联合评级 工商评级三部 基础能源组
摘要
电力行业作为国民经济的第一基础产业，其发展情况对国民经济具有显著影响。电力行业作为基础能源行业，具有公用服务属性，电力企业对售电价格的制定和调整严重缺乏主动性；而动力煤作为火力发电的主要原材料，其价格偏向于市场化运行；在电煤价格变动向电力价格的传导机制受阻的情况下，煤炭价格波动将直接影响电力企业的盈利水平。据此，联合评级展开了对煤电价格中枢与煤电行业“跷跷板”效应的研究。
通过构建“煤电跷跷板模型”，联合评级在现有相关指导政策及价格稳定的前提下，简单模拟出煤炭价格与电力行业企业盈利水平的直接关联关系。针对该模型，联合评级首先验证了近年来在不同煤炭价格下，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，所能承受的煤炭价格；并对模型进行拓展，讨论了近年来不同煤炭价格下，电力企业所能承受的电力销售价格。
最后，联合评级就煤电行业“跷跷板”效应，对煤炭和电力行业得出几点建议，并从信用评级的角度得出几点启发。
一、电力行业概述
1．电力行业概述
电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是第一基础产业。目前，我国已经形成了以火力发电为主，水电、风电、太阳能及核能等新能源发电共同发展的格局，其中火力发电装机约占总装机容量的60%以上；火电行业中，燃煤发电装机容量占火电总装机容量及发电量的比重均超过90%，燃气和燃油发电量占比均较小。
电力行业作为国民经济的第一基础产业，其发展情况会对国民经济发展产生一定影响。一方面，电力行业作为基础能源行业，其销售价格是下游行业的能源成本，电力行业具有公用服务属性，售电价格的制定和调整严重缺乏主动性。另一方面，火力发电的原材料主要为动力煤，原材料成本占发电成本比重约为70%左右，自1993年至2004年，我国政府通过多方面、多层次的方式对煤、电价格管理模式进行调整，并最终放开煤炭价格，目前国内煤炭价格偏向于市场化运行。综合来看，电力企业上游原材料价格波动无法传导至下游售电价格，煤炭价格的波动直接影响着电力企业的盈利水平。
总体看，目前我国电力结构以火电为主，其中火电行业以燃煤发电为主。电力行业作为基础能源行业，具有公共服务属性，销售价格具有行政管制特性；但占火电企业原材料成本比重较高的动力煤价格处于市场化运行，煤炭价格波动直接影响着电力行业的盈利情况。
2．火电行业上游供给
火电企业的原材料构成中，煤炭成本约占发电成本的70%左右，煤炭价格的波动直接影响着火电企业的成本控制能力及盈利水平。同时，煤炭行业下游需求主要集中在电力、冶金、建材和化工行业，其中电力行业耗煤量占煤炭总产量比重在60%左右。
从煤炭价格走势来看，自2014年起，受宏观经济发展和固定资产投资等增速下滑影响，全国煤炭价格整体呈现震荡下行趋势。2016年，在煤炭行业去产能、煤炭进口限制以及下游需求企稳的背景下，煤炭价格出现反弹并快速回升；2016年底，秦皇岛5,500大卡动力煤市场价为595元/吨，较2015年底的370元/吨大幅增长60.81%。2017年以来，动力煤价格整体维持高位小幅震荡，2017年底，秦皇岛5,500大卡动力煤市场价为630元/吨，较上年底增长5.88%；2018年9月底，秦皇岛5,500大卡动力煤市场价为580元/吨，较上年底小幅下降7.94%，但仍处于较高位置。
煤炭去产能政策方面，2016年，我国绝大多数矿井均能按照国务院和国家能源局等提出的276个工作日的规定组织生产，煤矿超能力生产得到有效遏制，煤价大幅上涨。为抑制煤价异常波动，保证煤炭行业的平稳健康发展，2017年3月7日，国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）发文表示，2016年临时实施的276个工作日限产措施在2017年宽松执行，总体目标是将煤炭价格控制在一个绿色合理区间，抑制过快的大涨大跌。2015~2017年，我国煤炭产量分别为36.8亿吨、33.64亿吨和34.45亿吨，整体波动下降，去产能政策取得一定成效。
煤炭进口限制方面，2017年5月9日，国家发改委与多部委召开会议，讨论修改《关于严格控制劣质煤炭进口有关措施》，要求限制进口煤同比下降5%~10%（每月进口约1,500万吨）；继续引导市场煤价下行，力争迎峰度夏前回落到570元/吨以内。2017年7月1日起，中国禁止省级政府批准的二类口岸[1]经营煤炭进口业务；超过12个港口煤炭进口业务被禁止，多个港口清关条件更加严格。2018年初，煤炭保供危机凸显，政策出现松动，多个二类口岸进口煤炭业务陆续开展。2018年4月初，我国首次对一类口岸的进口煤进行限制，煤炭进口限制令继2017年7月后重启并有所升级。
总体看，2016年以来，受煤炭行业去产能、煤炭进口限制及下游需求企稳影响，煤炭价格出现反弹并快速回升。但是目前，我国煤炭需求下滑与产能过剩的矛盾依然存在，供给侧改革仍将持续，调结构、去产能的政策方向不会改变，加之国家将适度微调进口政策稳定供应，抑制煤炭价格过快上涨，预计未来煤炭价格将逐步稳定在一定区间。
3．电力行业下游需求
电力消费结构方面，近年来我国经济结构调整效果明显，工业转型升级步伐加快，电力消费的主要动力正在从传统高耗能行业向新兴产业、服务业和生活用电转换，第三产业和城乡居民生活用电量快速增长。受此带动，2015~2017年，全国全社会用电量分别为55,500亿千瓦时、59,187亿千瓦时和63,077亿千瓦时，年均复合增长6.61%。其中，2017年，全国全社会用电量同比增长6.6%，增速同比上升1.6个百分点；其中，第一产业、第二产业和第三产业用电量分别为1,155亿千瓦时、44,413亿千瓦时和8,814亿千瓦时，同比分别增长7.3%、5.5%和10.7%；城乡居民生活用电8,695亿千瓦时，同比增长7.8%。
上网电价的定价模式方面，目前我国电价仍根据《中华人民共和国价格法》实施政府定价，电价由电力企业或省价格主管部门根据电力商品类别、生产经营成本及其变化情况提出电价制定与调整建议方案，国家价格主管部门综合考虑电力供求平衡状态和宏观经济承受能力等因素后，提出具体意见，经国务院审批后，通知省价格主管部门和电力企业执行，我国各省煤电上网电价详见下表。
上网电价方面，2013年以来，根据煤电价格联动机制有关规定，国家发改委和国务院多次下调全国燃煤发电价格，电价持续低迷；2016年下半年以来，煤炭价格高企，火电企业经营压力增加。2017年6月，国家发改委发布《关于取消、降低部分政府性基金及附加合理调整电价结构的通知》（发改价格[2017]1152号）规定，自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项基金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价，缓解燃煤发电企业经营困难，火电上网电价在持续4年下调后迎来首次上调。此项政策有助于缓解电煤价格上涨过快，火电生产企业盈利空间被压缩的局面。
总体看，我国上网电价严格执行政府定价管控。近年来，受我国经济结构调整升级等因素影响，社会用电量增速整体有所增长。2016年下半年以来，燃煤价格高企，火电企业经营压力增加，2017年火电上网电价在持续4年下调后迎来首次上调，有关部门试图稳定火电企业的经营业绩。
[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。
二、煤电联动情况及煤电行业“跷跷板”效应研究的必要性
1．煤电联动相关政策
由于我国电力实行计划制，煤炭实行市场制，煤炭和电力价格偏离度较高时，电力企业会出现严重亏损。为缓解煤电价格矛盾，我国从2004年引入了煤电联动机制。自煤电联动机制实施后，我国共经历四次煤电联动，但均在2008年以前。
2016年以来受动力煤价格连续上涨影响，煤电企业盈利空间不断受到挤压，但2017年初国家发改委表示，根据测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱（不足每千瓦时0.20分钱调整线），全国煤电标杆上网电价故此未作调整。2017年以来，煤价维持高位运行，同时直购电试点展开（以山东省电改方案为例，2017年参与市场交易的用电量计划达全省用电量的30%），火电企业受煤企和市场化用户两头挤压，盈利水平进一步减弱，火电企业全面亏损，煤电联动呼声不断提高。
2017年6月，国家发改委“发改价格[2017]1152号”文，相当于上调了上网电价，是一次变相的煤电联动。但2017年下半年以来，煤价再次上涨，尽管取消工业企业结构调整专项资金使一部分企业扭亏为盈，煤电矛盾仍然突出，市场对煤电联动年底启动预期不断加强，但考虑到降低企业能源成本为国务院工作重点目标之一，煤电联动直接启动可能性不大，但有望继续出台变相联动措施。
2．煤电行业“跷跷板”效应研究的必要性
煤炭行业方面，煤炭行业上游供给受供给侧改革和进口煤限制政策等因素影响，煤炭供给偏紧，2016年下半年以来，煤炭价格在高位波动。
电力行业方面，上游供给端，煤炭采购通常占电力企业生产成本的七成左右，煤炭价格为电力企业成本控制的最大影响因素；下游需求端，电力销售价格受国家政策控制，制约着电力企业的收入和利润，国家电价改革为电力行业盈利水平的最大影响因素。
总体看，在国家相关部门政策相对稳定的情况下，煤炭价格波动直接影响电力企业盈利水平，而电力企业的生存情况，虽然在短期内不会影响到煤炭生产企业，但长期上看，电力企业的经营情况也会向上传导至上游煤炭行业。煤炭行业和电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，煤炭企业和电力企业健康发展，才能为我国经济的发展提供良好保障。在煤炭价格波动对电力企业自身生产经营的直接影响至关重要。
三、煤电跷跷板模型
为了探究煤炭价格波动对电力企业经营情况的影响，联合评级尝试构建“煤电跷跷板模型”，希望找到煤炭价格与电力企业盈利水平的直接关联关系。
1．煤电跷跷板模型算法
从上面的讨论中看到，电力企业[2]的经营，上游供给主要影响因素为煤炭采购价格，而煤炭价格主要受市场波动影响；下游销售主要受电力销售价格影响，而电力销售价格主要受国家政策影响。
煤电跷跷板模型的构建目标为，通过模型发现动力煤均价（设动力煤均价为Pc）对电力企业经营情况的影响。模型假设，假想的火电行业典型企业——E股份有限公司（以下简称“E公司”），可以代表整个火电行业企业的经营情况；同时模型也假设E公司的经营情况，不受国际贸易、所在国家政局变化和宏观经济基本面等因素影响。
煤电跷跷板模型对E公司经营情况衡量的具体指标，主要为毛利率（设毛利率为Rg）和净利率（设净利率为Rn）。此外，通过煤电跷跷板模型，联合评级也试图了解，在动力煤均价Pc一定的情况下，电力销售价格（设电力销售价格为Pe）对电力企业经营情况的影响。
（1）动力煤采购总额
动力煤采购总额为，动力煤均价Pc乘以E公司动力煤采购量，其中：
动力煤均价Pc为煤电跷跷板模型的输入值；
动力煤采购量为过程变量，不影响最终结果，可取任意值，故动力煤采购量设置为100吨。
（2）营业成本
营业成本为，E公司动力煤采购总额除以动力煤采购额占营业成本比重，其中：
动力煤采购总额由公式1计算得到；
在火电企业中，动力煤采购额通常占企业生产成本的70.00%左右，故E公司的动力煤采购额占营业成本比重假定设置为70.00%。
此外，煤炭运输成本约占最终煤炭到厂价的四成左右，煤炭从不同矿井运输到不同区域火力发电厂的费用较为繁杂，直接对运费进行假设可能造成跷跷板模型失真，故在下文模型应用中选取煤炭价格指数时，对煤炭运费予以考量。
（3）发电量
考虑到电煤热值较标准煤热值有一定差距，E公司发电量为经电煤热值比率转化后，动力煤采购量除以供电标准煤耗，其中：
标准煤热值根据标准煤定义，选取7,000千卡/千克；
火电企业选用的动力煤热值，根据不同企业的生产设备和生产需求，通常采购热值在5,500千卡/千克上下浮动的动力煤，故在煤电跷跷板模型中，选取E公司的电煤热值为5,500千卡/千克；
联合评级统计了Wind中，中国每月发电及供电累计标准煤耗，E公司的供电标准煤耗取前述数据2015~2017年的平均值310.50克/千瓦时。
（4）发电收入
E公司的发电收入为，其发电量的出售部分乘以电力销售价格，其中：
发电量由公式3计算得出；
售电量占发电总量比重方面，模型假定E公司所发电量，扣除E公司厂用变耗电量后，其余的全部产生收入，国家能源局发布的《关于2017年度全国电力价格情况监管通报》中2017年燃煤发电平均综合厂用电率为6.88%设置为E公司综合厂用电率，则E公司售电量占发电总量比重为93.12%（100%-综合厂用电率）。
电力销售价格Pe，选取Wind中，中国2017年燃煤发电平均上网电价0.37165元/千瓦时。
（5）营业收入
E公司营业收入为，其发电收入除以其火电收入占营业收入比重，其中：
发电收入由公式4计算得出；
由于E公司电力企业典型代表，火电收入为公司主营业务收入，考虑到公司可能的少部分其他收入，故假设E公司火电收入占营业收入比重为90.00%。
（6）毛利率Rg
根据毛利率的定义，E公司毛利率如下所示，其中：
营业收入由公式5计算得出；营业成本由公式2计算得出。
（7）净利率Rn
关于净利率的计算上，考虑到电力企业由于自身资产减值和处置规则、多元化经营、行业地位和股东支持等因素的差异较大，其非经常性损益和营业外收支等科目可比性较弱，故联合评级假设E公司的毛利润仅由其净利润、期间费用（包括销售费用、管理费用和财务费用）和企业所得税构成，故E公司的净利率如下所示，其中：
毛利率由公式6得出；
期间费用率取火电行业样本企业[3]2017年销售期间费用率平均值；
《中华人民共和国所得税法》规定，一般企业所税率为25.00%，故设置E公司的企业所得税率为25.00%。
至此，经过前述的推导，煤电跷跷板模型建立了电力行业假想典型企业E公司，从输入值动力煤均价Pc到输出值毛利率Rg和净利率Rn的联系，协助我们研究煤炭价格对E公司经营情况的影响，进而将E公司的情况辐射到整个电力行业企业，以便讨论煤电价格中枢与煤电行业的“跷跷板”效应。
2．中间值参数设置
在煤电跷跷板模型中，涉及到的中间值参数包括动力煤均价Pc、动力煤采购量、动力煤采购额占营业成本比重、电煤热值、标准煤热值、供电标准煤耗、电力销售价格Pe、火电收入占营业收入比重、综合厂用电率、期间费用率、毛利率Rg和净利率Rn；其中动力煤均价Pc为输入值，毛利率Rg和净利率Rn为输出值，其余为中间值。联合评级通过假设和选取行业平均值来设置中间值，对于较难找到行业平均值数据的中间值，则通过选取火电行业样本企业相应指标的平均值取得。
（1）火电行业样本企业
煤电跷跷板模型中，火电行业样本企业方面，联合评级选取了国内核心电力企业，以及煤电企业中部分装机规模靠前的上市公司。国内核心电力企业的样本企业选取中，部分控股集团母公司由下属更具代表性的火电板块子公司，以及数据更易获取的上市企业或发债企业代替。
（2）中间值参数设置
在上述计算模型中，需要进行部分中间值参数设置，具体详见下表。
3．模型应用
至此，“煤电跷跷板模型”已经简单模拟出煤炭价格与电力企业经营情况的直接关联关系，下面联合评级通过设置输入值，测算输出值，来验证煤电价格中枢与煤电行业“跷跷板”效应。
（1）2016年以来，煤炭价格持续上涨，联合评级尝试观察不同煤炭均价如何对E公司的毛利率和净利率产生影响。
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。
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。
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。
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[4]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[5]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。
[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。
閱讀更多 懂財視界 的文章
