煤炭行業(yè)“近憂遠慮”之下，煤企如何破局?

: 電力網(wǎng); 2023-08-08; 來源：報告派; 瀏覽：

　　1.“煤電頂牛”現(xiàn)象長期存在

　　煤電矛盾長期存在，2021-2022 年煤價高位震蕩火電企業(yè)業(yè)績承壓。火電板塊作為煤炭板塊的產(chǎn)業(yè)鏈下游，其營業(yè)收入主要取決于發(fā)電量、上網(wǎng)電價兩個因素，而其營業(yè)利潤與煤價呈負相關關系。從火電企業(yè)業(yè)績表現(xiàn)看，煤價波動是火電企業(yè)業(yè)績的核心決定要素。根據(jù)國內主要火電企業(yè)公司公告披露的成本構成，正常年份下煤炭成本約占總發(fā)電成本的 55%-70%，其次是折舊、財務、人工等費用，且煤價大漲背景下燃料成本占比提升，導致燃煤電廠利潤下滑、甚至虧損的局面。2021 年，受煤炭行業(yè)供給側改革后產(chǎn)能供給不足、下游用電需求旺盛、水力發(fā)電疲軟等因素影響，國內煤價從 1 月開始震蕩上行，10 月達到全年最高水平。

　　據(jù)煤炭資源網(wǎng)，2021 年秦皇島港動力煤 Q5500 平倉價中樞達到 1029 元/噸，較 2020 年價格中樞 568 元/噸上漲約 81%。2022 年，在俄烏沖突、極端高溫天氣、煤炭新增產(chǎn)能釋放有限等多重因素影響下，煤價持續(xù)高位運行，秦皇島港動力混煤 Q5500 平倉價全年價格中樞抬升至1268 元/噸，同比提高約 23%，直接導致 2021-2022 年火電企業(yè)燃料成本占比大幅提升，火電企業(yè)業(yè)績承壓。

　　煤電矛盾的本質是煤、電定價機制市場化程度不同。煤炭定價方面，2016 年以前我國煤炭價格經(jīng)歷了計劃價格、指導價格、市場價格等多種定價機制。2016 年末國家發(fā)改委聯(lián)合煤、電、鋼協(xié)會共同發(fā)布《關于平抑煤炭市場價格異常波動的備忘錄的通知》，要求 2016-2020 年間，建立電煤鋼煤中長期合作基準價格確定機制，以長協(xié)基準價為基礎建立價格預警機制，即“基準價+浮動價”的定價模式。電力定價方面，2015 年國家開啟電力定價機制市場化改革，2020 年取消“煤電聯(lián)動”機制，同時將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價格設定權下放至地方政府，浮動幅度由電力用戶等市場主體協(xié)商決定。

　　2021 年將煤電電價基準浮動空間由原本的-15%至 10%調整至目前的±20%，并有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。與相對實現(xiàn)市場化、伴隨供需等因素發(fā)生變化的煤價相比，發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價仍非完全市場化。煤、電雙方價格無法有效聯(lián)動，造成煤炭市場定價與發(fā)電政府定價之間的不匹配。在此背景下，若煤價大幅上漲，火電企業(yè)的燃煤成本上升同時卻無法向下游有效傳導，出現(xiàn)煤企大賺、電企大虧現(xiàn)象。

　　2.當前時點下，煤企“煤電一體化”發(fā)展需求強烈

　　2.1.煤價下行疊加部分電廠履約率下降，煤企業(yè)績出現(xiàn)回落

　　2023 年至今煤價中樞有所下移，煤炭行業(yè)虧損程度擴大。據(jù)國家統(tǒng)計局，截至 2023 年6 月底，全國規(guī)模以上煤炭企業(yè) 4890 家，較去年同期增加 326 家，較 2022 年底增加 272 家。

　　虧損煤炭企業(yè)數(shù)量進入 2023 年后明顯擴大，截至 2023 年 6 月上升至 2084 家，虧損比例達到 43%，較去年同期增加 781 家(虧損比例 29%)，較 2022 年底增加 962 家(虧損比例 24%)。

　　行業(yè)利潤方面，受宏觀經(jīng)濟“弱復蘇”、煤炭供給寬松、各環(huán)節(jié)庫存高企等影響，市場煤價格下行較為明顯。據(jù)煤炭資源網(wǎng)，截至 2023 年 7 月 14 日秦港動力混煤 Q5500 價格較年初下跌幅度為 28.4%，煤價中樞約為 1009 元/噸。而煤炭開采和洗選業(yè)在 2023 年 1-6 月實現(xiàn)利潤總額4127.6 億元，同比減少 23.3%。與此同時行業(yè)噸煤利潤為 179 元/噸，較去年同期減少 65 元/噸，較 2022 年底減少 48 元/噸，但整體均值仍遠高于 2021 年以前。

　　政策引導煤、電企業(yè)落實長協(xié)合同抵御周期波動，但近期實際履約率有所下降。2022 年由于煤價依舊高位運行，多項政策陸續(xù)出臺，國家穩(wěn)價同時提高煤企、電企長協(xié)比例。1)“穩(wěn)價”方面，據(jù)國家發(fā)改委，2022 年初國家將下水煤合同基準價由原先的 535 元/噸調整為 675元/噸(5500 大卡動力煤)，同時明確秦皇島港和山西、陜西、蒙西、蒙東等重點地區(qū)出礦環(huán)節(jié)煤炭中長期交易價格合理區(qū)間。隨后國家發(fā)改委進一步加強對生產(chǎn)環(huán)節(jié)和流通運輸環(huán)節(jié)的價格管控，5 月更是連續(xù)發(fā)表八篇《煤炭價格調控監(jiān)管政策》系列解讀，對穩(wěn)煤價政策進行優(yōu)化、打補丁。2)“提長協(xié)”方面，2022 年煤炭中長期合同要求，煤炭企業(yè)簽訂的中長期合同數(shù)量應達到自有資源量的 80%以上，發(fā)電供熱企業(yè)年度用煤應實現(xiàn)中長期供需合同全覆蓋。

　　在國家嚴令推動以及市場煤居高不下的背景下，2022 年多數(shù)火電企業(yè)提高了中長期電煤覆蓋率，實現(xiàn)業(yè)績減虧。而 2023 年電煤中長期合同在延續(xù)此前長協(xié)定價機制的同時，也在數(shù)量要求、運力配置等方面進行細化，做到覆蓋范圍更廣、簽訂期限更長、履約要求更嚴，旨在實現(xiàn)煤炭、電力上下游的協(xié)調發(fā)展。但據(jù) 2023 年煤炭經(jīng)濟運行分析座談會中與會單位的反映，今年以來國內煤炭市場供需偏弱，中下游環(huán)節(jié)煤炭庫存屢創(chuàng)歷史新高，用戶“買漲不買跌”情緒濃重，煤炭中長期合同違約現(xiàn)象增多，部分中長期合同兌現(xiàn)率下降，部分無法兌現(xiàn)的電煤長協(xié)資源無法轉售其他用戶，煤炭企業(yè)銷售難度加大。煤價下行疊加部分履約率下降，煤企 2023 年半年報業(yè)績普遍回落。

　　2.2.煤、電利潤重新分配下，煤企“煤電一體化”或是優(yōu)質選擇

　　煤、電利潤重新分配下，煤電聯(lián)營或是優(yōu)質選擇。立足于“富煤貧油少氣”的基本國情，我國形成了煤電為主、氣電為輔、生物質發(fā)電為補充的火電發(fā)展格局。截至 2023 年 6 月，全國火電裝機 13.57 億千瓦，占發(fā)電總裝機容量的 50%(Wind)。作為關鍵的電網(wǎng)安全支撐，火電有力滿足了經(jīng)濟社會發(fā)展需要，成為我國能源供應安全的壓艙石和基本盤。2021 年 10 月至今，由于上游供給約束導致的煤價高漲使得煤、電行業(yè)的利潤分配出現(xiàn)了不平衡，2021 年煤炭開采和洗選業(yè)利潤總額同比+212.7%，電力、熱力的生產(chǎn)和供應業(yè)同比-57.1%，煤炭行業(yè)利潤總額占雙方合計利潤總額比達到 80%。2023 年前 6 月煤炭開采和洗選業(yè)利潤總額同比23.3%，電力、熱力的生產(chǎn)和供應業(yè)同比+46.4%，煤炭行業(yè)利潤總額占雙方合計利潤總額比自2022 年 76%下降至 62%。而 2016 年供給側改革后雙方利潤分配基本維持在各半水平，因此煤炭行業(yè)或仍面臨業(yè)績下行的壓力。在煤、電利潤重新分配的時點下，為解決上述煤電矛盾，煤電聯(lián)營或許是優(yōu)質選擇。

　　2016 年 4 月，國家發(fā)改委印發(fā)的《關于發(fā)展煤電聯(lián)營的指導意見》指出，煤電聯(lián)營是指煤炭和電力生產(chǎn)企業(yè)以資本為紐帶，通過資本融合、兼并重組、相互參股、戰(zhàn)略合作、長期穩(wěn)定協(xié)議、資產(chǎn)聯(lián)營和一體化項目等方式，將煤炭、電力上下游產(chǎn)業(yè)有機融合的能源企業(yè)發(fā)展模式。此后，國家持續(xù)推進煤電聯(lián)營的相關政策，貴州省政府更是在 2020 年發(fā)布《貴州省煤電聯(lián)營實施方案》，要求 2022 年省內現(xiàn)役煤電企業(yè)煤電聯(lián)營實現(xiàn)全覆蓋，所有在建擬建燃煤發(fā)電項目實現(xiàn)煤電聯(lián)營，對規(guī)劃建設煤電項目和煤炭項目，按照國家要求，必須實行煤電聯(lián)營，重點推動煤電一體化、大比例交叉持股等聯(lián)營方式。

　　平抑周期波動、協(xié)同上下游降本，煤電一體強化業(yè)績穩(wěn)定性。煤電聯(lián)營可以使煤企和電企建立一種互補的、長效的利益共享、風險共擔的機制，降低因為煤價波動帶來的經(jīng)營風險，確保電廠燃料長期穩(wěn)定供應的同時還可減少中間采購環(huán)節(jié)，大幅降低發(fā)電成本并鎖定下游火電利潤。以中國神華為例：1)內部降本方面，據(jù)公司年報，2011 年至今中國神華發(fā)電分部80%以上煤炭源于內部采購，且采購價格均低于外部銷售價格，最大限度降低電廠用煤成本。

　　2)抵御周期方面，中國神華的煤電一體也一定程度熨平了煤、電行業(yè)周期波動，2011-2015年，受經(jīng)濟增長動能弱化、煤炭行業(yè)產(chǎn)能逐漸過剩影響，煤價整體波動向下，同時期公司煤炭分部毛利率由 32%下降至 16%，而發(fā)電分部因成本改善毛利率由 24%上升至 36%。根據(jù)中國煤炭協(xié)會的統(tǒng)計，2015 年煤炭行業(yè)虧損面已超過八成，而中國神華依舊實現(xiàn)歸母凈利潤161.44 億元，凈利率 13.14%，位列當年動力煤(中信)板塊公司榜首。2021-2022 年在火電企業(yè)大幅虧損的局面下，公司發(fā)電分部憑借穩(wěn)定煤源依舊實現(xiàn)毛利率 7.7%和 14.3%。在此基礎上，中國神華的煤炭業(yè)務與發(fā)電業(yè)務形成良好對沖，一定程度加強了業(yè)績的穩(wěn)定性。我們選取 Wind 中主業(yè)為動力煤的 15 家上市公司作為樣本，計算其 2011-2022 年歸母凈利潤同比變動標準差。結果顯示中國神華的同比變動標準差最小，側面反映其盈利穩(wěn)定性。此外，據(jù)《煤電一體化深度融合發(fā)展的國神路徑研究》(2020)的分析，國家能源集團旗下國神公司的煤電一體化項目除了通過傳統(tǒng)方式建設坑口電廠，減少煤炭流通環(huán)節(jié)實現(xiàn)內部降本外，還通過水汽互補利用，燃料經(jīng)濟摻燒等創(chuàng)新方式降低生產(chǎn)成本，提高產(chǎn)業(yè)協(xié)同效應。

　　擺脫行政方式的“拉郎配”，政策鼓勵疊加市場化需求煤電一體化項目有望加速落地。

　　過去，煤電聯(lián)營雖受到政策鼓勵，但長期以來未能擺脫行政方式的“拉郎配”，難以真正發(fā)揮作用。近年來，秉著“遵照市場為主、企業(yè)自愿”的原則，市場化模式的聯(lián)營重組逐漸增多，2019 年國家發(fā)改委更是選取 15 個具有代表示范作用的煤電一體化項目進行全國推廣。2022年以來煤企多措并舉積極推進煤電聯(lián)營，包括：1)接手發(fā)電企業(yè)轉讓的火電資產(chǎn)。據(jù)華夏能源網(wǎng)不完全統(tǒng)計，自 2021 年底煤電資產(chǎn)“甩賣潮”至今，僅五大發(fā)電集團就拋售了至少 23 家煤電廠，其中尤以煤炭企業(yè)從五大集團手中接盤煤電資產(chǎn)最多。2)煤炭企業(yè)加大火電投資力度。據(jù)北極星電力網(wǎng)不完全統(tǒng)計，2022 年共 81 個煤電項目取得了開工、核準、簽約等重要進展，除五大發(fā)電集團外，國家能源集團、中煤集團、淮河能源、盤江煤電等均有項目在列。

　　3)央企帶頭加快推進煤電聯(lián)營。12 月 30 日，中煤集團與國家電投煤電項目專業(yè)化整合簽約儀式在北京舉行。本次簽約儀式前，雙方已在 2022 年進行多次交流會談，協(xié)商煤電合作事宜。參考中煤集團官網(wǎng)發(fā)布的信息，此次煤電項目專業(yè)化整合通過市場化方式開展，涉及的煤電裝機容量預計將超過 1000 萬千瓦，是近年來國內煤電領域涉及資產(chǎn)數(shù)額較大、影響力較強、整合效益較為顯著、示范引領作用較為突出的合作項目。

　　3.煤電+新能源多能互補、聯(lián)營發(fā)展，煤企轉型長期價值凸顯

　　3.1.煤電一體化是傳統(tǒng)煤企轉型發(fā)展重要模式

　　轉型不止囿于眼前的煤電，更在于牽手新能源。隨著我國碳達峰、碳中和目標的提出，安全、清潔、經(jīng)濟的階段性不平衡問題日益突出，煤電與新能源間的發(fā)展矛盾逐漸成為新型電力系統(tǒng)建設中的重要議題，國家層面對煤電和新能源的協(xié)同發(fā)展也在進行積極的思考與研究。2021 年 12 月中央經(jīng)濟工作會議，國家首次提出要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優(yōu)化組合。2022 年 5 月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《促進新時代新能源高質量發(fā)展實施方案》，提出加大力度規(guī)劃建設大型風光電基地，并按照推動煤炭和新能源優(yōu)化組合的要求，鼓勵煤電企業(yè)與新能源企業(yè)開展實質性聯(lián)營。政府指導意見從“推動煤炭和新能源優(yōu)化組合”到“鼓勵煤電企業(yè)與新能源企業(yè)開展實質性聯(lián)營”，方向更加明確、要求更為具體，為下一步產(chǎn)業(yè)結構優(yōu)化調整指明道路。

　　短期來看，煤電聯(lián)營是當前時點下解決煤電利潤再分配的優(yōu)質選擇，長遠來看，“雙碳”目標下煤炭消費必將逐步減少，煤炭企業(yè)面臨著轉型升級和創(chuàng)新發(fā)展的緊迫需求。考慮到未來風、光等可再生能源裝機規(guī)模將大幅增加，而新能源發(fā)電波動性大，需要利用燃煤發(fā)電的穩(wěn)定性，為新能源提供大量調峰、調頻、備用等輔助服務，煤電一體化有望成為能源生產(chǎn)低成本、集約化、節(jié)約型的有效模式，成為加快構建清潔低碳、安全高效的新型能源體系的有力實踐。

　　“雙碳”目標下，煤企轉型具備先天產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢、地域優(yōu)勢且資金充足。一方面，煤企具有產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，具備能源開采、裝備制造的成熟經(jīng)驗，擁有穩(wěn)定的下游電廠、化工客源，以及先天地域優(yōu)勢。我國大型新能源項目基地多數(shù)位于西北地區(qū)，與煤炭資源分布重合度較高，如我國第一批容量約 1 億千瓦的大型風電光伏基地主要位于甘肅、青海、內蒙、寧夏等西部地區(qū)。此外，與傳統(tǒng)能源相比，新能源占地面積大。隨著新能源規(guī)模快速擴大，土地資源已經(jīng)成為影響新能源發(fā)展的重要因素，煤炭企業(yè)可利用自有采煤沉陷區(qū)受損土地規(guī)劃建設光伏發(fā)電、風力發(fā)電等新能源項目，提高資源利用率的同時還可實現(xiàn)綠色轉型。另一方面，受制于 2011-2013 年行業(yè)產(chǎn)能過剩以及 2016 年以來的供給側結構性改革，煤炭行業(yè)資本開支明顯下降，2021 年至今雖在行業(yè)景氣度好轉以及政策鼓勵保供穩(wěn)價背景下有所回升，但在“雙碳”目標持續(xù)推進下，煤炭固定資產(chǎn)投資規(guī)模大、時間長，資本開支仍低于此前水平，且新礦井的使用時間一般長達數(shù)十年之久，長期來看與雙碳背景相違背，企業(yè)進行煤炭固定資產(chǎn)投資的意愿不強。但近兩年煤價高位運行，使得煤炭企業(yè)盈利能力持續(xù)改善，在手現(xiàn)金規(guī)模大幅增加，為后續(xù)轉型提供基礎。

　　3.1.發(fā)揮“兜底保供+深度調峰”作用，煤電助力新能源行穩(wěn)致遠

　　供給側改革“后遺癥”顯現(xiàn)，階段性缺電頻發(fā)。2021 年以來的三年里，我國局部地區(qū)出現(xiàn)了電力供應偏緊和短暫缺電的情況，先有 2021 年 8-9 月遼寧、吉林、江蘇、浙江、廣東等地相繼發(fā)布有序用電或限電通知，后有 2022 年夏季高溫天氣導致水電供應持續(xù)受限，疊加居民用電負荷增加，各地為緩解用電高峰時段供電壓力再次發(fā)布限電通知，其中云南省電解鋁企業(yè)更是在 2022 年 9 月到 2023 年 2 月間三次收到限電通知。背后反映出來的是供給側改革后煤炭、火電的長期投資萎縮導致的產(chǎn)能不足現(xiàn)象，與此同時 2015 年后我國全社會用電量增速回升，疊加 2022 年極端高溫導致的空調降溫用電需求激增，電力供需的矛盾逐漸顯現(xiàn)。展望“十四五”后三年，根據(jù)《新形勢下“十四五”后三年中國電力需求形勢研判》(2023年發(fā)表)分析，“十四五”后三年中國用電量仍有較大增長空間，技術進步、能源轉型、電力市場、氣候氣溫等因素對用電增長影響將增強，且最大負荷受產(chǎn)業(yè)結構調整、空調與電采暖設備推廣、氣候氣溫等影響將更為突出，增速將高于用電增速，或進一步增大電力保供壓力。

　　確保能源安全穩(wěn)定供應，煤電扛起保供重任。2023 年 4 月《2023 年能源工作指導意見》發(fā)布，不同于 2021 年指導意見中將“能源結構”放在了目標首位，國家能源局已經(jīng)連續(xù)兩年堅持把“增強供應保障能力”放在主要目標首位。由此可見，自 2021 年起頻發(fā)的缺電事件使人們意識到能源保供需求刻不容緩，而我國以煤為主的資源稟賦，決定了煤電在相當長時期內仍將承擔保障我國能源安全的重要作用。從數(shù)據(jù)來看，煤炭方面，在能源保供要求下國家通過核增產(chǎn)能、擴產(chǎn)、新投產(chǎn)等方式持續(xù)新增煤炭產(chǎn)能，據(jù)國家統(tǒng)計局，2022 年我國實現(xiàn)煤炭產(chǎn)量 45.6 億噸，同比增長 10.5%，為近十年來最高增速。煤電方面，去年夏季以來，降水偏枯造成水電發(fā)電量持續(xù)出力不足，2022 年下半年至 2023 年上半年三峽水庫日均流入量為近五年來同期低位，據(jù)國家統(tǒng)計局，2023 年 1-6 月我國水力發(fā)電量同比下降 22.9%。為彌補水力發(fā)電不足，2023 年 1-6 月我國火力絕對發(fā)電量達到 29457 億千瓦時，同比增長 7.5%，占上半年總發(fā)電量的 71%。