从电价市场化及长协比例提升，看煤价中枢提升空间

火电在能源系统中的主体作用仍无法被替代 尽管近几年可再生能源装机容量增速较快，但火电装机容量仍然占比较高，截至2021年火电占比仍超过一半。即使当前火力发电装机容量仅为50%多，但是火电发电量占比仍在70%左右的高位。我们认为这主要归功于火电在发电小时数和稳定性都较高，过去十年平均发电小时数上分别比水电、风电及光电高出了24%、126%及260%，所以我们认为火电仍为能源系统主力军，处于不可替代的位置。 从2022年中四川限电能看出火电的重要性 四川缺电主要原因是，高温干旱催生了额外的电力需求，同时干旱又减少了水电的产量，导致一时间内电力的供需缺口放大。在2014年以后，水电的发电量在四川省中占比就已经超过80%，所以在比较极端的气候情况下，温度和水流量的变化可以对四川省能源系统造成比较大的冲击。由此我们也能看出火电的稳定性在能源系统中的重要性。 若电价市场化落地，火电企业对煤价承受力或提高 若电价市场化落地，我们认为当前电力公司的平均上网电价或仍有较大的上涨空间。在经济复苏的预期下，工商业电力需求有较大提升的可能性，这有可能会进一步带动提高煤炭的需求，以及抬升煤价中枢。在这样的情况下，电力基准价在未来有上调的可能性，以提升热电企业对煤炭价格的承受力。 长协比例提高使煤炭市场出现一定结构性矛盾，市场煤需求弹性放大 2021年因为煤价暴涨导致电力行业出现大幅度利润收缩，但是随着2022年电煤长协政策的出台以及长协比例的提高，热电行业利润逐渐恢复到往年正常的水平。我们预计随着长协比例的持续提高以及燃煤电价改革的逐渐深化，电力热力行业的利润有望持续提高。热电行业亏损面没有随着市场煤价格的提升而扩大也说明了长协煤成本得到了有效控制。长协煤成本得到有效控制的情况下，电厂对现货采购部分的承受力也会提高，电煤现货采购部分或出现弹性放大的情况。 风险提示：经济增长不及预期；房建恢复不及预期；煤炭供给增量超预期； 电价市场化进度存在不确定性；测算具有主观性，仅供参考 1.火电在能源系统中的主体作用无法被替代 1.1.火电稳定性较高，仍将是能源系统中的主力军 火电仍为能源主力军：尽管近几年可再生能源装机容量增速较快，但火电装机容量仍然占比较高，截至2021年火电占比仍超过一半。即使当前火力发电装机容量仅为50%多，但是火电发电量占比仍在70%左右的高位。我们认为这主要归功于火电在发电小时数和稳定性都较高，过去十年平均发电小时数上分别比水电、风电及光电高出了24%、126%及260%，所以我们认为火电仍为能源系统主力军，处于不可替代的位置。 火力发电稳定性较高：发电稳定性上，火电受天气影响较小，但是风光水电，每年风力、水流量、天气都对发电时长有所影响，并且这几个因素也相对难以预测。例如风电一年能发多少电取决于当年风力，风的忽强忽弱也给风力发电的设备带来更大的压力。水电多少取决于当年温度以及水流量，不稳定性较强。以2022年中四川停电事件为例，主要是因为温度过高影响到水力发电的供给，导致一时间内电力供需缺口放大，产生停电事件。 图1：火电装机容量占比仍居高位单位：万千瓦 图2：年均发电小时数单位：小时 图3：火力发电量占比维持高位主坐标轴单位：亿千瓦时次坐标轴单位：% 1.2.从“四川限电”看未来火电增速情况 从2022年中四川限电我们也能看出火电的重要性。四川缺电主要原因是，高温干旱催生了额外的电力需求，同时干旱又减少了水电的产量，导致一时间内电力的供需缺口放大。 在2014年以后，水电的发电量在四川省中占比就已经超过80%，所以在比较极端的气候情况下，温度和水流量的变化可以对四川省能源系统造成比较大的冲击。由此我们也能看出火电的稳定性在能源系统中的重要性。 火电机组投资和批复节奏的加快，未来火电占比可能仍居高：2022年1-11月份，全国主要发电企业电源工程完成投资5525亿元，同比增长28.3%。其中，火电736亿元，同比增长38.3%。另外，2022年6月火电批复节奏有明显提升。2022年1-5月，月均批复的火电项目还不到4个。到了6月以后，月均批复数量骤增到了9.6个。6-12月批复的项目中，其中以广东和安徽居多，各自分别批复了13个项目。经过我们测算，若2022年6-12月批复的项目全部投产，预计会增加约1.5亿吨的燃煤需求。 图4：火电批复节奏2022年6月后明显提升 图5：2022年6-12月批复的项目中以广东和安徽为主 2.电价市场化或为煤价带来更高提升空间 2.1.从政策上看，电价市场化或为发展趋势 我国电价改革经过五个阶段，从阶段上的变化能观察到改革过程中，市场化程度越来越高。 第一个阶段是1978-1985年的完全管制电价时期，当时处于计划经济体制，电力行业处于高度集中管理的模式。 第二阶段为1985年转入还本付息电价阶段，市场化程度就逐渐提高。当时经济和电力需求增长速度较快，政府鼓励社会资本进入电力行业，引入“还本付息电价”，核心是为了能够覆盖电力企业的融资成本，并且保障一定利润。 第三阶段为1997年引入经营期电价，按照经营期统筹考虑成本、税金与合理利润，利于引导投资也能抑制电价过快上涨。 第四阶段为2002-2014年标杆电价时期，即国务院的5号文。过渡至标杆电价时期后，各地区都有统一的定价标准，一厂一价时代结束。另外，出台了煤电价格联动政策，并对销售电价做了分类，把销售电价归为居民生活用电、农业生产和工商业及其他用电价格三类。 第五阶段为2015年至今新一轮电力改革时期，即国务院电改9号文。9号文仍然强调坚持市场化改革，完善电力市场化交易机制，并且提到三个“有序放开”，分别是有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。较为重要的变化有将销售电价过渡至上网电价+输配电价的模式，并且上网电价由原来的标杆电价逐步转变为市场化定价。 2021年10月14日，国家发改委进一步发文《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，主要是通过四项工作落实电价市场化改革： 1）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。 2）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。 3）推动工商业用户都进入市场。有序推动尚未进入市场的工商业用户全部进入电力市场，取消工商业目录销售电价。对暂未从电力市场直接购电的工商业用户由电网企业代理购电。 鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。 4）保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，保持现行销售电价水平不变。 表1：电价体制历史演变 2.2.若电价市场化落地，电力企业对煤价承受力或大幅度提高 中电联建议将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平：将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，标煤价格浮动100元/吨对应煤电基准价浮动0.03元/千瓦时的标准进行联动。按当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。 若电价市场化落地，我们认为当前电力公司的平均上网电价或仍有较大的上涨空间。在经济复苏的预期下，工商业电力需求有较大提升的可能性，这有可能会进一步带动提高煤炭的需求，以及抬升煤价中枢。在这样的情况下，电力基准价在未来有上调的可能性，以提升火电企业对煤炭价格的承受力。 3.长协比例提高，市场煤价格弹性放大 3.1.电煤长协演变至今，或将使煤炭市场出现结构性矛盾 电煤长协的历史演变：从1993年起，电煤的价格双轨制就是煤炭中长期合同的雏形，当时重点合同以内的电煤由政府指导定价，但由于电煤的指导价低于市场价，合同履行并不顺利。在2002年后煤炭定价开始进入市场化改革的摸索阶段，并于2013年开始签订定量定价的长协合同。2016年开始至今进入新双轨制阶段，即“基准价+浮动价”的中长期合同定价阶段，并且定价公式经历过两次更改。截至目前，长协的基准价为675元/吨，浮动价部分则由CCTD、BSPI、NCEI三个指数构成。 2022-2023电煤长协政策的变化：2022年国家发改委要求煤炭生产企业要严格按照不低于年度煤炭产量的80%签订中长期合同，严格落实煤炭中长期交易价格政策要求。2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。2023年电煤长协政策规定1）各产煤省区暂按2022年保供责任书分解的26亿吨合同任务，分解至每一个煤炭企业（“963新规”探讨29亿吨合同）。2）原则上每个煤企任务量不应低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%。3）2021年9月份以来的产能核增部分全部要签长协煤。 电煤长协或将使煤炭市场出现结构性矛盾：我们认为长协比例提高或是导致了煤炭市场出现结构性矛盾的原因，即供给在总体平稳的情况下，由于电煤长协比例的提高，可流通市场煤的比例出现减少，在这个情况下非电行业的需求对煤价的影响力逐渐放大。另外，“963”新规提到了长协煤将优先配置铁路运力。在运力难以跟上保供进度的今天，如果长协煤优先获得铁路运力分配，市场煤的供给或将进一步被挤压，结构性矛盾或将进一步凸显，从而导致市场煤价格中枢抬升。 图6：煤炭定价机制历史演变 3.2.长协比例提升有助于电厂利润修复，同时会放大市场煤价格弹性 长协比例提高，热电利润恢复：2021年因为煤价暴涨导致电力行业出现大幅度利润收缩，但是随着2022年电煤长协政策的出台以及长协比例的提高，热电行业利润逐渐恢复到往年正常的水平。我们预计随着长协比例的持续提高以及燃煤电价改革的逐渐深化，电力热力行业的利润有望持续提高。热电行业亏损面没有随着市场煤价格的提升而扩大也说明了长协煤成本得到了有效控制。长协煤成本得到有效控制的情况下，电厂对现货采购部分的承受力也会提高，电煤现货采购部分或出现弹性放大的情况。 图7：长协比例提高，热电利润恢复单位：亿元 图8：热电亏损占比没有随着市场煤价格提高而扩大单位：% 图9：基于长协比例的煤电联动敏感性测试 4.总结：煤价中枢继续处于上行通道 4.1.煤炭市场供需持续紧平衡，煤价上涨具备底层逻辑 展望2023，受到煤炭公司增产意愿不足、煤炭开采安全问题更为受重视，以及煤炭运输能力增量有限的影响，我们认为煤炭供给增量或较有限。进口方面，海外能源危机尚未解决，能源市场预计仍维持紧平衡，海外煤价或仍维持高位，我们预计2023年进口煤数量同比2022年或有所减少。需求方面，在经济复苏和稳增长的背景下，基建、制造业和房建景气度或均有所回升，从而带动工业用电以及动力煤需求稳步扩张。 综上所述，在传统化石能源供给增量受限，需求稳增长的背景下，煤价具备较大上涨空间，我们认为煤炭行业供需格局或逐渐从2022年的供给总量宽松，向紧平衡演化。 图10：年度供需平衡表单位：万吨价格单位：元/吨 4.2.电价市场化改革及长协比例提升，推动煤价天花板上抬 从电价改革历史进程来看，电价市场化程度在每次改革后均有不同程度的提高。若电价市场化程度能不断加深，上网电价基准价有抬升的可能性。若煤电基准价得以抬升，电力公司对煤炭价格的承受力或将提高，从而有望推动煤价中枢进一步上升。 从长协比例提升的角度看，热电行业成本得到有效控制，利润逐渐恢复到往年正常的水平。 在这样的背景下，电厂对现货煤部分的采购价格承受力或提高，从而有望拉动市场煤的采购价格。 5.风险提示 经济增长不及预期：煤炭需求与经济增长正相关，若后续经济增长不及预期，煤炭需求存在支撑较弱的可能性