电力市场化之下的火电企业经营应对

一、火电企业面临经营挑战

“十三五”以来，我国煤电产业转型升级步伐加快，煤电结构不断优化，大容量、高参数机组比重逐步提高，单机效率、污染物控制水平进入世界先进行列，煤电作为电力供应的稳定器和压舱石，为我国经济社会发展和电力系统安全稳定运行做出了巨大贡献。

一方面，煤电不仅发挥了基础性调节性作用，而且通过控制新增容量，为发展可再生能源电力腾出了发展空间，促进了电源结构的调整。另一方面，火电行业积极贯彻落实国家各项节能减排政策要求，投入大量的资金进行多轮设备改造，为全国单位GDP能耗下降和污染物减排目标的实现，做出了突出贡献。再者，煤电机组节能改造持续加强，节能降耗工作成效明显。据2019年火电机组能效对标数据显示，百万千瓦机组平均供电煤耗283.4克/千瓦时，60万千瓦机组平均煤耗304.26克/千瓦时，30万千瓦机组平均煤耗304.66克/千瓦时，先进的百万千瓦二次再热机组供电煤耗达到270.37克/千瓦时，我国煤电能耗及污染物排放水平走在了世界前列。

然而，火电面临的经营及生存问题也十分突出。首先，我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，决定了煤炭和煤电在较长时期内是我国能源电力的稳定器和压舱石。但随着清洁可再生能源发电快速发展，煤电市场定位已由传统的提供电力、电量的主体电源，逐步转变为提供灵活性调节电源和兜底保供的基础电源。其次，煤电机组因运行稳定可靠，是现有技术条件和能源资源禀赋下最经济可靠的大型灵活调节电源，也是目前参与电力系统调峰、调频、调压的主力军。但由于缺乏有力的政策支持，煤电机组灵活性改造进度严重滞后，截至2019年底，全国完成煤电机组灵活性改造5775万千瓦，仅完成“十三五”规划目标的27%，系统调节能力仍有很长的路要走。最后，自2016年下半年以来，煤价大幅上涨、电价逐年降低、机组利用小时不高，加之供暖热价低、环保成本增加得不到合理补偿等，造成煤电企业利润大幅度下滑，煤电板块大面积亏损（亏损面40%~60%）。尤其近几年来，煤电企业持续大面积亏损，深深损害了企业正常生产经营的基础，部分企业濒临资金链断裂，有的企业破产清算，投资收益风险不断加大，走入非良性循环。

值得一提的是，近年来电力现货市场的开展已成必然趋势，对火电企业的稳定经营甚至竞争生存提出了更高的要求。国内自2016年开展电力市场化交易以来，交易规模逐步扩张，市场电比例逐年攀升。2019年全国市场化电量达到2.83万亿千瓦时，相比2016年翻升2.5倍，市场化电量占比全社会用电量为39.2%，相比2016年占比实现翻倍。在各类电源的上网电量中，煤电的市场化率最高，根据中电联公布数据，2018年全国煤电上网电量市场化率为42.8%，高于当年30.2%的平均水平。对于传统煤电企业而言，随着市场电比例提升，原执行标杆电价/基准价的“计划电”部分占比缩小。其市场电部分的电价受电力供需及区域可再生能源比例等因素影响，普遍低于标杆电价/基准价，形成对下游用户的让利。以2018年部分省区煤电交易电价为例（见图1），16个省/地区让利幅度均高于7%，青海为让利幅度最高的省份，达到35%。根据国家有序放开除居民、农业用户以外用电价格的指导方针，市场电将成为煤电企业发电量的主要构成部分，交易策略直接影响最终收益。换言之，新形势下合理的市场化交易策略，将成为保障火电企业保障盈收的必要条件。

图1：2018年部分省区煤电市场交易价格及让利幅度

来源：中电联

二、增强火电厂经营的理论重点

总体来说，火电厂盈利的增强可以从成本端控制和营业收入提增两方面努力。我们将火电企业的营业收入及营业成本进行拆分分析（见图2）——(A)成本控制方面，传统火电企业的燃料成本（主要是煤）占总成本的70%以上，燃料价格直接影响度电成本，而度电成本同时决定电价销售策略。(B)营业收入提增方面，上网电价与上网电量的乘积大致是火电厂营业收入，两者与电厂营业收入呈正相关关系，而上网电量中，装机容量和电厂净电量产率（用1-厂用电率表示）中长期维持一个恒定状态，但利用小时数则是日常变量，直接影响上网电量大小且电厂对其可控。

综上所述，煤炭价格、上网电价及利用小时数是影响火电厂盈利的三个核心变量，火电厂盈利增强可从这三个方面重点研究。

图2：火电企业盈利驱动因素分解

三、两条增强火电厂经营路径的分别论证

通过上文的分析，我们将影响火电厂盈利的三个核心变量进一步划分为增加营收和降低成本两个维度考虑，初步设计出两条路径：

路径一：在煤炭价格一定的前提下，通过不断提增利用小时数或提增上网电价，在营收端让电厂实现盈利增强。

路径二：在发电量一定的前提下，通过不断降低电厂采购煤炭价格，在成本端实现电厂盈利增强。

（一）电力现货市场的交易形式与功能

电力现货市场的交易形式在《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）第三条已明确：电力中长期交易主要是指市场主体通过市场化方式开展的多年、年、季、月、周等日以上的电力交易。

图3：电力市场交易类型

来源：中电联

2017年8月，国家确定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点。至2019年6月底，首批8个电力现货试点已全部启动模拟试运行。以现货试点区域为例，煤电参与市场交易的形式按时间尺度看可分为中长期交易和现货交易。中长期市场以年、季、月、周为周期开展交易，交易方式包括双协、竞价、挂牌、发电权转让等多种类型。现货市场则以日前、日内、实时为周期开展交易，按标的物分为电能交易及辅助服务交易。

在现有的交易机制下，发电企业的收益将由中长期合约收益、现货电能量交易收益及辅助服务三部分组成，交易策略需平衡三种交易的量、价组合，寻找最优策略实现收益最大化。

电力现货市场的功能也非常清晰：为了经济可靠地满足实时电力供应，电力市场分中长期市场和现货市场两个阶段和多个交易品种不断根据最新供求信息等进行偏差调整与滚动平衡。具体而言，在中长期市场，年交易是对多年交易根据新的市场供求形势等所做的偏差调整与滚动平衡；以此类推，周交易又是对月交易的偏差调整与滚动平衡。因此，现货市场是对中长期市场偏差调整与滚动平衡的延续，只是时间粒度更小，直到完全接近真实的市场供求平衡状态。（见图4）

图4：电力现货市场偏差调整与滚动平衡

不难看出，电力现货市场的这种自调整和平衡中长期交易偏差的功能，有着与一般商品市场高度近似的基因，也大体符合传统的商品供需平衡理论。由于电能难以经济地大规模储存，一般商品现货市场中常用而且非常有效的库存调整方式在电力现货市场中难以使用，因此供需曲线对电力现货市场的经济学关系反映更加聚焦。

我们研究经典的商品均衡价格曲线后发现几点重要启示：

（1）商品市场中，当价格为较高的P1时，供应曲线显示商品趋于相对过剩，生产者之间的竞争不断加剧，需求端（订单）数量则偏低；相对地，当价格为较低的P2时，市场可供应数量较少，有利于争取更多市场需求。（见图5）

图5：商品价格平衡曲线

（2）需求曲线与供给曲线相交即得出价格平衡点。根据供求定理，在其他条件不变的基础上，商品需求的上升会引起均衡价格和均衡数量同方向变动。可以认为，随着国内总发电量维持稳定增长(年均4%增速)，均衡电价和均衡电量数值的增长也是良性的。

（二）关于提增利用小时数或上网电价以提高火电厂盈利的论证

我们接下来论证提增电厂盈利路径一：提增利用小时数或提增上网电价的可行性。从上段分析不难看出，首先，根据供需理论，价格和数量在未达到盈亏平衡点时，彼此大致处于此消彼长的关系，即充分竞争的电力现货市场当中，当市场中电量需求环境相同的条件下，火电厂电价报价高意味着所获电量必然降低，但若为了争夺更多电量必然意味着报价必须降低。按照上网电价×可发电量=火电营收的模型看，在市场化条件下，保持两者同时处于相对高位以完成有效提增火电厂盈利的难度本身很大。

其次，现实中火电利用小时数利用小时数一路下滑，随着新能源装机比重不断提高，电力需求增幅趋缓，产能过剩日益显现，更加促进发电侧竞争加剧。尽管火电装机增长带来了整体发电量的上涨，但是平均利用小时数从2010年的5000小时以上一路下滑至近几年的4200小时左右，而且下滑趋势正在延续（见图6）。

图6：全国火电发电量及利用小时数变化

来源：中电联

综上所述，一方面，在日趋充分竞争的电力市场环境中，火电厂上网电价与争取电量之间此消彼长的关系难以调和，这一点在商品供需曲线上描绘的非常明显，这使得两者之间很难同时达到各自最大化效果。另一方面，为加快实体经济增长，近年来国家降税费、降电费等政策不断深入市场，电费以国家设置上限价的政策为主；而且由于清洁能源战略的大步推进，火电厂可用小时数的趋势下行短期内也难以扭转，火电厂的总发电量短期预计难以出现喜人的同比大幅增长局面。由于电价与电量两者的乘积反映火电厂营收结果，但两者又互为此消彼长的关系，所以火电厂很难通过调控这两者中的某一方来轻松实现营收的日常稳定提增及盈利增强的目标。

（三）关于控制成本端以提高火电厂盈利的论证

相比而言，火电厂通过控制成本端实现电厂盈利增强的目标，则表现的更为可行。原因有三：

第一，相对而言，当前成本端（煤价）市场化程度最高。利用小时数取决于整体电力供需格局，电价由政府指导及发电企业竞争决定，决定权均在监管统筹层面，市场化可影响的程度不大。而煤价取决于煤炭供需关系，且2020年10月开始，长协价格也与市场煤价紧密挂钩，可以说，煤价是三大要素之中市场化程度最高的一个。

第二，成本端控制对火电企业利润增强效果非常直接。燃煤成本占火电厂成本70%以上，控制好燃煤成本，就基本上控制了火电厂经营的主要成本，在其他条件不变的条件下，也即是实现了火电企业利润增强的目标。

第三，成本端控制对各火电企业都具备可操作性。控制燃煤成本，不仅是火电企业经营中的重要一环，还是各火电企业可自主实现的工作内容，随着与市场煤价高度关联的动力煤期货、期权等现代金融衍生品工具的面世，企业通过期现结合对冲风险，成功实现燃煤成本控制的案例不胜枚举。

以下列举两家国内火电主体的上市公司经营情况，来说明因成本端降低实现电厂盈利增强的巨大效果：

（1）根据华能国际披露的2020上半年报，公司上半年实现合并营业收入为791.22亿元，较上年同期下降5.21%；营业成本为635.67亿元，较上年同期下降8.87%；归股东净利润总额为57.33亿元，较上年同期上升49.73%。

（2）根据华电国际披露的2020上半年报，上半年公司累计发电量为929.76亿千瓦时，同比降低约8.66%；实现营业总收入415.31亿元，同比减少5.91%；上半年营业成本为345.70亿元，同比减少9.45%；净利润为23.86亿元，同比增加43.49%。

券商研报以及各公司业绩公告均指出，煤价下降是火电公司业绩转好的核心原因。上半年动力煤价格呈“V型”走势，虽5月以来有所抬升，但整体降幅明显，秦皇岛港动力末煤(Q5500）下水平仓价区间运行于469-576元/吨，分别较2019年最低点、最高点降低70元/吨和65元/吨，上半年均价541元/吨，同比下降11.3%，尤其二季度均价同比降低15.34%（见图7）。数据显示，华能国际上半年境内燃料成本同比减少58.13亿元，同比降幅达10.1%。同样地，华电国际二季度入炉标煤单价同比下降约11%。正是有了低煤价在成本端产生了突出效益，才能给两家具有代表性的火电企业实现在电量下降、营收减少的情况下，依然实现净利润大幅度增长。

图7：秦皇岛下水煤价（Q5500）走势图

除了煤价采购端合理控制之外，还有一些方法可以实现控制成本端以提高火电厂盈利。

方法一，通过资产划拨和落后产能淘汰的手段，使得市场集中度提升，进行火电的供给侧改革。 根据2019年11月29日国资委下发《中央企业煤电资源区域整合试点方案》的政策，将甘肃、陕西（不含国家能源集团）、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的省区，纳入第一批中央企业煤电资源区域整合试点。力争到2021年末，试点区域产能结构明显优化，煤电协同持续增强，运营效率稳步提高，煤电产能压降四分之一至三分之一。

这里中央企业煤电资源整合过程中，牵头企业将整合区域内其他五大发电集团的火电资产，市场集中度进一步提升，话语权也会有所提升，这样的方法是利于降低煤炭采购成本以及避免市场化上网电价恶性竞争。 与此同时，以淘汰落后产能同时采取淘汰和关停落后产能的1/4到1/3的方法，来严格控制新增产能，本质是通过此类整合供给的方法可以提升区域内火电整体利用小时数，以此来改善火电企业盈利。

方法二，积极与上游煤炭生产企业签订长协合同。煤炭长协合同的签订和履行，不仅有利于上下游企业生产组织，实现平稳有序运行；还有利于稳定市场预期，减少供需波动；也有利于优化运力配置，减少运输资源浪费；更重要的，有利于降低企业和社会成本，提高整体经济效益。

历史走势证明，长期来看，火电企业通过签订煤炭长协合同可有效降低燃煤成本，以2017年以来的近两年数据统计，长协价格较同期市场价格低25元/吨（见图8）。

图8：国内市场煤价与长协煤价比较图

方法三，深化技术改良和管理内控。各火电厂还可以通过提高效率，降低生产及经营的管理成本来提升盈利空间，这里本文不作赘述。

四、科学管理燃煤成本，切实提高火电厂盈利

综上所述，通过期货、期权等工具，合理锁定远期煤炭价格成本，从当前看具有：1、见效明显；2、可操作性强；3、兼顾火电成本控制、市场化机制下提升企业发电量等三大明显优势。

（一）见效明显——直接降低煤炭采购成本

直接降低采购成本还表现在锁定煤炭价格、对冲价格波动，以及保证金交易，减少库存的资金占用两方面。

1、锁定煤炭价格、对冲价格波动。动力煤期货是能有效应对煤价波动风险的重要工具。动力煤期货价格和现货价格相关性较高，电力企业可以通过买入远月期货合约提前在较低价位锁定煤炭价格，直接实现控制煤炭成本的目的。

2、对于火电企业来说，库存在维持正常经营中资金占用比重较大，而随着煤炭市场化程度不断提高，传统的火电企业库存管理模式已经越来越难以适应日趋激烈的市场波动。通过建立虚拟库存和动态库存管理一样，都是在企业不干扰既定生产计划的情况下，利用期货市场对现有的库存进行灵活调整，更高效的实现企业预定的库存目标。

相比现货，由于期货交易只收取10％-15％的保证金，因此电力企业可以结合生产需要，合理利用期货适度缓解企业在生产经营中短期出现的资金压力，降低库存贬值风险。如企业远期有煤炭采购计划，但预期不太明朗或短期资金紧张时，可通过期货市场进行买入交易，建立虚拟库存，以较少的保证金提前订货，同时锁定采购成本，减轻资金压力。

（二）可操作性强——期现结合实现动态库存管理

为了保障生产，电力企业必须保证一定数量的煤炭库存。但原料价格的涨跌又会造成企业库存价值的波动风险。在传统现货经营模式下，电厂只能根据经验和淡旺季规律，大致估算所需库存水平，提高或者降低存煤数量，抗市场风险能力较弱。

动力煤期货等相关衍生品工具的推出为火电企业补充库存数量、调节库存结构、优化供应链管理提供了新选择。企业在现货之外可利用期货进行管理库存，择机实现“虚实结合”的去库补库；在保障电煤供应基础上，结合自身生产实际和行情判断，灵活调节库存保值的方向和头寸。

一方面，通过期货市场建立虚拟煤炭库存，结合实体库存，动力煤期货交割能保障资源刚性兑现，以合理价格建立期货虚拟库存，保障未来库存的有效补充，实现库存轮动，不仅可以有效帮助电力企业降低库存压力，提升企业经营能力，实现燃料保供，而且可以灵活化库存管理，促进实现动态平衡，帮助采购策略优化，可操作性和主动性极强。这里有一个非常典型的案例，今年春节期间（1月24日至2月10日），新冠疫情导致社会煤炭供应出现较大影响。浙江省能源集团有限公司作为承担浙江省50%以上煤炭供应和发电的省属能源保障重点企业，充分发挥熟练运用期货市场的优势，通过下属燃料公司浙能富兴利用动力煤期货买入套保，建立虚拟库存，在锁定用煤成本的同时，动态配合现货库存变化，择机交割填补现货供应缺口，累计采购电煤174万吨，在动力煤期货ZC2001合约交割期货煤30万吨，及时补充了库存，有效保障了疫情下浙江省电煤的稳定供应和居民的正常用电。

另一方面，近年来，商品市场的金融属性和国内外联动效应越来越强；由于市场影响因素和流动性的差异，在某些时候期货价格与现货价格可能会出现短期波动幅度差异较大、基差偏离正常区间的情况。如果能灵活利用期货市场，将实物库存与虚拟库存进行有效调配，则可以适当降低库存成本，扩大企业利润。

在熟悉了虚拟库存管理的的基本流程之后，电力企业可以把期货虚拟库存作为工具之一，纳入企业的常规经营采购计划中。在企业确定了年度生产计划之后，可将企业的一部分实物库存计划通过在期货市场买入等量同品种的期货合约，转化为期货市场的虚拟库存。当现货行情波动导致现货实物库存短缺或过剩时，可以对利用虚拟库存进行调节，以维持库存总量相对稳定，从而保障企业的正常生产经营。

虚拟库存作为现代企业库存管理的工具之一，已经在钢铁、有色、化工等大宗商品涉及行业内得到普遍应用；综合看来，运用期货工具建立虚拟库存、滚动保值的理念非但不是投机，而是现代企业经营必不可少的风险对冲手段。在确立合适的保值目标的前提下，灵活使用虚拟库存在内的衍生品工具，能够更加灵活和上下游企业生产维持同步，提升抗风险能力，平滑企业经营，稳定长期利润波动。

(三) 锦上添花——燃煤成本的降低，直接有利于火电厂争取更多电量

在我国正大力推行的电力市场化交易，对发电企业而言，其参与核心即是满足条件的各企业通过向交易系统申报有竞争力的电量及出售电价，最大化争取市场化生产份额和电力（产品属性）销售收入的过程。

在此过程中，如何使申报的电价更具优势，则是申报成功的关键。进一步聚焦，对身处同质化竞争严重的火电企业而言，降低自身发电成本、提高单位发电效率等方式，提升自身申报电价的竞争力（同质化下更低价格）即是所有参与市场化交易的重点。

经测算，对于一般火电企业而言，在其他条件假设不变的情况下，电价提高10%（相当于产品价格上涨10%）与煤价下降17%（相当于营业成本降低10%）对企业经营利润影响程度相当（见表1）。

表1：煤电盈利模型测算（电价与煤价等效机制）

实际情况是，自2018年3月份以来，发改委先后多次发布降电价文件，出台了一系列优惠措施，分阶段推进降低居民、一般工商业用电价格，以减轻居民、工业用电负担。

按此背景，我们以一般工商业电价下降15%左右的基础目标测算，对于一般火电企业而言，电价降低15%（相当于产品价格下降15%），在其他条件假设不变的情况下，则需要煤价相应下降25%左右（相当于营业成本降低15%），才能理论上保证其原盈利稳定（见表2）

表2：煤电盈利模型测算（电价与煤价顺价机制）

综上所述，煤价变化对火电企业的盈利情况影响无疑是巨大的，各发电集团也纷纷运用多种方法确保盈利水平的维持，除了增加清洁能源机组、置换落后火电机组、清洁能源替代、加大技改投入等方式外，积极参与动力煤期货保值，将期现结合作为常规经营手段则是一条成功经验。大数据显示，自2017年以来，动力煤期货为火电企业大大节约采购成本，通过“现货-期货”基差图我们不难看出，基差最高时出现60元/吨的均值（2017-2018年），近年来因动力煤整体波动相对减弱，基差缩小为25元/吨的均值，但出现了合约月份连续，可实现套保换月灵活、月月交割便利的有利条件（见图9）。

图9：动力煤期现基差图

多年来，一大批参与动力煤期货的企业，也在其中充分享受到了成本控制带来的益处。以浙能电力为例，公司是浙江省规模最大的火力发电企业，管理及控股装机容量约占省统调装机容量的一半左右。对比A股电力板块中的16家省级电企的装机容量和发电量情况，该公司均高居榜首，是全国最大的地方性发电企业。公司深度布局动力煤期货远期锁价及库存管理，并每年将计划采购中的相当比例以期货套保、期货交割等方式进行管理，尤其在2017、2018等煤价大幅波动的年份里，大大消除了煤价波动对于公司利润的影响，维持企业效益稳步增长。据统计，2018年至今，浙能在动力煤期货上的交割量达到570万吨，不仅如此，同为火电企业的华能宝城、国电投等企业也纷纷积极参与（见图10）。

图10：动力煤期货买入交割企业（2018年至今）

结束语：

目前火电装机容量已经接近“十三五规划”红线，而且重化工业用电增速放缓，国内电力行业产能整体呈过剩态势。一方面，在我国用电量增速放缓及国家大力支持清洁能源发展的背景下，我国火电行业供需失衡情况将会加剧。另一方面，一段时期以内，火电作为我国主体能源的地位不会改变，随着中国市场经济改革的日益拓展和深化，火电企业参与市场竞争是当前经济市场环境下企业生存和成长的必然方式。

火电企业投身市场竞争之中，不仅是顺应行业发展的必然道路，也是时代赋予火电的责任和使命。相信只要广大火电企业扎扎实实做好本职工作，积极拥抱变化、勇于创新，开拓思路，不断优化火电企业盈利模式，就一定能实现火电企业高质量发展的目标。

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