煤電一體化是傳統煤企轉型發展重要模式

• 柯壯賓 2023年8月10日 來源：中研網 417 20
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煤電矛盾長期存在，2021-2022年煤價高位震蕩火電企業業績承壓?；痣姲鍓K作為煤炭板塊的產業鏈下游，其營業收入主要取決于發電量、上網電價兩個因素，而其營業利潤與煤價呈負相關關系。

煤電矛盾長期存在，2021-2022年煤價高位震蕩火電企業業績承壓?；痣姲鍓K作為煤炭板塊的產業鏈下游，其營業收入主要取決于發電量、上網電價兩個因素，而其營業利潤與煤價呈負相關關系。從火電企業業績表現看，煤價波動是火電企業業績的核心決定要素。根據國內主要火電企業公司公告披露的成本構成，正常年份下煤炭成本約占總發電成本的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，受煤炭行業供給側改革后產能供給不足、下游用電需求旺盛、水力發電疲軟等因素影響，國內煤價從1月開始震蕩上行，10月達到全年最高水平。據煤炭資源網，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、煤炭新增產能釋放有限等多重因素影響下，煤價持續高位運行，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年火電企業燃料成本占比大幅提升，火電企業業績承壓。

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年末國家發改委聯合煤、電、鋼協會共同發布《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“煤電聯動”機制，同時將燃煤發電標桿上網電價機制改為“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電電量上網電價。與相對實現市場化、伴隨供需等因素發生變化的煤價相比，發電企業上網電價仍非完全市場化。煤、電雙方價格無法有效聯動，造成煤炭市場定價與發電政府定價之間的不匹配。在此背景下，若煤價大幅上漲，火電企業的燃煤成本上升同時卻無法向下游有效傳導，出現煤企大賺、電企大虧現象。

2023年至今煤價中樞有所下移，煤炭行業虧損程度擴大。據國家統計局，截至2023年6月底，全國規模以上煤炭企業4890家，較去年同期增加326家，較2022年底增加272家。虧損煤炭企業數量進入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%）。行業利潤方面，受宏觀經濟“弱復蘇”、煤炭供給寬松、各環節庫存高企等影響，市場煤價格下行較為明顯。據煤炭資源網，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在2023年1-6月實現利潤總額4127.6億元，同比減少23.3%。與此同時行業噸煤利潤為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、電企業落實長協合同抵御周期波動，但近期實際履約率有所下降。2022年由于煤價依舊高位運行，多項政策陸續出臺，國家穩價同時提高煤企、電企長協比例。1)“穩價”方面，據國家發改委，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、蒙東等重點地區出礦環節煤炭中長期交易價格合理區間。隨后國家發改委進一步加強對生產環節和流通運輸環節的價格管控，5月更是連續發表八篇《煤炭價格調控監管政策》系列解讀，對穩煤價政策進行優化、打補丁。2)“提長協”方面，2022年煤炭中長期合同要求，煤炭企業簽訂的中長期合同數量應達到自有資源量的80%以上，發電供熱企業年度用煤應實現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年多數火電企業提高了中長期電煤覆蓋率，實現業績減虧。而2023年電煤中長期合同在延續此前長協定價機制的同時，也在數量要求、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，旨在實現煤炭、電力上下游的協調發展。但據2023年煤炭經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，中下游環節煤炭庫存屢創歷史新高，用戶“買漲不買跌”情緒濃重，煤炭中長期合同違約現象增多，部分中長期合同兌現率下降，部分無法兌現的電煤長協資源無法轉售其他用戶，煤炭企業銷售難度加大。煤價下行疊加部分履約率下降，煤企2023年半年報業績普遍回落。

煤、電利潤重新分配下，煤電聯營或是優質選擇。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、生物質發電為補充的火電發展格局。截至2023年6月，全國火電裝機13.57億千瓦，占發電總裝機容量的50%（Wind）。作為關鍵的電網安全支撐，火電有力滿足了經濟社會發展需要，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、電行業的利潤分配出現了不平衡，2021年煤炭開采和洗選業利潤總額同比+212.7%，電力、熱力的生產和供應業同比-57.1%，煤炭行業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利潤總額同比-23.3%，電力、熱力的生產和供應業同比+46.4%，煤炭行業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，因此煤炭行業或仍面臨業績下行的壓力。在煤、電利潤重新分配的時點下，為解決上述煤電矛盾，煤電聯營或許是優質選擇。

2016年4月，國家發改委印發的《關于發展煤電聯營的指導意見》指出，煤電聯營是指煤炭和電力生產企業以資本為紐帶，通過資本融合、兼并重組、相互參股、戰略合作、長期穩定協議、資產聯營和一體化項目等方式，將煤炭、電力上下游產業有機融合的能源企業發展模式。此后，國家持續推進煤電聯營的相關政策，貴州省政府更是在2020年發布《貴州省煤電聯營實施方案》，要求2022年省內現役煤電企業煤電聯營實現全覆蓋，所有在建擬建燃煤發電項目實現煤電聯營，對規劃建設煤電項目和煤炭項目，按照國家要求，必須實行煤電聯營，重點推動煤電一體化、大比例交叉持股等聯營方式。

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