“煤电联营”专题报告：政策催化不断，煤企迎来机遇

煤电“压舱石”及“调峰”作用强化，政策鼓励“煤电联营”融合发展。1）煤电“压舱石”地位十分突出。长期以来，煤电在我国电力体系中占据主导地位。伴随产业结构的不断调整，电力消费弹性呈现逐步扩大趋势，预计全社会用电量仍将保持增长态势。2014-2023火电装机容量十年复合增速4.8%，2001-2023年火电发电量复合增速8.3%。新增装机不足导致装机规模占比呈现下行趋势（2023年占比47.6%），但发电量占比依然维持在高位（2023年占比69.9%），电力供应的主体地位不变，“压舱石”作用凸显。2）煤电“调峰”角色日益凸显。一方面，政策积极推进煤电机组参与电网深度“调峰”。伴随新能源装机规模的不断扩大，我国电力系统面临调节能力不足和保供压力较大双重考验。煤电作为供电系统中最稳定的电源，煤电调峰可以维持电网功率平衡，同时作为供应相对充足的发电主体，可以调节各类发电机组以适应不同负荷需求。因此，国家发改委提出“各地要加大火电机组灵活性改造力度”，“提高火电机组参与调峰积极性”，鼓励火电参与调峰。2024年《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》的通知发布，明确提出“推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳”。另一方面，最高用电负荷连年增长、冗余容量不断下降，火电“调峰”需求增加。2023年电网最高用电负荷达到133914万千瓦，为近年来新高。而冗余容量6426万千瓦，为近年来相对较低值。电网最高用电负荷不断走高与冗余容量逐步下降，昭示电网调峰压力逐步增大。一方面水电和核电由于受制于地理位置因素，其发展存在上限；另一方面风电和光伏存在波动性、间歇性和不稳定性的缺点，容量有效性较差。因此，为了满足不断增长的最高用电负荷需求，亟需容量有效性较高的火电装机容量来补充。 3）煤电联营缓解产业链矛盾。煤、电上下游盈利“跷跷板效应”明显，煤企的利润水平跟随煤炭价格的波动而涨跌，即高煤价高利润、低煤价低利润；而电力企业则相反，则是高煤价低利润、低煤价高利润。以2022年为例，秦皇岛港Q5500价格达到新高1270元/吨，申万煤炭板块归母净利润率15.43%，而申万火电板块归母净利润率-0.65%。煤电联营可以有效缓解上下游矛盾，政策鼓励“煤电联营”。供给侧改革以来，国家相继出台多个文件，鼓励“煤电联营”、“煤电一体化”发展，促进上下游产业融合发展，提高能源供应保障水平。自2016年《关于煤电联营的指导意见》出台后，“煤电联营”模式进入快速发展期，煤企参股、控股电厂权益装机容量规模大幅增长，2016-2021年复合增速14.6%，2021年达到3.4亿千瓦，占火电装机比例31%。 “煤电联营”企业单位燃煤火电燃料成本较低，具备明显的成本竞争优势，因此包括中国神华、新集能源等代表央企，积极参与“煤电联营”。 催化剂：控煤价、浮电价，煤电联营延长产业链利润。1）中长期合同制度强化，煤企盈利空间受限。长协监管趋严，市场煤占比减少。自2021年煤价大幅上涨以来，中长期合同监管逐年趋严，尤其在中长期合同履约以及签订量方面，监管逐渐清晰且要求明确，进而导致煤炭企业电煤供应比例提高，化工、水泥等非电行业的市场煤供应量下降。各地限价政策出台，煤企盈利空间受限。根据国家发改委2022年5月1日发布的《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确中长期交易价格的合理区间，确定秦皇岛港下水煤（5500大卡）价格合理区间为570-770元/吨，各省市区也相继制定相关中长期交易价格合理区间。限价政策出台，叠加长协监管趋严所带来的市场煤销售减少，市场煤价超过长协煤价背景下，煤炭企业利润空间受到挤压。2）燃煤电价市场化改革，打开电厂盈利空间。2021年10月11日发改委发布《进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，要求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，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%。电价上浮后，火电行业盈利空间明显提升。2023年11月8日能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，燃煤电价由单一制电价调整为由容量电价与电量电价构成的两部制电价。容量电价对冲电价下滑风险，或对火电企业带来增量收益。根据测算，假设电厂用煤100%长协覆盖，各省市煤电上网基准价/基准价+10%/基准价+20%三种情形下计算对应煤炭价格与Q5500长协价格上限差额平均值分别为3/73/142元/吨，燃煤发电上网电价上浮显著提升了电厂的盈利空间。 投资建议：政策催化不断，煤企迎来机遇。伴随我国产业结构的不断转型升级，以及人均用电量的不断增长，全社会用电量预计保持长期增长趋势。新能源装机规模的扩大，“调峰”需求不增增加、压力不断加大，煤电“压舱石”作用或将进一步强化，燃煤发电有望迎来新一轮装机浪潮。当前，政策催化“煤电联营”发展，“煤电联营”盈利模式确定性大幅增强。因此，煤炭企业尤其是动力煤企业，凭借自身资源优势，积极发展火电业务，实现长期盈利的稳定和增长。重点推荐中国神华（煤炭自供）、淮河能源（集团供煤为主），建议关注新集能源（煤炭自供）、电投能源（煤炭自供）。 风险提示：政策落地不确定、新能源冲击、研报使用信息数据更新不及时风险。 煤电“压舱石”及“调峰”作用强化，政策鼓励“煤电联营”融 合发展 煤电“压舱石”地位突出 全社会用电量预计保持增长态势。2003-2023年全社会用电量复合增速达到8.2%，其中2023年用电量达到92241亿千瓦时，同比增速6.7%。 中国人均用电量2001-2022年复合增速8.5%，其中2022年人均用电量达到5989千瓦时，同比增速5.3%。分产业来看，2003-2023年第三产业用电量占比逐步提升，其中2023年第三产业用电量占比达到18.1%，达到历史新高。同时，第二产业用电量同比增速延续震荡下行趋势，第一、第三产业用电量同比增速领先，其中2023年第三产业用电量同比增速最高，达到12.2%。 电力消费弹性系数有望逐步扩大。2003-2023年我国电力消费弹性波动较大，最高值为2003年的1.53，最低值为2015年的0.07。近年来，伴随产业结构的不断调整，电力消费弹性呈现逐步扩大趋势，具体来看，“十二五”电力消费弹性平均值为0.7，“十三五”为1.02，“十四五”（2021-2023年）进一步提升至1.24。究其原因，第三产业对GDP贡献率逐步攀升（2003年占比38.96%，2023年占比达60.20%，提升21.24PCT），而且其电力消费弹性系数不断走高（2021-2023年平均值达到1.89），从而带动电力消费弹性变大。 图表1：全社会用电量保持长期增长态势 图表2：中国人均用电量距离发达经济体仍然有差距 图表3：第三产业用电量占比逐步增加 图表4：第三产业用电量增速保持领先 图表5：第三产业电力消费弹性系数逐步扩大 图表6：第三产业对GDP贡献率不断提升 火电主体地位长期保持，发电量预计仍将增长。装机容量方面，各类型发电主体装机容量呈现增长态势，其中风电、光伏装机增速遥遥领先，具体来看装机容量2014-2023十年复合增速光伏44.0%、风电19.2%、核电14.5%、水电4.2%、火电4.8%。其中火电装机规模占比呈现整体下行趋势，2023年占比首次下滑到50%以下，仅为47.6%。发电量方面，长期以来我国各发电类型发电量呈现稳步增长态势，其中2001-2023年火电发电量复合增速8.3%，2023年发电量达到62318亿千瓦时，同比增速6.5%。发电量占比方面，伴随新能源发电量的逐步增加，火电发电量占比呈现下滑趋势，具体来看2001年我国火电发电量占比79.5%，2023年下滑到69.9%，累计下滑9.5PCT，但仍然占据电力供应的绝对主导地位，“压舱石”作用凸显。 图表7：2001-2023年火电发电量保持增长态势 图表8：2023年火电发电量占比下降到70%左右 图表9：2001-2023年火电装机保持增长态势 图表10：2023年火电装机容量占比下降到50%以下 依据中国石化发布的《中国能源展望2060（2024年）》报告，预测2030年我国电力需求将达到110965亿千瓦时，较2023年增长27.18%，2023-2030期间年均复合增速达到3.50%。其中煤电发电量达到56430亿千瓦时，较2023年增长1.96%，发电量占比48%，仍居主导地位。此外报告预测，2030年我国煤电装机量达到14亿千瓦，装机容量占比33%，较2023年增长13.96%。 适度调增煤电规划目标，合理布局清洁高效煤电。根据中国能源信息网《“十四五”煤电规划目标能否顺利落地？》相关报道，发改委于2022年提出“三个8000万”目标，即要求2022、2023年煤电各开工8000万千瓦、两年投产8000万吨千瓦煤电机组，并将“十四五”煤电发展目标12.5亿千瓦调增到13.6亿千瓦。2023年全国累计新增煤电装机呈现“止跌反弹”迹象。煤炭企业出于建链稳链、平衡收益与风险的需要，积极“进军”煤电领域。 图表11：中国石化预计到2030年燃煤发电量占比保持在48%左右 煤电“调峰”角色日益凸显 政策积极推进煤电机组参与电网深度“调峰”。伴随新能源装机规模的不断扩大，我国电力系统面临调节能力不足和保供压力较大双重考验，这不仅是由于新能源快速发展增加了系统的调节压力，还受到极端气象变化带来的用电紧张冲击。因此，当前电力系统迫切需要整合各类调节资源，从而确保电力系统可以稳定运行。煤电作为所有供电系统中最稳定的电源，煤电调峰可以维持电网功率平衡，同时作为供应相对充足的发电主体，其可以调节各类发电机组以适应不同负荷需求。 从政策端来看，早在2017年，国家发改委提出“各地要加大火电机组灵活性改造力度”，“提高火电机组参与调峰积极性”，鼓励火电参与调峰。2021年《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》提出:“风光火（储）一体化运营，存量煤电项目优先通过灵活性改造提升调节能力，增量基地化开发外送项目优先汇集近区新能源电力”。2022年《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》提出：“全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力”，“完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造”，鼓励煤电企业和新能源企业开展实质性联营。 2024年国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》的通知，明确提出“推动煤电机组深度调峰、快速爬坡等高效调节能力进一步提升，更好发挥煤电的电力供应保障作用，促进新能源消纳”。 图表12：新能源调峰离不开煤电支持 最高用电负荷连年增长、冗余容量不断下降，火电“调峰”需求增加。 一般而言，电力系统内有效总装机容量（火电、水电和核电等不同类型机组总容量乘以其各自有效系数的加权汇总之和）大于全国最高用电负荷*（1+备用率）即可保障电力供应安全（备用率一般取值范围为12%～15%）。2023年（单月）电网最高用电负荷达到133914万千瓦，为近年来新高。测算2023年冗余容量6426万千瓦，为近年来相对较低值。电网最高用电负荷不断走高与冗余容量逐步下降，昭示电网调峰压力逐步增大。一方面、水电和核电由于受制于地理位置因素，其发展存在上限；另一方面、风电和光伏存在波动性、间歇性和不稳定性的缺点，容量有效性较差。因此，为了满足不断增长的最高用电负荷需求，亟需容量有效性较高的火电装机容量来补充。 图表13：各类电源有效系数 图表14：电网最高用电负荷不断走高与冗余容量逐步下降 煤电联营缓解产业链矛盾 煤、电上下游盈利“跷跷板效应”明显。长期以来，煤企与燃煤电厂之间经营博弈现象明显，根本原因在于煤与电的定价机制不同，即“市场煤VS计划电”（煤炭定价偏向