年关将至 火电厂却在苦苦挣扎：盘点煤和电的那些爱恨情仇

2016年12月起，长协价有了较明确的制定机制，且履约率较高。大型煤炭企业将长协价分为年度长协价和月度长协价，其中年度长协价每月变化，即在535元/吨基准价的基础上根据上月的煤炭价格指数进行调整，而月度长协价直接在现货价基础上下调一定幅度，下调幅度随行情变化，多为10~20元/吨

2016年12月起，按照发改委的规定，以535元/吨为基准价，煤电企业按照定价机制沟通协商确定每月的长协价。从神华集团、中煤集团等中央企业长协价执行情况来看，长协价分为年度长协价和月度长协价，具体来看：

1、年度长协价：每月变化，即在535元/吨基准价的基础上根据上个月的煤炭价格指数进行调整，具体公式为：年度长协价格=535*50%+上个月月底的煤炭价格指数*50%。其中上个月的煤炭价格指数，多为两个价格指数的平均值，但各家煤炭企业选取的参照指数略有不同，如神华选取的为环渤海动力煤价格指数和CCTD秦皇岛煤炭价格，而潞安集团采用环渤海动力煤指数和太原煤炭交易中心指数，陕煤化集团采用环渤海动力煤指数和陕西煤炭价格指数。

2、月度长协价：直接在现货价基础上下调一定幅度，具体下调幅度随行情变化，多为10~20元/吨；在供给严重不足时，甚至与现货价相同（此时长协优势在于至少能保证一定的煤炭供给）。

根据汾渭能源统计，目前煤电交易中，年度长协约占35%的份额，月度长协约占40%的份额，现货约占25%的份额。2017年以来，年度长协价（选取环渤海价格指数和CCTD价格指数为参照指数）、月度长协价、现货价（以秦皇岛港山西产5500大卡动力末煤平仓价为例）以及两大价格指数的走势如下图：

本次政策层面极大推进长协合同的签订并统一长协价的制定规则，主要为抑制煤炭价格的过快上涨，减轻下游电力行业的成本控制压力（以及促进市场供需平衡和行业健康协调发展）。2017年以来，发改委对煤炭企业履约率提出严格的要求，目前国内煤炭企业对长协合同的整体履约情况较好，基本达到发改委要求的长协合同量季度履约率在80%以上，半年度履约率在90%以上。

从实际效果来看，长协价对稳定现货价格（指长协合同以外的销量的价格）作用有限，现货价格的高低仍主要取决于供需及其他市场化因素；但长协价对抑制市场平均煤价的上涨起到一定的作用，煤炭采购量中长协合同占比较高的电厂也将从中受益。在市场价格严重偏离政策意图时，发改委可以通过行政手段控制月度长协价，那么市场上将有约75%（年度长协+月度长协）的煤炭交易受到价格管制，对于短期内市场平均煤价的上涨起到一定平抑作用。

2. 煤与电的联姻——电厂自营煤炭

煤炭是上游行业，电力为紧密的下游行业，我国约45%的煤炭用于发电。煤炭是决定燃煤发电成本的关键因素，一般占50%~70%。长期以来，煤电双方博弈一直没有停止过，市场主动权在轮回中转换，每次煤电矛盾都需要政府协调解决。

在煤炭价格持续上涨阶段，国家实施“煤电联动”政策，减轻电力企业的发电成本压力；而煤炭价格持续下滑时，地方政府或电力企业实施“煤电互保”政策，减轻煤炭企业的经营压力。煤电联营可使煤矿和电厂成为利益共同体，可以有效化解煤电矛盾。

正因为煤电之间的天然关系，也由于煤价不断攀升与“计划电”电价的管控，促使电力企业积极开发煤炭业务。2004年开始，电力企业在国家政策鼓励下纷纷开始经营煤炭行业。以五大发电企业为主的电力企业积极收购现有煤矿和开发新煤矿，煤炭开发与生产得到快速发展，煤炭年总产量从2009年的1.3亿吨提高到2014年的2.7亿吨。

2012年以来，五大电力企业的煤炭板块开始由盈利转为亏损。为了减少亏损，五大电力企业积极对煤炭板块进行“瘦身”，加快退出条件差、效益差的煤矿；同时加快推进煤电一体化，发挥煤电联营优势。煤炭企业为了用售电利润弥补售煤亏损，继续推进煤电联营，但是由于煤电也已开始出现过剩苗头，煤炭企业因资金问题无力大规模发展煤电联营，煤电联营进入平稳发展阶段。

到了2 018年9月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于深入推进煤电联营促进产业升级的补充通知》，促进煤电联营落地。其中明确，鼓励发展多种形式的煤电联营，同等条件下优先支持煤炭和发电企业相互持股比例超过30%的项目。优先释放煤电联营企业的优质产能。

目前，我国煤电联营主要有6种模式，分别为煤电一体化运行模式、煤炭企业办电厂模式、电力企业办煤矿模式、煤炭企业参股电厂模式、电力企业参股煤矿模式和煤炭电力企业互相参股模式。

毋庸置疑，煤电联营可以降低煤炭企业和电力企业各自的风险，实现两者之间的互保。对于电力企业来说，可以更好地抵抗市场风险，获得比较稳定的煤炭供应；而对于煤炭企业来说，此举同样可以获得可靠的煤炭销路。

尴尬的煤电联营

但是在执行过程中，煤电联动却存在联动不及时和联动幅度不到位等问题，在煤价高企时电力企业时时陷入亏损困境。资料显示，2008-2011年，彼时的五大发电集团火电业务分别实现利润总额-400亿元、-63亿元、-137亿元、-312亿元，直到2012年煤炭价格下行，其火电业务才开始实现盈利。

2004年的煤电联动政策中，煤价涨幅的70%由电价来补偿，其余30%由发电企业通过降低成本来承担的规定也引起较大的争议，有分析认为这对电力企业降低成本、提高效率要求过高。在上述2012年底下发的《意见》中，对此做出了调整，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%。

但是出于经济及社会影响的考量，煤电联动机制一直无法真正落实。2007年底，在谈及煤电价格联动话题时，国家发展和改革委员会价格司司长曹长庆曾指出：“电价的调整既要考虑煤炭成本上升的影响，也要考虑电力企业消化煤炭涨价的能力，还要考虑电力企业的发展等因素。另外，我们还要考虑整个工业企业的承受能力，居民家庭的承受能力，对价格总水平的影响等。”

3. 煤电套保

动力煤套期保值简单地说就是，现货市场上买进或卖出一定数量动力煤的同时，在期货市场上卖出或买进数量相等、方向相反的动力煤期货合约，以一个市场的盈利弥补另一个市场的亏损，达到规避价格波动的目的。

近两年来，随着供给侧结构性改革深入推进，煤电企业在积极配合去产能政策的同时，也在努力调整思路，主动进行创新，不断打造自身的核心竞争力。在经营思路创新上，金融衍生品工具为煤电行业的发展带来了积极的变化。

华东某大型电厂期货部门负责人谈及近几年在期货市场上套保的经验时说：“大型电厂参与期货套保具备体量大、接货能力强和资金充裕的优势。如果将套保作为一种电厂的采购渠道，那么就是帮助企业完成发电利润目标的一种安全保障。这项工作的关键是企业领导对套保的认可与支持，需要在期现一盘棋的角度下考虑。”

据悉，该企业每年将电煤采购总量的20%设为上限，开展套保。当期货多单赚钱时，说明煤价在上涨，意味着现货面临更多的亏损，不值得庆祝；当期货多单亏钱时，说明煤价在下跌，意味着现货采购成本下降，有更多的盈利，反倒值得高兴。带着这种先进的理念和务实的套保态度，当期货价格低于购买目标线后，他们即在20%的总量控制下买入套保。华东另外一家电厂则在日常工作中将动力煤买入套保看作是库存管理的一部分，即通过线上（期货）和线下（现货）的结合，灵活运用这种类似云采购的方式进行库存的科学管理。

不过就套保而言，国内企业还处在初级阶段。相比之下，欧洲著名能源企业RWE的套保之道值得学习借鉴。

从财报看德国电力RWE如何玩转套期保值

德国莱茵集团(RWE)成立于1898年，拥有能源、采矿及原材料、石油化工、环境服务、机械、电信和土木工程7个分部。为德国最大的能源供应商和国际先进的基础设施服务商。莱茵集团的构想是追求多元化公用事业，提出了欧洲能源市场的全新服务概念。莱茵集团是德国四大电力公司之一，在全球范围内拥有2000万客户甚至更多，是德国同时经营煤炭与核能基础设施的公司之一。

首先来看一下下面这张信息量很大的图，涵盖了RWE所有的套保头寸甚至套保均价：

1）套保年限

RWE的煤炭和核电部门的套保头寸从2017年一直套到2020年。相比之下，国内最多只能套一年，而且黑色化工等还只能套159，而且除了主力合约，远月合约流动性也堪忧，如果量大远月还不是你想套就能套上）。

没错，老外就是今年到三年后的头寸都做套保，而且告诉你总共多少量要保，现在保了多少比例了（2017，2018和2019年都保值了超过90%的计划，2020年超过70%）。但隔得近的年份多套些，隔得远的年份少套些，随着时间的推进，慢慢的移仓，慢慢的加大较远年份的套保比例直到完成总计划套保的比例，也起到了平滑套保成本的效果。

2）直接和间接套保

上图深蓝色的柱子代表直接套保，表示电力就用电力期货或掉期来保值；浅蓝色的柱子代表间接套保，表明电力可能用发电的原料-煤炭按照生产比例或热值守恒来套保。间接套保有一定的基差风险，所以比例较小，但有时候可能有流动性方面的考虑，间接套保效果更好。

3）价差套保（下半张图）

对于电厂来说就是原料端买入煤炭或者天然气的同时在成品端卖出电力，对应钢厂就是买矿石焦炭卖出钢材。但国内就要一条腿一条腿自己凑。

由此可见，在玩转套保的道路上，国内的电企和国际先进水平相比，还有着相当大的差距，远非一日之功。

4博弈终非长远，双赢才是追求

煤电博弈不应是你赢我输的零和博弈，“双赢”才是最佳选择。而从目前来看，矛盾的主要方面还在发电企业这一头——市场煤，计划电的结构性矛盾并未根本改变。

为了达到这种双赢，近年来，在电价改革方面的政策可谓不遗余力。近三年来，输配电价改革的顶层设计涵盖了跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网等输配电各个环节、全部领域，初步建立了电网企业激励约束机制。

但相比而言，发电企业的市场意识还有待提高、改革意识更要加强。唯有通过电力改革的方式，顺势而为，提高自己的竞争力和盈利能力，才能求生存谋发展。否则优胜劣汰，大浪淘沙，撑不住的电企就得出局。

总而言之，电价市场化是大势所趋。但是，在当前市场不够成熟、规则尚不健全、电力交易市场还未建立的情况下，放开上网电价可能导致价格非正常波动，影响电力系统安全运行，不利于经济社会发展。

因此，应该结合当前实际情况，通过分步骤、分阶段、按次序，采取两部制、市场电价试点和建立完全交易市场等途径，逐步增加电力用户和发电企业的选择权，一步步提高电力市场化程度，最终使电力企业不再因煤炭价格的大幅波动而陷入困境。

参考文章：

1. 用历史推演未来，动力煤的下行之路如何走？易芳，2018

2. 度电成本——如何测算火电厂的发电成本？北极星电力网，2017

3. 简述“上网电价（标杆电价）”的前世今生：北极星电力网，2018

4. 追本溯源，从寻煤炭定价机制、先行指标到形形色色的煤价，中债资信，2017

5. 煤电联营：市场经济40年，煤炭价格还是双轨制？改！能源杂志，2018

6. 市值风云——40张图表详细解读煤炭行业周期拐点：常山，2018

7. 世界电力报告&中国电力报告：2018

8. 缘何2018年煤炭市场“旺季不旺、淡季不淡”？谭亚敏，2018

9. 动力煤——漫漫熊途何时休，振翅破茧看需求：东海期货，2018

10. 从财报看德国电力RWE如何玩转套期保值，老马识途，2017

11. 煤电博弈何时才能双赢？证券时报，2018

12. 中国上网电价机制改革研究：胡军峰、南珂，2018