煤电调价靴子于2015年年末落地，此次调价对于生存状态处于冰火两重天的煤企电企将带来重大影响。在电改、供给侧改革的新背景下如何看待此次调价，电价调整后对煤炭企业影响如何，可再生能源发展又将有哪些变化？最重要的是哪些投资机会值得关注？本报告将详细进行分析。
此次调价“没那么简单”
2015年电煤价格单边下降，整个煤炭产业哀鸿遍野，燃料成本大幅下降成就了发电企业迎来有史以来利润最高的一年。2015年12月底国家发改委依据煤电联动机制将全国燃煤发电上网电价和一般工商业电价平均每千瓦时下调约3分钱。
值得注意的是，此次调价的外部环境与先前电价变动已有根本性差异，主要表现在：
1、此次调价同时配套下发的新版《煤电联动机制》是2004年国家开始实行煤电联动政策后第三次出台的煤电联动价格调整文件，反映了电力消费放缓、清洁能源革命背景下的“煤与电”之间的新型博弈关系。
2、电力交易市场建立完善之前，政府制定的燃煤标杆电价和电力市场交易形成的市场电价并存实现“双轨制”运行，随着电力体制改革的推进、电力交易市场的逐步建立，执行煤电标杆电价的计划电量份额将逐渐减少。
3、新能源发电、核电价格都是盯住煤电标杆电价，因此煤电标杆电价下调对于整个电力市场供给侧都带来了冲击。
4、煤电标杆电价与一般工业用电价格非对称调价，差额部分用于提供高可再生能源附加拟补可再生能源基金发展缺口，设立工业企业结构调整专项资金，推动燃煤电厂超低排放改造。据悉，工业企业结构调整专项资金将主要推动钢铁、水泥等行业进行供给侧改革，资金具体规模尚未确定。
降价幅度不同
2015年12月全国燃煤发电上网电价平均、一般工商业销售电价每千瓦时下调约3分钱。仅看平均下调幅度并不能详细了解各省电力发展情况，因此有必要对各省市情况具体分析。
2015年12月煤电标杆电价调整：河南省标杆电价降幅最大达0.0446元/千瓦时，吉林省降幅幅度为0.0086元/千瓦时。调整后全国煤电标杆电价最低为宁夏省0.2595元/千瓦时，最高为广东省0.4505元/千瓦时。
2015年12月工商业电价调整：山西省标杆电价降幅最大达0.0609元/千瓦时，云南省降幅幅度最小为0.003元/千瓦时，青海、蒙东、吉林、北京、贵州一般工商业电价并未下调。
贵州、云南、广东省作为电力体制改革试点，直接交易比例占总用电量比例已经超过30%，工商业电价已经有较大幅度下降，因此本次调价这三个省份销售电价下调幅度较小。
此外，本次上网电价与销售电价不对称降价中，其中山西省一般工商业下降幅度与标杆电价下降幅度差达-0.0276元/千瓦时，为各省间价差最大。
因为各省标杆电价下调需综合各省经济结构发展、电源结构、煤炭产量等情况，因此下调幅度各有不同，综合起来看大约有以下几点原则：
1）结合各地电煤价格指数确定调价幅度，电煤价格指数降幅标杆电价下调幅度较大的陕西、山西、冀南地区电价下调幅度最大。山西等GDP增速下滑严重的省份，一般工商业电价降幅最大。
2）直接交易份额较大的省份（如与云南、贵州）销售电价调整幅度较小。
投资机会
电价下调后，除了煤电企业利润下降，电力需求侧获得红利，笔者认为电价下调后应注意关注以下方面的投资机会：
1、可再生能源发电应以现金为王
我国可再生能源电价由当地燃煤标杆机组上网电价与可再生能源补贴两部分构成，其中可再生补贴资金通过全国可再生能源电价附加分摊解决，其中燃煤标杆电价部分由地方电网结算，基本月结月清。
此次煤电标杆电价下调后，可再生能源发电电价中燃煤标杆上网电价收入也将随之降低，依据2014年风电光伏年发电量计算，此次调价的31个省市及地区可再生能源项目煤电标杆电价部分现金流将降低34.4亿元。
其中，河北、山东、贵州电价下调幅度较大，对煤电标杆部分现金流下降幅度最大，降幅分别为5.72、4.78、0.62亿元。蒙东、吉林、青海等地区煤电标杆电价下调幅度最小，现金流下降幅度相对较小。
在补贴迟发欠发、限电弃风问题短期内无法改变的背景下，发电企业尽快回收燃煤标杆电价部分现金才能获得更长。此外，可再生能源项目布局时应将燃煤标杆电价、当地标杆电价、限电情况综合考虑，让项目总体收益与即期燃煤电价部分电费收入现金流最大化。
2、售电公司可优先在购销价差大的省份布局
电改大幕开启之后，社会资本有机会成立售电公司参与输配电业务，优先布局于购销差价较大的省份将有助于强占先机。为简化计算暂不考虑交叉补贴，购销价差依据以下公式计算，购销价差=各省市及地区平均销售电价-当地煤电标杆电价-政府性基金及附加。
据笔者测算，北京、天津、浙江为购销价差最大的区域，分别为0.3706元/kWh、0.3074元/kWh、0.2837元/kWh。
电改初期，售电公司提供的增值附加服务较少、商业模式不清晰，市场培育也需要较长时间，先行在购销价差较大的区域布局或将有利于快速抢占市场积累运行经验。
电价下调对电力供给侧影响
电价下调后对发电企业和用户的利益影响是大家最为关心的话题，根据2014年全国火力发电数据（42049亿千瓦时）计算，以年为计算周期，则整个火电行业利润缩减规模约为1263亿元。
多数类型电源以煤电标杆电价为定价基准，因此煤电标杆电价调整对其他类型发电企业也造成不同程度影响。
对煤电企业影响
虽然电力需求增速放缓，但是由于电煤价格下跌幅度更大，五大发电集团2015年利润总额达历史最高水平。
对核电电价影响
依据国家发改委文件，2013年1月1日以前投产的核电机组，电价仍按原规定执行。
2013年1月1日后投产的核电机组，按核定全国核电标杆上网电价0.43元/kWh执行，核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。
对可再生能源电价影响
风力发电、秸秆直燃发电、垃圾焚烧发电和太阳能光伏发电等可再生能源项目继续执行现行上网电价标准。受煤电标杆电价下调影响，可再生能源电价中煤电标杆部分现金流将会下降，由于补贴迟发欠发，导致新能源企业现金流情况将进一步恶化。
对抽水蓄能电价影响
抽水蓄能电站通电量电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价执行，电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量，电价按燃煤机组标杆上网电价的75%执行。此次调价后或将对降低抽水蓄能电站的盈利水平。
煤炭行业影响
据广发证券测算2014年我国各省煤炭超产月6.3亿吨，煤炭产能过剩情况愈发严重。2015年第四季度，各主要港口煤炭库存继续高位上升，反映煤炭需求较为低迷。国家实行的低碳战略以及削减煤炭等化石能源使用量的政策方针，使煤炭行业的未来前景更加暗淡。
近期，国家提出加快供给侧改革，推进煤炭等行业去库存、去产能，加快行业兼并重组，虽然短期消化内煤炭行业过剩产能较为困难，但长期来看煤炭供给侧状况将逐步改善。
“煤-电”博弈的那些事
电煤采购成本作为煤电企业最大的燃料成本支出，对电力企业利润有着最直接的影响，回顾我国电力和煤炭发展历程，煤-电双方似乎总是处于相互对立状态，双方针对煤炭的定价话语权也总是一边倒的状态.由于没有形成电力交易市场，煤电价格与煤炭价格之间存在较大的价差，价格传导机制不畅导致电力供需不能通过价格变化及时反映，供给侧或需求侧总是单边享受价格红利。
煤电电价不仅反映燃料成本还因承担环保改造成本，因此发改委还将煤电电价作为调控污染物排放和环境治理的手段。以下我们结合电煤价格与历次电价调整详细分析（受图表尺寸限制，图中只标注了全国范围内上网电价和销售电价的调整情况）
第一阶段（2008-2011）
煤炭企业占据绝对优势
2008年：经济高速发展电煤等大宗商品价格暴涨，煤电矛盾大爆发，火电出现了历史上第一次全行业亏损；当年销售电价及上网电价分别上调一次。
2009年：煤炭价格受金融危机影响从高位下滑，但是受四万亿经济刺激计划影响价格仍处于高位。出现旷日持久的“煤电顶牛”事件，煤电企业开始大举收购煤矿，降低燃料采购成本，当年销售电价上调一次。
2010-2011年：全国出现局部“电荒”和火电停机检修并存现象，煤企纷纷通过收购兼并进入电力行业。
第二阶段（2008-2015）
发电企业占据绝对优势
2013年：下调电价0.6-2.2分/千瓦时，以解决可再能源基金不足，弥补脱硝、除尘成本不足；
2014年：为疏导脱硝、除尘、超低排放等环保电价的结构性矛盾，下调电价0.93分/千瓦时。
2015年4月8日，国务院决定，为降低企业成本、稳定市场预期、促进经济增长、调整产业结构，下调电价2分/千瓦时，工商业用电价格下调电价1.8分/千瓦时。
2015年12月，煤炭价格回落至2005年时价格水平，煤电企业利润水平创历史最高水平，国务院为工商业企业减负、反映大幅下跌的煤炭价格、支持可再生能源发展和产业结构调整及超低排放，全国燃煤发电上网电价平均下调约3分/千瓦时，一般工商业销售电价下调约3分/千瓦时。
新版煤电联动机制
紧随电价下调文件下发的《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》，体现了电力体制改革下电价“双轨制”运行的过度配套文件。通知中明确以市场化改革为思路，对于没有参与电力市场交易、由省级及省级以上统一调度的燃煤机组上网电量，继续实行标杆上网电价政策和煤电价格联动机制。
随着电力交易市场的建立，竞争性环节电力竞争逐步放开，今后终端电价将会更加顺畅的反映发电侧成本变动。煤碳企业、煤电企业以及终端用户间利润变动将更加平稳，抑制企业不合理投资冲动，避免企业投资和利润大起大落的情况产生。
为更好理解2016版煤电联动机制的变化的原因和具体调价原则，我们简略的对之前执行的每单联动机制进行简要回顾：
2004版煤电联动机制
以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。
2012版煤电联动机制
如果按期执行，电力企业可以每年调整一次上网电价，承担煤价波动的风险也相应减少。电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整到10%，相当于电力企业承担煤价波动的责任更少，由其他主体承担的比例由70%升至90%。
2016版煤电联动机制
新联动机制调价基准：联动机制电价调整的依据是中国电煤价格指数，该指数由指数以各省监测的发电企业电煤到厂价为主，并吸收环渤海动力煤价格指数等影响力较大的市场监测数据形成，目前该指数由国家发展改革委价格监测中心编制发布。
2014年平均电煤价格为基准煤价，原则上以与2014年电煤价格对应的上网电价为基准电价。此后实施煤电价格联动时，电煤价格和上网电价分别与基准煤价、基准电价相比较计算。
新联动机制具体调整方式：煤电价格实行区间联动，周期内电煤价格与基准煤价相比波动每吨30元为启动点，每吨150元为熔断点。
1）当煤价波动小于每吨30元或大于每吨150元时，成本变化由发电企业自行消纳，不启动联动机制。
2）煤价波动在每吨30元至150元之间的部分，实施分档累退联动，即煤炭价格波动幅度越大，联动的比例系数越小。
当煤价波动触及调价区间时，工商业用电价格相应调整，调整水平按燃煤机组上网电量、可再生能源等其他电源上网电量、外送外购电量情况以及节能环保电价等因素确定。居民生活、农业生产用电价格保持相对稳定。
按此测算后的上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分钱的，当年不实施联动机制，调价金额并入下一周期累计计算。
根据销售电价与上网电价调整计算公式，发改委预留了统一电价政策影响因子，该因子由发改委根据跨省跨区交易电量价格协商情况、推进销售电价改革、推动节能环保、促进煤炭行业可持续发展以及有序疏导突出电价矛盾等需要统一明确。
2016版煤电联动机制是为满足电力交易市场形成前“双轨制”阶段电价调整的过渡政策，体现了各省电源结构、跨省交易、电量消费结构等因素变化对价格的影响。
供给侧改革难题
此次调价开启了新版煤电联动机制、电力体制改革后的电价调整序幕，除继续对高耗能行业、产能严重过剩行业实施差别电价、惩罚性电价和阶梯电价政策之外，降价空间部分用于超低排放改造，并设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。
电力和煤炭这两个紧密相关的行业，在过去的十几年中却始终保持着极不均衡的利益对垒关系。当一个行业可以轻易获得超额收益，那么任何管制、机制设计都很难阻止资本涌入该领域，煤炭行业就是最典型的例子。煤价暴涨造就了财富暴增的煤老板，而产业深陷困境时却留下的是过剩产能和无处分流的煤炭工人。
如何在经济绿色低碳发展的同时使电力和煤炭行业均衡发展，实现全社会效用最大，成为了政府推动供给侧改革时的一道难题。
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