等環保電價的結構性矛盾，下調電價0.93分/千瓦時。

2015年4月8日，國務院決定，為降低企業成本、穩定市場預期、促進經濟增長、調整產業結構，下調電價2分/千瓦時，工商業用電價格下調電價1.8分/千瓦時。

2015年12月，煤炭價格回落至2005年時價格水平，煤電企業利潤水平創歷史最高水平，國務院為工商業企業減負、反映大幅下跌的煤炭價格、支持可再生能源發展和產業結構調整及超低排放，全國燃煤發電上網電價平均下調約3分/千瓦時，一般工商業銷售電價下調約3分/千瓦時。

新版煤電聯動機制

緊隨電價下調文件下發的《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》，體現了電力體制改革下電價“雙軌制”運行的過度配套文件。通知中明確以市場化改革為思路，對于沒有參與電力市場交易、由省級及省級以上統一調度的燃煤機組上網電量，繼續實行標桿上網電價政策和煤電價格聯動機制。

隨著電力交易市場的建立，競爭性環節電力競爭逐步放開，今后終端電價將會更加順暢的反映發電側成本變動。煤碳企業、煤電企業以及終端用戶間利潤變動將更加平穩，抑制企業不合理投資沖動，避免企業投資和利潤大起大落的情況產生。

為更好理解2016版煤電聯動機制的變化的原因和具體調價原則，我們簡略的對之前執行的每單聯動機制進行簡要回顧：

2004版煤電聯動機制

以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期，若周期內平均煤價較前一個周期變化幅度達到或超過5%，便將相應調整電價。

2012版煤電聯動機制

如果按期執行，電力企業可以每年調整一次上網電價，承擔煤價波動的風險也相應減少。電力企業消納煤價波動的比例由30%調整到10%，相當于電力企業承擔煤價波動的責任更少，由其他主體承擔的比例由70%升至90%。

2016版煤電聯動機制

新聯動機制調價基準：聯動機制電價調整的依據是中國電煤價格指數，該指數由指數以各省監測的發電企業電煤到廠價為主，并吸收環渤海動力煤價格指數等影響力較大的市場監測數據形成，目前該指數由國家發展改革委價格監測中心編制發布。

2014年平均電煤價格為基準煤價，原則上以與2014年電煤價格對應的上網電價為基準電價。此后實施煤電價格聯動時，電煤價格和上網電價分別與基準煤價、基準電價相比較計算。

新聯動機制具體調整方式：煤電價格實行區間聯動，周期內電煤價格與基準煤價相比波動每噸30元為啟動點，每噸150元為熔斷點。

1)當煤價波動小于每噸30元或大于每噸150元時，成本變化由發電企業自行消納，不啟動聯動機制。

2)煤價波動在每噸30元至150元之間的部分，實施分檔累退聯動，即煤炭價格波動幅度越大，聯動的比例系數越小。

當煤價波動觸及調價區間時，工商業用電價格相應調整，調整水平按燃煤機組上網電量、可再生能源等其他電源上網電量、外送外購電量情況以及節能環保電價等因素確定。居民生活、農業生產用電價格保持相對穩定。

按此測算后的上網電價調整水平不足每千瓦時0.2分錢的，當年不實施聯動機制，調價金額并入下一周期累計計算。

根據銷售電價與上網電價調整計算公式，發改委預留了統一電價政策影響因子，該因子由發改委根據跨省跨區交易電量價格協商情況、推進銷售電價改革、推動節能環保、促進煤炭行業可持續發展以及有序疏導突出電價矛盾等需要統一明確。

2016版煤電聯動機制是為滿足電力交易市場形成前“雙軌制”階段電價調整的過渡政策，體現了各省電源結構、跨省交易、電量消費結構等因素變化對價格的影響。

供給側改革難題

此次調價開啟了新版煤電聯動機制、電力體制改革后的電價調整序幕，除繼續對高耗能行業、產能嚴重過剩行業實施差別電價、懲罰性電價和階梯電價政策之外，降價空間部分用于超低排放改造，并設立工業企業結構調整專項資金，支持地方在淘汰煤炭、鋼鐵行業落后產能中安置下崗失業人員等。

電力和煤炭這兩個緊密相關的行業，在過去的十幾年中卻始終保持著極不均衡的利益對壘關系。當一個行業可以輕易獲得超額收益，那么任何管制、機制設計都很難阻止資本涌入該領域，煤炭行業就是最典型的例子。煤價暴漲造就了財富暴增的煤老板，而產業深陷困境時卻留下的是過剩產能和無處分流的煤炭工人。

如何在經濟綠色低碳發展的同時使電力和煤炭行業均衡發展，實現全社會效用最大，成為了政府推動供給側改革時的一道難題。