深度报告丨火电行业2018年度展望：煤电联动能否解火电燃“煤”之急？-第2页-北极星火力发电网

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第一版煤电联动机制是以2004年5月底的电煤车板价为基础，原则上以不少于6个月为一个周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，则相应调整电价。第一版煤电联动的标准为煤价涨幅的70%，另外30%的涨幅由电力企业消化。而第二版煤电联动实施周期由最初的半年调整为以年度为周期，当电煤价格波动幅度超过5%时，调整相应上网电价;此外企业承担价格波动的比例由30%降低为10%。第三版煤电联动则充分考虑到不同省份间煤电生产成本的巨大差别，引入分省的电煤价格指数作为各省调价的依据。同时相关计算公式与数据来源予以公开，其从理论和实践上均有所完善，更具有可操作性。

从历年电价调整和煤电联动政策历史来看，从2004年至今我国燃煤机组上网电价共计调整14次，其中九次上调五次下调，全国性上调平均电价最高为2.6分/千瓦时，下调幅度最大为-3分/千瓦时。整体上看当煤电上网电价调整时，非居民用电销售电价一般也会做同向调整，调整幅度往往与上网电价变动、当期经济形势等相关。唯一较为特殊的是2017年7月电价调整情况。此次电价调整空间来源于取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金、国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，同时结合向上下游释放输配电改革红利的情况，首次实现在上调燃煤标杆电价的同时降低销售电价。

结合历史上六次煤电联动情况及动力煤价格变化情况来看，煤电联动政策存在一定的滞后性。在2006年6月至2008年6月间，动力煤价格快速上行而相关电价调整政策却迟迟未能出台。2010年后动力煤价格仍存在较大的震荡，但之后煤电联动机制并没有明确启动，相关电价调整更多是源于政府机关的行政计划调整，煤电联动的市场化属性并没有得到较好的体现。从图2和图3可以看到，当前动力煤价格与2008年一季度较为相似，而平均电价略高。但从销售净利率这一财务指标来看，当前CS火电销售净利率仅为4.76%，与2008年一季度的3.56%相差不大。除去2008年下半年的极端情况，此数据已经属于火电板块历史较低水平。从行业健康发展角度结合火电行业历史数据，我们认为火电板块保持10%左右的稳定净利润率是较为合理的水平。

由于煤电联动计算参照年份是2014年，我们进一步将当前电价和煤价与2014年做对比。从近期六大电网火电平均上网电价来看，虽然经历了7月份调价后各电网火电上网电价有所上涨，但同2014年9月份的水平比还有较大差距。其中华中电网差值最大，达4.5分/千瓦时;西北电网差值最小，仅为2.3分/千瓦时，其他地区差值约在2.5分/千瓦时到4分/千瓦时之间。从煤炭成本角度去分析，2014年全年环渤海5500大卡动力煤均价为522.33元/吨，全国平均电煤价格指数为444.44元/吨。而2107年10月11日秦皇岛5500大卡动力煤价格为585元/吨，7月全国电煤价格指数为493.26元/吨，全年电煤价格指数大概率在500元/吨以上。当前煤价水平已经显著高于2014年，但电价却出现严重倒挂，于情于理，上调电价势在必行。