电，煤供需矛盾！如何均衡

核心观点

1.  在电价、煤价均实行“基准+浮动”定价机制的情况下，电和煤之间供需矛盾能够更多的通过市场解决。提升电价的浮动空间，有利于增强电力的商品属性。电价上涨将推动煤价中枢上移。

2.  根据煤电平衡测算结果，在电价为基准价、上浮10%、上浮20%三种情形下，为保证煤电企业不停产，港口电煤价格不得超过1000、1100、1200元/吨。若要电厂能够健康经营，则港口电煤价格中枢需分别维持在750、900、1000元/吨。

3.  在长协煤没有达到供需平衡之前，市场煤很难有大幅的回调。当长协煤价格超过1200元/吨时，电厂将达到停止营业点，进而减少电力生产，电煤需求下降。此时长协煤达到平衡，随后市场煤才会逐步向中枢回归。

若电价上涨0.1元/度，全社会的用电成本将增加6300亿元，占GDP的0.6%；分行业来看，铝、电石和硅铁的成本所受冲击最大，成本上升幅度分别为5.87%、6.07%和4.82%。

10月8日，李克强总理主持召开国务院常务会议。会议指出，要进一步部署做好今冬明春电力和煤炭等供应，保障群众基本生活和经济平稳运行。加强分类调节，对高耗能行业由市场交易形成价格，不受上浮20%限制。鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠。要改革完善煤电价格市场化形成机制，推动燃煤发电电量全部进入电力市场。在稳定居民、农业、公益性事业电价前提下，将市场交易电价上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%。

随后，10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，对国常会的要求做了进一步细化。具体内容如下所示：

1.有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准；

2.扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制；

3.推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价；

4.保持居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。

此次上调电价上浮空间是自2019年确立电价“基准价+上下浮动”机制以来对电价定价机制的一次重大调整，对电和煤两个行业均会产生重要影响。接下来本文分别从电和煤的定价机制以及电煤平衡两个方面来对当下的电煤产业进行梳理。

一、电价与煤价定价机制的历史演变路径

本文接下来复盘历史上电价和煤价的定价机制及其变迁，只有理顺煤电二者之间的关系，才能全面认识二者当下关系的现状以及未来的发展趋势。

1.  电价定价机制及其变迁

从我国电价定价机制的发展历程来看，大致可以分成四个阶段：计划管理阶段（1949-1985年）、电价政策改革和调整阶段（1985-2002年）、电力市场化改革过渡阶段（2002-2015年）和全面深化电力改革阶段（2015年至今）。其中，2005-2019年以煤电联动的形式来定价，2020年开始执行“基准价+上下浮动”的机制定价。本文主要介绍煤电联动和基准价+上下浮动这两种定价机制。

煤电联动定价机制自2005到2019年持续了15年，在这其中经历了两次大的改动，2012年将煤电联动周期由半年调为1年，同时将电力企业消化煤价上涨的幅度由30%调为10%；2015年对电价测算公式重新进行了规定。2018年和2019年的政府工作报告中均明确要求要将一般工商业的用电电价降低10%以上，因此在此期间即使煤价上涨电价也不能相应调高，使得煤电联动机制名存实亡。“基准价+上下浮动”的市场化定价机制开始浮出水面。

2019年9月26日的国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化定价机制。同年10月21日，国家发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，宣布，我国不再实行固定的煤电标杆上网电价制度，改为“基准+上下浮动”制度。从2020年开始，每个省市自治区的基准价等于原来的煤电标杆，上浮不超过10%，或下浮不超过15%。2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。所以，理论上从2021年“基准价+上下浮动”的定价机制才开始全面实施。2021年10月8日国常会将浮动上下限调整为20%，电价市场化改革进一步推进。

煤电联动机制在特定的经济发展阶段发挥了其特有的作用，保障了经济发展所必须的电力需求，降低了下游制造业的用电成本。但煤电联动机制下的电价仅能反映供给端发电厂的成本，不能反映需求端的变化。另外，随着新能源发电占比逐步上升，电网消纳成本无法通过电价体现出来，抑制了电力系统的升级和发展。“基准价+上下浮动”机制很好的中和了市场化和计划的优点，一方面，通过上下浮动可以在一定程度上反映供需变化，另一方面又防止了价格波动过大影响社会用电成本大幅变化。

表1.电价定价机制的发展历程

数据来源：政策网站、信达期货研发中心

2. 煤价定价机制及其变迁

根据我国煤炭价格发展历史，可以将煤炭价格形成机制划分为四个阶段，即1953-1984年的完全计划经济定价阶段、1985-2012 年的价格双轨制阶段、2013-2016年的完全市场化阶段和2017年至今的“基准价+浮动价”的中长协与市场价并行的价格双轨制阶段。下表展示了我国自2013年以来的煤价定价机制的重要政策。

表2. 煤价定价机制的发展历程

数据来源：发改委官网、信达期货研发中心

表3. 年度长协定价算法

注：BPSI、CCTD、CECI分别表示环渤海煤炭价格指数、CCTD秦皇岛港煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格指数。

图1. 市场煤与长协煤价格对比

数据来源：wind、信达期货研发中心

长协价与市场价并行的双轨制在一定程度上减少了电厂的采购成本，避免煤价导致电厂成本大幅波动从而影响火电行业的正常运营。但随着市场上长协煤合同占比逐步提升，当煤炭供给偏紧的时候市场煤的供给就会被压缩，作为边际量的市场煤价格波动就会放大。环渤海动力煤指数主要以长协合同交易为样本，大致可以反映大型煤企长协煤的销售价格。本文取其为长协价，与秦皇岛动力煤市场价进行比较。由上图可以发现，2017年之后市场煤与长协煤之间的价差开始扩大，而且市场煤的价格波动幅度大幅上升。

3. 电与煤定价机制之间的联系

我们可以看到，煤价的定价机制和电价的定价机制自2020年之后趋于同步，采取的都是“基准+浮动”的形式。如此一来，二者的价格可以在一定区间内相互影响，上下游之间的传导机制也更为通畅。预期后续煤电之间的矛盾将更多的通过市场化手段加以消化，行政调控的目标也会变为供需而非价格。因此，后续煤和电之间供需关系的联系将更加紧密。

在市场煤和计划电的时代，由于电价主要受政府部门管控，商品属性较弱，对供需不够敏感。所以当煤炭价格上涨时，电价往往不能相应上涨，下游需求也就不会受到抑制。如此一来，火电厂的利润被侵蚀，电力的供给被动下降。

二、煤电平衡测算

图2. 各省火电发电量占比情况

数据来源：wind、信达期货研发中心

从上图可以看出全国火电产量前十的省份分别是山东、内蒙古、江苏、广东、新疆、山西、河北、安徽、河南、浙江，它们的火电发电量合计占比达到65%，通过考察这些省份的煤电平衡大致可以反映全国的情况。根据微观经济学中企业的供给理论，一个企业的供给曲线上有两个重要的节点，一个是收支相抵点，一个是停止营业点。其中收支相抵点对应的情况是收入等于固定成本加可变成本，此时企业虽然没有超额利润，但能够实现其正常利润。

停止营业点对应的情况是收入等于可变成本，此时企业生产与不生产面对的境况一样，若企业的收入低于可变成本，那么企业就会选择主动停产。所以长期来看，只有煤和电的价格使煤电企业处于收支相抵点及以上，煤电企业才能维持长期的健康运营。短期来看，如果煤电企业处于收支相抵点与停止营业点之间，其依然有动力生产，因为此时虽然亏损但至少可以收回部分的固定成本，生产比不生产好。简而言之，收支相抵点决定煤价中枢，停止营业点决定煤价极值。

一般来说，火电厂成本主要包括三个方面，分别是燃料成本、折旧成本和其他成本，其他成本中主要是职工薪酬。燃料成本可以通过供电煤耗和电煤价格计算出来，固定成本可选用地区内主要的火电厂的折旧成本加其他成本近似替代。下表展示了各省份主要火电厂的分布及其度电固定成本。

表4. 各省主要火电企业的发电量及其固定成本

数据来源：各上市公司年报、信达期货研发中心

注：火电发电量为2020年全年数据，单位为亿千瓦时；固定成本单位为元/千瓦时。

通过各省的固定成本、供电煤耗以及电煤价格就可算出各省电厂的供电成本，然后结合各省执行的火电标杆电价就能得到各省的煤电盈亏情况。根据国家能源局最新公布的数据，2021年1-8月全国电厂的供电煤耗为304克/千瓦时，由于动力煤交割标准品的热值为5500大卡/千克，而国家能源局公布的数据对用的是标准煤，热值是7000大卡/千克，折算之后供电煤耗就是387克/千瓦时。

考虑到各省的煤炭价格存在一定差异，此处将山东、江苏、浙江、广东省的价格作为基准价，山西、河南、河北、安徽在此基准价上减去300，内蒙古在基准价上减去350，新疆则在基准价上减去600。各省经过计算之后的火电盈亏情况如下图所示，第一列显示的是煤价和电价的各种组合。

我们可以发现，在仅考虑可变成本的情况下，若电价按基准价、上浮10%、上浮20%计算，煤电企业的停止营业点对应的最高煤价分别为1000元/吨、1100元/吨、1200元/吨。也就是说，在对应的电价水平下，当电煤价格超过以上值时，电厂就有停产的动机。

图3. 仅考虑可变成本时各省煤电盈亏情况

数据来源：网络资源、信达期货研发中心

下图展示了同时考虑可变成本和固定成本时各省煤电企业的盈亏情况，我们可以发现，当电价在基准价、上浮10%、上浮20%的水平上时，煤电企业的收支相抵电对应的电煤价格上限分别是750元/吨、900元/吨、1000元/吨。据此，我们可以得出未来港口的电煤价格中枢在750-1000元/吨。

图4. 考虑固定成本时各省煤电盈亏情况

数据来源：网络资源、信达期货研发中心

三、市场煤与长协煤的后续变化趋势

环渤海动力煤指数主要以长协合同为样本，反映的是长协煤的价格；沿海电煤采购价格指数可以反映沿海火电厂的电煤采购价格水平；CCTD动力煤价格指数综合了市场煤和长协煤的价格；秦皇岛市场煤山西产则反映的是市场煤的价格。综合各个价格指标我们可以发现，当下长协煤价仍在电厂承受极值点1200元/吨之下，但沿海电厂的电煤采购价已经近1500元/吨，市场煤价更是超过2000元/吨。市场煤与长协煤的价差达到惊人的1000元/吨左右，这种极度不合理的价差容易导致长协煤有价无量，对煤企和电厂均造成了困扰。随着四季度补签的长协合同价格上调，二者之间的价差将逐步缩小，慢慢向电煤中枢价格靠近。由于当下煤电企业拥有绝对的议价能力，此时电厂只要煤价低于停止营业点都能够接受。因此，长协煤在短期内将逐步上升直至达到电厂停止营业点对应的1200元/吨，而市场煤则慢慢回落至该水平上方某价位。

由于当下市场煤上涨的一个最重要的原因就是保供长协煤挤压了市场煤的供给，从而增加了其上涨的幅度。所以，在长协煤实现供需均衡之前，市场煤很难有大幅度的回调。鉴于此，我们判断，若长协煤价格达到1200元/吨，电厂达到停止营业点减少电力生产，电煤需求减少，长协煤逐步实现供需平衡。再然后，市场煤才会向中枢回归。

图5.不同维度的电煤价格指标

数据来源：wind、信达期货研发中心

四、电价上涨对各行业的影响

表5. 电价对各板块大宗商品成本的影响

数据来源：网络资源、信达期货研发中心

电价上涨冲击最大的无疑是耗电量大的大宗商品。根据上表展示，电价上涨对成本冲击最大的品种有铝、苯乙烯、电石（PVC）、硅铁、锰硅。当电价涨0.1元/度时，铝、电石和硅铁的成本上浮幅度分别达到5.87%、6.07%和4.82%。按照最新政策，高耗能行业的电价上浮不受20%的限制，成本的上升幅度可能比本文估计水平还要高。成本的上升将挤压生产企业的利润空间，进而抑制供给，对于大宗商品的价格来说则是利多。

从宏观来看，电价上涨将推高整个社会的用电成本，除了居民用电和第一产业之外，第二产业和第三产业均会受到影响。以2020年全社会用电情况来看，第二产业和第三产业用电量占全社会用电量的84%，全社会用电量7.5万亿千瓦时。若电价上调0.1元/度，将推高全社会用电成本6300亿元，占2020年GDP的0.6%左右。

五、总结

在对电和煤两个商品的历史和现状进行梳理之后，我们得出以下三点结论：

一是在电价、煤价均实行“基准+浮动”定价机制的情况下，电和煤之间供需矛盾能够更多的通过市场解决。提升电价的浮动空间，有利于增强电力的商品属性。电价上涨将推动煤价中枢上移。

二是根据煤电平衡测算结果，在电价按基准价、上浮10%、上浮20%三种情形下，为保证煤电企业不停产，港口电煤价格不得超过1000元/吨、1100元/吨、1200元/吨。若要电厂能够健康经营，则港口电煤价格中枢需在750-1000元/吨区间内运行。

三是在长协煤没有达到供需平衡之前，市场煤很难有大幅的回调。当长协煤价格超过1200元/吨时，电厂将达到停止营业点，进而减少电力生产电煤需求下降。此时长协煤达到平衡，随后市场煤才会逐步向中枢回归。

四是若电价上涨0.1元/度，全社会的用电成本将增加6300亿元，占GDP的0.6%；分行业来看，铝、电石和硅铁的成本所受冲击最大，成本上升幅度分别为5.87%、6.07%和4.82%。

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文章作者

张秀峰(投资咨询编号:Z0011152)

刘开友(从业资格号:F03087895)

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