“近忧远虑”之下，煤企如何破局？煤电一体化或是方向

“近忧”之下，煤企“煤电一体化”或是优质选择。 短期来看，2023年以来煤价下行叠加部分电厂长协履约率下降使得煤企业绩普遍回落，2021-2022年煤价高位运行使得煤、电行业的利润分配出现了不平衡，2021年煤炭开采和洗选业利润总额同比+212.7%，电力、热力的生产和供应业同比-57.1%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比达到80%。2023年1-6月煤炭开采和洗选业利润总额同比-23.3%，电力、热力的生产和供应业同比+46.4%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比自2022年76%下降至62%。 而2016年供给侧改革后双方利润分配基本维持在各半水平，因此煤炭行业或仍面临业绩下行的压力。在煤、电利润重新分配的时点下，为解决上述煤电矛盾，煤电联营或许是优质选择。煤电联营可以使煤企和电企建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润，加强业绩稳定性。 “远虑”之下，转型不止囿于眼前的煤电，更在于牵手新能源。 长期来看，“双碳”目标下煤炭消费将逐步减少，煤企面临着转型升级和创新发展的紧迫需求，而煤炭、煤电、新能源产业一体化协同发展或成为解决安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题的破局之道。自2021年起频发的缺电事件使人们意识到能源保供需求刻不容缓，而我国以煤为主的资源禀赋，决定了煤电在相当长时期内仍将承担保障我国能源安全的重要作用。考虑到未来风、光等可再生能源装机规模将大幅增加，新能源发电当前仍存在弃风弃光率偏高、调峰能力偏弱等问题，需要利用燃煤发电的稳定性，为新能源提供大量调峰、调频、备用等辅助服务。煤电一体化有望成为能源生产低成本、集约化、节约型的有效模式。煤企具备先天地域优势，其煤炭资源与大型风电、光伏基地布局趋于一致，自有采煤沉陷区亦可规划建设新能源项目，三者协同互补优势更为明显，一体化实施的条件更为齐备。 投资建议：短期来看，在当前煤、电利润再平衡的时点下，煤电一体化或助力煤企平抑周期波动，加强业绩稳定性。长期来看，煤电+新能源的供电组合既能满足“双碳”转型目标，又能保证电力供给、调峰能力，是当前煤企转型的重要方向。建议关注：1）拥有“煤电路港航化”产业链一体业务的高分红能源央企【中国神华】；2）背靠西南千亿级能源国企贵州能源集团，煤炭产能释放空间大，在建火电、绿电项目有序推进，布局煤电一体化锁定产业链利润的【盘江股份】；3）长协占比高，在建火电项目规模大的煤电一体化央企【新集能源】。 风险提示：宏观经济周期波动风险、煤炭价格波动、生产安全风险、环保风险、煤电联营项目推进进度不及预期、政策推进不及预期、下游用电需求不及预期。 1.“煤电顶牛”现象长期存在 煤电矛盾长期存在，2021-2022年煤价高位震荡火电企业业绩承压。火电板块作为煤炭板块的产业链下游，其营业收入主要取决于发电量、上网电价两个因素，而其营业利润与煤价呈负相关关系。从火电企业业绩表现看，煤价波动是火电企业业绩的核心决定要素。根据国内主要火电企业公司公告披露的成本构成，正常年份下煤炭成本约占总发电成本的55%-70%，其次是折旧、财务、人工等费用，且煤价大涨背景下燃料成本占比提升，导致燃煤电厂利润下滑、甚至亏损的局面。2021年，受煤炭行业供给侧改革后产能供给不足、下游用电需求旺盛、水力发电疲软等因素影响，国内煤价从1月开始震荡上行，10月达到全年最高水平。 据煤炭资源网，2021年秦皇岛港动力煤Q5500平仓价中枢达到1029元/吨，较2020年价格中枢568元/吨上涨约81%。2022年，在俄乌冲突、极端高温天气、煤炭新增产能释放有限等多重因素影响下，煤价持续高位运行，秦皇岛港动力混煤Q5500平仓价全年价格中枢抬升至1268元/吨，同比提高约23%，直接导致2021-2022年火电企业燃料成本占比大幅提升，火电企业业绩承压。 图2.2011-2022年秦港Q5500市场煤价中枢（元/吨）及同比（%） 图1.主要火电企业燃料成本占总营业成本比重（%） 图3.煤炭和火电行业之间存在跷跷板效应 煤电矛盾的本质是煤、电定价机制市场化程度不同。煤炭定价方面，2016年以前我国煤炭价格经历了计划价格、指导价格、市场价格等多种定价机制。2016年末国家发改委联合煤、电、钢协会共同发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，要求2016-2020年间，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制，即“基准价+浮动价”的定价模式。电力定价方面，2015年国家开启电力定价机制市场化改革，2020年取消“煤电联动”机制，同时将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价格设定权下放至地方政府，浮动幅度由电力用户等市场主体协商决定。 2021年将煤电电价基准浮动空间由原本的-15%至10%调整至目前的±20%，并有序放开全部燃煤发电电量上网电价。与相对实现市场化、伴随供需等因素发生变化的煤价相比，发电企业上网电价仍非完全市场化。煤、电双方价格无法有效联动，造成煤炭市场定价与发电政府定价之间的不匹配。在此背景下，若煤价大幅上涨，火电企业的燃煤成本上升同时却无法向下游有效传导，出现煤企大赚、电企大亏现象。 表1：煤炭、电力行业定价模式演变情况梳理 2.当前时点下，煤企“煤电一体化”发展需求强烈 2.1.煤价下行叠加部分电厂履约率下降，煤企业绩出现回落 2023年至今煤价中枢有所下移，煤炭行业亏损程度扩大。据国家统计局，截至2023年6月底，全国规模以上煤炭企业4890家，较去年同期增加326家，较2022年底增加272家。 亏损煤炭企业数量进入2023年后明显扩大，截至2023年6月上升至2084家，亏损比例达到43%，较去年同期增加781家（亏损比例29%），较2022年底增加962家（亏损比例24%）。 行业利润方面，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企等影响，市场煤价格下行较为明显。据煤炭资源网，截至2023年7月14日秦港动力混煤Q5500价格较年初下跌幅度为28.4%，煤价中枢约为1009元/吨。而煤炭开采和洗选业在2023年1-6月实现利润总额4127.6亿元，同比减少23.3%。与此同时行业吨煤利润为179元/吨，较去年同期减少65元/吨，较2022年底减少48元/吨，但整体均值仍远高于2021年以前。 图4.2023年秦港Q5500价格变化（元/吨） 图5.煤炭开采和洗选业亏损企业总额及亏损企业比例 图6.煤炭开采和洗选业吨煤利润情况（元/吨） 政策引导煤、电企业落实长协合同抵御周期波动，但近期实际履约率有所下降。2022年由于煤价依旧高位运行，多项政策陆续出台，国家稳价同时提高煤企、电企长协比例。1）“稳价”方面，据国家发改委，2022年初国家将下水煤合同基准价由原先的535元/吨调整为675元/吨（5500大卡动力煤），同时明确秦皇岛港和山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环节煤炭中长期交易价格合理区间。随后国家发改委进一步加强对生产环节和流通运输环节的价格管控，5月更是连续发表八篇《煤炭价格调控监管政策》系列解读，对稳煤价政策进行优化、打补丁。2）“提长协”方面，2022年煤炭中长期合同要求，煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，发电供热企业年度用煤应实现中长期供需合同全覆盖。 在国家严令推动以及市场煤居高不下的背景下，2022年多数火电企业提高了中长期电煤覆盖率，实现业绩减亏。而2023年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也在数量要求、运力配置等方面进行细化，做到覆盖范围更广、签订期限更长、履约要求更严，旨在实现煤炭、电力上下游的协调发展。但据2023年煤炭经济运行分析座谈会中与会单位的反映，今年以来国内煤炭市场供需偏弱，中下游环节煤炭库存屡创历史新高，用户“买涨不买跌”情绪浓重，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。煤价下行叠加部分履约率下降，煤企2023年半年报业绩普遍回落。 表2：2021-2023年电煤合同对比 表3：部分火电2022年长协煤采购比例及归母净利润情况 表4：2023年部分煤企半年报业绩预告 2.2.煤、电利润重新分配下，煤企“煤电一体化”或是优质选择 煤、电利润重新分配下，煤电联营或是优质选择。立足于“富煤贫油少气”的基本国情，我国形成了煤电为主、气电为辅、生物质发电为补充的火电发展格局。截至2023年6月，全国火电装机13.57亿千瓦，占发电总装机容量的50%（Wind）。作为关键的电网安全支撑，火电有力满足了经济社会发展需要，成为我国能源供应安全的压舱石和基本盘。2021年10月至今，由于上游供给约束导致的煤价高涨使得煤、电行业的利润分配出现了不平衡，2021年煤炭开采和洗选业利润总额同比+212.7%，电力、热力的生产和供应业同比-57.1%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比达到80%。2023年前6月煤炭开采和洗选业利润总额同比-23.3%，电力、热力的生产和供应业同比+46.4%，煤炭行业利润总额占双方合计利润总额比自2022年76%下降至62%。而2016年供给侧改革后双方利润分配基本维持在各半水平，因此煤炭行业或仍面临业绩下行的压力。在煤、电利润重新分配的时点下，为解决上述煤电矛盾，煤电联营或许是优质选择。 图7.煤炭行业与电热行业利润与工业企业利润同比情况 图8.煤炭行业与电热行业利润占比情况 2016年4月，国家发改委印发的《关于发展煤电联营的指导意见》指出，煤电联营是指煤炭和电力生产企业以资本为纽带，通过资本融合、兼并重组、相互参股、战略合作、长期稳定协议、资产联营和一体化项目等方式，将煤炭、电力上下游产业有机融合的能源企业发展模式。此后，国家持续推进煤电联营的相关政策，贵州省政府更是在2020年发布《贵州省煤电联营实施方案》，要求2022年省内现役煤电企业煤电联营实现全覆盖，所有在建拟建燃煤发电项目实现煤电联营，对规划建设煤电项目和煤炭项目，按照国家要求，必须实行煤电联营，重点推动煤电一体化、大比例交叉持股等联营方式。 表5：我国煤电联营相关政策 平抑周期波动、协同上下游降本，煤电一体强化业绩稳定性。煤电联营可以使煤企和电企建立一种互补的、长效的利益共享、风险共担的机制，降低因为煤价波动带来的经营风险，确保电厂燃料长期稳定供应的同时还可减少中间采购环节，大幅降低发电成本并锁定下游火电利润。以中国神华为例：1）内部降本方面，据公司年报，2011年至今中国神华发电分部80%以上煤炭源于内部采购，且采购价格均低于外部销售价格，最大限度降低电厂用煤成本。 2）抵御周期方面，中国神华的煤电一体也一定程度熨平了煤、电行业周期波动，2011-2015年，受经济增长动能弱化、煤炭行业产能逐渐过剩影响，煤价整体波动向下，同时期公司煤炭分部毛利率由32%下降至16%，而发电分部因成本改善毛利率由24%上升至36%。根据中国煤炭协会的统计，2015年煤炭行业亏损面已超过八成，而中国神华依旧实现归母净利润161.44亿元，净利率13.14%，位列当年动力煤（中信）板块公司榜首。2021-2022年在火电企业大幅亏损的局面下，公司发电分部凭借稳定煤源依旧实现毛利率7.7%和14.3%。在此基础上，中国神华的煤炭业务与发电业务形成良好对冲，一定程度加强了业绩的稳定性。我们选取Wind中主业为动力煤的15家上市公司作为样本，计算其2011-2022年归母净利润同比变动标准差。结果显示中国神华的同比变动标准差最小，侧面反映其盈利稳定性。此外，据《煤电一体化深度融合发展的国神路径研究》（2020）的分析，国家能源集团旗下国神公司的煤电一体化项目除了通过传统方式建设坑口电厂，减少煤炭流通环节实现内部降本外，还通过水汽互补利用，燃料经济掺烧