电价下调影响有限 煤炭市场“不痛不痒”

供需失调才是煤价持续走低的根源

2015年12月23日，国务院常务会议决定，自2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均降价3分/千瓦时。这是年内继4月20日下调2分/千瓦时后的第二次电价下调。

按照2015年1—4月火电发电量1.39万亿千瓦时、全年火电发电量4.18亿千瓦时、2015年发电企业耗煤预估值18.5亿吨计算，两次下调电价，共减少发电企业2016年税前利润1532亿元。也就是说，煤价下调83元/吨，才能弥补发电企业的利润损失。

电价下调3分/千瓦时不利空煤价

市场传言，在电力企业强势、煤炭企业弱势的背景下，电价下调3分/千瓦时，电力企业会将这部分损失转嫁到上游煤炭企业，进而导致煤炭行业经营雪上加霜。

现阶段，煤价与电价表现为螺旋式下跌，但我们不认为电价下调是煤炭价格下跌的主要原因。

煤价下跌，是由供需关系主导的，而电价下调3分/千瓦时，不会影响电煤的供需关系。除去锅炉能量利用率的提高和燃煤入炉热值的提高，电煤需求与火电需求呈线性相关，火电需求不会因电价下调而减少。因此，电价下调对煤价不构成利空威胁。在供给严重大于需求的环境下，即使电价不下调，煤价依然是下行趋势。

电价下调3分/千瓦时，会让煤价加速下跌吗？答案是不确定的。因为电力企业挤压煤炭企业的意愿不强烈，也缺乏转嫁损失的方式。

其一，电厂对电价下调早有预期，即使电价下调3分/千瓦时，其转移损失的动机也不强烈。目前，电力企业利润良好，江浙地区大型电厂净利润在10分/千瓦时以上，下降3分/千瓦时不足以触动其敏感神经。

据我们调研了解，9月底，江浙地区电力企业发电成本在23—28分/千瓦时。以苏北某130万千瓦电厂为例（一台100万千瓦机组和1台30万千瓦机组），其发电完全成本为24分/千瓦时，其中燃料成本为15.7分/千瓦时，设备折旧、管理及人工费用为8.3分/千瓦时，在不含进项税和减免税的情况下，电力企业利润为10分/千瓦时。此次电价下调3分/千瓦时，完全在其可承受范围之内。

其二，国有电力企业以完成利润指标为主。我国统调电力企业基本为国有企业，即使考虑到火电机组可利用小时数下降及电价下调等因素，多数企业也都在10月完成了该年度利润任务。对于2016年，电力集团设定利润指标时会考虑此次电价下调因素，相应调整利润任务，因此在煤价继续下行的大背景下，电力企业完成任务并不困难。不过，在对多家电厂调研时，我们发现，其对指标以外的利润追求动力相对有限。

其三，电力是民生行业，电力供应稳定性最为重要，电力企业缺乏有效转移损失的手段。电力行业与国家安全及民生息息相关，供应稳定性是最重要的，利润次之。电力行业与其他行业不同，其他很多行业可以控制开工率，从而控制原料用量，但电力行业是民生行业，只要下游有需求，电力企业就得给予足够的保障，即使是在煤炭行业“黄金十年”而电厂巨亏的时期，电力企业也得保障电力供给。

目前看来，电力企业所用的压制煤价的方式只有竞价采购和推行电厂煤价采购对标制度，尚未有更好的转移损失的手段。

电价下调会使煤炭企业生产成本及铁路运输成本下降，但下浮空间有限。结合汾渭能源对“三西”动力煤主产区73座矿井的统计及我们对该地区11座典型矿井调研的情况，煤矿生产中，动力费用占7%，电价下调3分/千瓦时,煤炭生产成本就下降1元/吨。

此外，电价下调，铁路运输费用也会相应下降。以大秦线为例，其年运营成本为300亿元，动力成本占10%，电价下调3分/千瓦时，大秦线煤炭运输成本就会下降约1元/吨。

我们可以看到，电价下调3分/千瓦时，在煤炭生产过程中，成本可压缩空间相对有限。

电价下调3分/千瓦时不利多煤价

市场上另一种舆论认为，电价下调有利于减少下游企业的成本，带动企业的生产积极性，进而提升用电需求，这有利于煤价止跌。但我们认为，该逻辑在目前的时间节点较为牵强。

国家下调电价是为了平衡电厂利润，让利于下游用户。目前，经济下行压力较大，政府此举是为了减轻下游用户电力使用成本，增强企业竞争力，其是否有利于扩大生产，值得推敲。

我们认为，下游行业因为电价下调而提高用电积极性的可能性不大。下游企业是否加大开工负荷，还是看产品是否畅销，而不是电价的便宜与否。目前的时间点上，大宗商品整体处于去库存阶段，下游需求持续萎靡，供给端处于改革过程中，我们对下游企业扩大生产持怀疑态度。