盈亏临界｜煤电价格中枢与煤电行业“跷跷板”效应的研究

价格指数选取方面，动力煤均价选取中国煤炭运销协会发布的CCTD秦皇岛动力煤(Q5,500)的综合交易价格，选取该价格指数主要考虑到煤炭运费和长协合同两方面因素。煤炭运费上，煤炭运输主要包括陆运(公路和铁路)及水运，其中陆运成本比重较大，目前我国煤炭从不同产煤地到消费地，以运量为权重加权平均计算后的陆运运费约为150~250元/吨，而水运最长航线秦皇岛至广州5~6万吨船舶平均运价不超过50元/吨，该价格指数作为港口价格指数已经包含陆运运费，这样可以消除煤炭价格成本中比重最大，却最为繁杂的陆运成本影响。煤炭长协合同上，电力企业煤炭采购长协合同比重约占六成以上，目前我国主要港口零散现货交易报价较长协交易报价约高出50元/吨左右，该价格指数统计的价格口径包括零散现货交易、大宗现货交易和长协交易，故可以抵消前述煤炭运费中，未包含的水运运费影响。

表5 近年煤炭均价对E公司的盈利情况的影响(单位：元/吨、%)

资料来源：Wind，联合评级测算。

以上测算显示，2016年煤炭均价为472.98元/吨，E公司毛利率和净利率分别为30.56%和18.20%，处于较高水平;2017年，煤炭均价突破600元/吨，E公司毛利率已跌至较低水平，净利率仅为2.89%;2018年以来，煤炭均价在高位小幅回落，E公司的盈利指标虽小幅提升，但整体经营情况较差。如果未来煤炭价格继续走高，E公司可能出现亏损情况

(2)E公司盈亏临界点的动力煤均价

在煤电跷跷板模型中，动力煤均价Pc、电力销售价格Pe、毛利率Rg和净利率Rn可互换为输入值和输出值。

在2017年的电力销售价格下，假设当E公司净利率Rn=0时，为E公司的盈亏临界点，测算此时E公司所能承受的动力煤均价。

表6 E公司盈亏临界点所能承受的煤炭价格(单位：%、元/吨)

资料来源：联合评级测算

经煤电跷跷板模型测算得出，当动力煤均价维持在638.29元/吨以下时，E公司尚能维持盈利;反之，当动力煤均价突破638.29元/吨时，E公司将出现亏损。此外，考虑到关于动力煤价格、费用控制能力，规模优势以及业务外部环境等因素，相关样本企业及E公司均具备优势条件，因此当国内动力煤均价突破638.29元/吨后，我国部分火力发电企业实际已出现较大程度亏损。

4.模型拓展

煤炭价格是电力企业盈利水平上游供给方面的主要影响因素，故煤电跷跷板模型主要应用于讨论煤炭价格波动对电力企业盈利水平的影响。同时，联合评级也该关注到，电力企业盈利水平的下游主要因素为电力销售价格，当锁定动力煤均价Pc和净利率Rn，可以来观察电力销售价格Pe价格对电力企业盈利水平的影响。

表7 近年来煤炭价格波动时E公司所能承受的电力价格(单位：元/吨、%、元/千瓦时)

资料来源：Wind，联合评级测算。

经煤电跷跷板模型测算，在2016年、2017年和2018年1~11月的动力煤均价下，E公司在盈亏临界点所能承受的电力销售价格分别为0.27539元/千瓦时、0.35638元/千瓦时和0.34409元/千瓦时，即相应期间内，在现有电网收费体系下，如果电力管理部门将电力销售价格继续下调，E公司将出现亏损情况。

到这里，联合评级通过构建“煤电跷跷板模型”，简单模拟出煤炭价格与电力行业经营情况的直接关联关系。针对该模型，联合评级首先验证了近年来不同煤炭价格下，电力企业的经营情况;随后测算了在电力企业在盈亏临界条件下，电力企业所能承受的煤炭价格;最后对模型进行拓展，讨论了近年来不同煤炭价格下，所能承受的电力销售价格。

四、关于煤电行业“跷跷板”效应的几点建议和启发1.对煤炭和电力行业的几点建议

作为电力企业上游供给中影响生产成本最大的因素之一，随市场行情波动煤炭价格波动可以直接影响电力企业的盈利情况，而电力企业主要销售产品的电力价格会受到政策控制。2018年年初，国内煤炭库存紧张、煤价高企，为缓解经营压力，四大电力集团[1]联名向国家发改委提交《关于当前电煤保供形势严峻的紧急报告》称，2017年以来综合煤价大部分时间位于600元/吨以上的红色区域，希望国家发改委能够加强部际协调，安排煤炭企业保障供应，建议发挥进口煤的补充作用;并恳请尽快调控煤价回归到绿色区间，同时协调部分铁路局的煤炭运费涨价行为;随后，国家发改委、交通运输部和铁路总公司已经采取了相关措施。2018年11月29日，国家发改委印发《关于做好2019年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》，鼓励企业多签中长期合同，要求2019年度煤炭中长期合同定价机制继续参照“基准价+浮动价”定价机制，下水煤基准价仍按不高于2018年度水平(535元/吨)执行;季度、月度长协以及外购煤长协定价机制，要求原则上保持在绿色区间以内(500~570元/吨)，不超过黄色区间上限(600元/吨)。

国家有关部门就稳定煤炭和电力企业的稳定经营不断努力和探索。

(1)稳定煤炭供给

2017年12月，国家发改委印发了《关于建立健全煤炭最低库存和最高库存制度的指导意见》及考核办法，具体的实施时间为2018年至2022年，对煤炭和电力企业的最高库存和最低库存标准都做了规定，并明确了考核监督机制，对于考核不达标的企业，将给予相应的惩罚。

近年来，国家发改委围绕建立煤炭储备制度和提高库存水平陆续出台了一系列管理办法和规定，意在保证煤炭供应，防止煤价大起大落，是一种稳定煤价的长效机制。但也有部分业内人士认为，由于目前部分电力企业的库存不符合要求，煤炭库存制度的实施将促使其在年底前集中补库存，这在短期内将支撑动力煤价格继续走高。

但应该注意到，煤炭库存制度执行情况，还需要进一步观察，有关部门的初衷为抑制煤价而非助涨煤价。明确的考核及奖惩机制在一定程度上将有助于该制度的有效落地，库存管理制度的核心是鼓励企业逆供需周期调节库存水平，同时稳定煤炭企业的业绩预期，核心目标为稳定煤价，有关部门未来扔将继续围绕这一目标进行探索和改革。

(2)改革电力销售模式

由于我国电力市场交易机制缺失，导致煤电行业内出现了资源利用效率不高和金融市场化定价机制未完全形成等问题，这些还需要通过全面深化改革来解决。电改之前，电网企业作为电力市场唯一的电力运行销售主体，逐步形成了绝对垄断地位，购售差价成为电网企业收益的主要来源之一。然而，在过去按照计划方式分配发电量和发电小时的格局下，先进机组难以充分发挥竞争优势;同时发电侧上网标杆电价的固定性也几乎锁定了电力行业企业的盈利水平。面对快速增长如煤炭价格，电力企业在当前的产业链中较为被动。

随着电改的推进，2018年市场化交易电量预计达到1.4万亿千瓦时，打破省间壁垒，将促进能源资源大范围优化配置。可以通过开放售电端，允许一部分社会资本参与电力市场交易。为避免重复建设等问题，相关部门明确规定在一个配电区域内，只能有一家售电公司拥有该配电网运营权供配电服务义务，规范了市场化交易电量竞争。通过市场化的竞争给行业内先进机组更好的发展的机会，优胜劣汰，倒逼企业积极进行改造升级，提高产能利用水平。

当前，我国电力市场化建设尚处在起步阶段，如刚开始放开发电、售电环节，同时调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立。电力行业的困境与电力体制改革尚未到位、煤电关系尚未理顺以及电网建设滞后等因素有关。未来电力企业需要顺应电改趋势，加大清洁高效能源发展力度，同时提升整个电网的调节灵活性。

(3)煤电联营

煤电虽是唇齿相依的关系，但是煤炭和电力企业的在经营业绩面前却总是水火不容。基于国家“十三五”改革背景和解决煤电产能过剩、布局结构不合理的需要，2017年下半年，作为五大电力集团之一的中国国电集团有限公司，与全球最大的煤炭供应商神华集团有限责任公司重组为国家能源投资集团有限责任公司。

本次重组，针对“计划电”与“市场煤”的体制矛盾，打破了煤电界限，构建了煤电产业链，形成了煤电综合能源集团的新格局。煤电联营通过煤电一体的协同效应，实现风险的内部消化，或许能够为舒缓彼此矛盾提供一个不错的尝试和选择。

总体看，目前我国相关政策总基调为保障煤企和电企的稳定发展，尝试通过围绕稳定煤价、推进电力市场化建设和煤电联营等一系列措施，为煤炭和电力行业带来新的机遇。在政策继续推进的同时，煤炭和电力企业的管理者，也应该积极采取调整经营管理、优化产能和发展大客户签订长单和拓展海外市场等方式，以保障企业自身稳定经营。

2.对信用评级的几点启发

煤炭价格持续高位震荡会直接影响电力企业的经营情况。但评价电力企业的信用水平，煤炭价格只是影响企业内部经营的众多因素之一，考量内容除了企业内部经营因素，还应包括外部环境和其他非经济因素。

企业内部经营因素方面，首先，煤炭价格是影响火电企业偿债能力的最直接因素之一。然后，行业发展上，虽然我国电力仍以火力发电为主，但国家对全国发电设备总装机容量控制、电源结构向清洁能源调整和环保等因素，共同制约电力行业增长空间。其次，我国固定资产投资[2]结构中，电力热力、燃气及水的投资比重有所下降，间接体现了电力行业的下游需求增速有所放缓。再次，需求端上，化工、建材、钢铁和有色四大高耗能行业发展，成为电力行业工业用电最主要影响因素，同时天气变化对居民生活用电也有一定影响。最后，产能质量上，拥有较低热值煤发电设备装机、较低供电煤耗、较高设备利用小时数的高效率发电的企业，能更好的应对风险。

外部环境因素方面，电力行业经营状况和融资环境决定了其整体获得外部资金支持的能力。行业经营状况上，政策规划收紧和宏观经济增速放缓会降低电力行业景气度;传导到融资环境上，债券市场违约事件增多，资本对电力行业持谨慎度提高，电力企业在债券市场融资的便利性降低，企业外部融资可能需要在融资规模、成本和期限上做出让步，流动性控制能力较弱的企业可能会发生信用风险。

其他非经济因素方面，电力行业的公用服务属性导致非经济因素成为引发企业信用风险的重要因素之一。电力体制改革通过输配电电价改革来放开售电端，短期内市场化竞争可能使电价继续下行，部分企业信用风险或将继续暴露;但长远上看，竞争的结果是电力体制的优化，最终留存的企业通常具有较强的抗风险能力。

总体看，煤炭价格波动会直接影响电力企业经营情况，但评价电力企业信用水平的考量因素还有很多。电力行业中排名靠前的企业整体在资产规模、收入规模、财务健康程度、装机规模、电源多样性，煤炭长协执行率、设备技术、发电利用小时数、供电煤耗、基础售电量、销售渠道及半径、产业链、股东支持、直接和间接融资渠道方面都具有较强优势，能够平抑煤炭价格波动，化解不同的信用风险，保障企业偿债能力。煤炭价格高位震荡时，信用评级机构固然应该加强对电力企业的关注，但或许也应从以上几点考量其面临的信用风险，综合判断其偿债能力，以最终评价电力企业的信用安全程度。

[1] 一类口岸指由国务院批准开放的口岸(包括中央管理的口岸和由省、自治区、直辖市管理的部分口岸)，二类口岸指由省级人民政府批准开放并管理的口岸。

[2] 除特殊说明外，下文所讨论的电力企业均指火力发电企业。

[3] 火电行业样本企业详见表3。

[4] 四大电力集团为中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司和国家电力投资集团有限公司。

[5] 固定资产投资主要分电力热力、燃气及水，交运仓储与邮政以及水利环境，以及公共设施三大类。

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