煤炭行业“近忧远虑”之下，煤企如何破局?

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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，燃料经济掺烧等创新方式降低生产成本，提高产业协同效应。

　　摆脱行政方式的“拉郎配”，政策鼓励叠加市场化需求煤电一体化项目有望加速落地。

　　过去，煤电联营虽受到政策鼓励，但长期以来未能摆脱行政方式的“拉郎配”，难以真正发挥作用。近年来，秉着“遵照市场为主、企业自愿”的原则，市场化模式的联营重组逐渐增多，2019 年国家发改委更是选取 15 个具有代表示范作用的煤电一体化项目进行全国推广。2022年以来煤企多措并举积极推进煤电联营，包括：1)接手发电企业转让的火电资产。据华夏能源网不完全统计，自 2021 年底煤电资产“甩卖潮”至今，仅五大发电集团就抛售了至少 23 家煤电厂，其中尤以煤炭企业从五大集团手中接盘煤电资产最多。2)煤炭企业加大火电投资力度。据北极星电力网不完全统计，2022 年共 81 个煤电项目取得了开工、核准、签约等重要进展，除五大发电集团外，国家能源集团、中煤集团、淮河能源、盘江煤电等均有项目在列。

　　3)央企带头加快推进煤电联营。12 月 30 日，中煤集团与国家电投煤电项目专业化整合签约仪式在北京举行。本次签约仪式前，双方已在 2022 年进行多次交流会谈，协商煤电合作事宜。参考中煤集团官网发布的信息，此次煤电项目专业化整合通过市场化方式开展，涉及的煤电装机容量预计将超过 1000 万千瓦，是近年来国内煤电领域涉及资产数额较大、影响力较强、整合效益较为显著、示范引领作用较为突出的合作项目。

　　3.煤电+新能源多能互补、联营发展，煤企转型长期价值凸显

　　3.1.煤电一体化是传统煤企转型发展重要模式

　　转型不止囿于眼前的煤电，更在于牵手新能源。随着我国碳达峰、碳中和目标的提出，安全、清洁、经济的阶段性不平衡问题日益突出，煤电与新能源间的发展矛盾逐渐成为新型电力系统建设中的重要议题，国家层面对煤电和新能源的协同发展也在进行积极的思考与研究。2021 年 12 月中央经济工作会议，国家首次提出要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。2022 年 5 月，国家发改委、国家能源局联合印发《促进新时代新能源高质量发展实施方案》，提出加大力度规划建设大型风光电基地，并按照推动煤炭和新能源优化组合的要求，鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营。政府指导意见从“推动煤炭和新能源优化组合”到“鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性联营”，方向更加明确、要求更为具体，为下一步产业结构优化调整指明道路。

　　短期来看，煤电联营是当前时点下解决煤电利润再分配的优质选择，长远来看，“双碳”目标下煤炭消费必将逐步减少，煤炭企业面临着转型升级和创新发展的紧迫需求。考虑到未来风、光等可再生能源装机规模将大幅增加，而新能源发电波动性大，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，成为加快构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系的有力实践。

　　“双碳”目标下，煤企转型具备先天产业优势、地域优势且资金充足。一方面，煤企具有产业优势，具备能源开采、装备制造的成熟经验，拥有稳定的下游电厂、化工客源，以及先天地域优势。我国大型新能源项目基地多数位于西北地区，与煤炭资源分布重合度较高，如我国第一批容量约 1 亿千瓦的大型风电光伏基地主要位于甘肃、青海、内蒙、宁夏等西部地区。此外，与传统能源相比，新能源占地面积大。随着新能源规模快速扩大，土地资源已经成为影响新能源发展的重要因素，煤炭企业可利用自有采煤沉陷区受损土地规划建设光伏发电、风力发电等新能源项目，提高资源利用率的同时还可实现绿色转型。另一方面，受制于 2011-2013 年行业产能过剩以及 2016 年以来的供给侧结构性改革，煤炭行业资本开支明显下降，2021 年至今虽在行业景气度好转以及政策鼓励保供稳价背景下有所回升，但在“双碳”目标持续推进下，煤炭固定资产投资规模大、时间长，资本开支仍低于此前水平，且新矿井的使用时间一般长达数十年之久，长期来看与双碳背景相违背，企业进行煤炭固定资产投资的意愿不强。但近两年煤价高位运行，使得煤炭企业盈利能力持续改善，在手现金规模大幅增加，为后续转型提供基础。

　　3.1.发挥“兜底保供+深度调峰”作用，煤电助力新能源行稳致远

　　供给侧改革“后遗症”显现，阶段性缺电频发。2021 年以来的三年里，我国局部地区出现了电力供应偏紧和短暂缺电的情况，先有 2021 年 8-9 月辽宁、吉林、江苏、浙江、广东等地相继发布有序用电或限电通知，后有 2022 年夏季高温天气导致水电供应持续受限，叠加居民用电负荷增加，各地为缓解用电高峰时段供电压力再次发布限电通知，其中云南省电解铝企业更是在 2022 年 9 月到 2023 年 2 月间三次收到限电通知。背后反映出来的是供给侧改革后煤炭、火电的长期投资萎缩导致的产能不足现象，与此同时 2015 年后我国全社会用电量增速回升，叠加 2022 年极端高温导致的空调降温用电需求激增，电力供需的矛盾逐渐显现。展望“十四五”后三年，根据《新形势下“十四五”后三年中国电力需求形势研判》(2023年发表)分析，“十四五”后三年中国用电量仍有较大增长空间，技术进步、能源转型、电力市场、气候气温等因素对用电增长影响将增强，且最大负荷受产业结构调整、空调与电采暖设备推广、气候气温等影响将更为突出，增速将高于用电增速，或进一步增大电力保供压力。

　　确保能源安全稳定供应，煤电扛起保供重任。2023 年 4 月《2023 年能源工作指导意见》发布，不同于 2021 年指导意见中将“能源结构”放在了目标首位，国家能源局已经连续两年坚持把“增强供应保障能力”放在主要目标首位。由此可见，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。从数据来看，煤炭方面，在能源保供要求下国家通过核增产能、扩产、新投产等方式持续新增煤炭产能，据国家统计局，2022 年我国实现煤炭产量 45.6 亿吨，同比增长 10.5%，为近十年来最高增速。煤电方面，去年夏季以来，降水偏枯造成水电发电量持续出力不足，2022 年下半年至 2023 年上半年三峡水库日均流入量为近五年来同期低位，据国家统计局，2023 年 1-6 月我国水力发电量同比下降 22.9%。为弥补水力发电不足，2023 年 1-6 月我国火力绝对发电量达到 29457 亿千瓦时，同比增长 7.5%，占上半年总发电量的 71%。