<menu id="46wo4"><menu id="46wo4"></menu></menu>
  • <nav id="46wo4"></nav>
  • 當前位置: 首頁 > 資訊 > 行業分析

    煤炭行業“近憂遠慮”之下,煤企如何破局?

    報告派發布時間:2023-08-08 13:39:36  作者:安信證券

      1.“煤電頂牛”現象長期存在

      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。


      2.當前時點下,煤企“煤電一體化”發展需求強烈

      2.1.煤價下行疊加部分電廠履約率下降,煤企業績出現回落

      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。



      2.2.煤、電利潤重新分配下,煤企“煤電一體化”或是優質選擇

      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。

      平抑周期波動、協同上下游降本,煤電一體強化業績穩定性。煤電聯營可以使煤企和電企建立一種互補的、長效的利益共享、風險共擔的機制,降低因為煤價波動帶來的經營風險,確保電廠燃料長期穩定供應的同時還可減少中間采購環節,大幅降低發電成本并鎖定下游火電利潤。以中國神華為例:1)內部降本方面,據公司年報,2011 年至今中國神華發電分部80%以上煤炭源于內部采購,且采購價格均低于外部銷售價格,最大限度降低電廠用煤成本。

      2)抵御周期方面,中國神華的煤電一體也一定程度熨平了煤、電行業周期波動,2011-2015年,受經濟增長動能弱化、煤炭行業產能逐漸過剩影響,煤價整體波動向下,同時期公司煤炭分部毛利率由 32%下降至 16%,而發電分部因成本改善毛利率由 24%上升至 36%。根據中國煤炭協會的統計,2015 年煤炭行業虧損面已超過八成,而中國神華依舊實現歸母凈利潤161.44 億元,凈利率 13.14%,位列當年動力煤(中信)板塊公司榜首。2021-2022 年在火電企業大幅虧損的局面下,公司發電分部憑借穩定煤源依舊實現毛利率 7.7%和 14.3%。在此基礎上,中國神華的煤炭業務與發電業務形成良好對沖,一定程度加強了業績的穩定性。我們選取 Wind 中主業為動力煤的 15 家上市公司作為樣本,計算其 2011-2022 年歸母凈利潤同比變動標準差。結果顯示中國神華的同比變動標準差最小,側面反映其盈利穩定性。此外,據《煤電一體化深度融合發展的國神路徑研究》(2020)的分析,國家能源集團旗下國神公司的煤電一體化項目除了通過傳統方式建設坑口電廠,減少煤炭流通環節實現內部降本外,還通過水汽互補利用,燃料經濟摻燒等創新方式降低生產成本,提高產業協同效應。



      擺脫行政方式的“拉郎配”,政策鼓勵疊加市場化需求煤電一體化項目有望加速落地。

      過去,煤電聯營雖受到政策鼓勵,但長期以來未能擺脫行政方式的“拉郎配”,難以真正發揮作用。近年來,秉著“遵照市場為主、企業自愿”的原則,市場化模式的聯營重組逐漸增多,2019 年國家發改委更是選取 15 個具有代表示范作用的煤電一體化項目進行全國推廣。2022年以來煤企多措并舉積極推進煤電聯營,包括:1)接手發電企業轉讓的火電資產。據華夏能源網不完全統計,自 2021 年底煤電資產“甩賣潮”至今,僅五大發電集團就拋售了至少 23 家煤電廠,其中尤以煤炭企業從五大集團手中接盤煤電資產最多。2)煤炭企業加大火電投資力度。據北極星電力網不完全統計,2022 年共 81 個煤電項目取得了開工、核準、簽約等重要進展,除五大發電集團外,國家能源集團、中煤集團、淮河能源、盤江煤電等均有項目在列。

      3)央企帶頭加快推進煤電聯營。12 月 30 日,中煤集團與國家電投煤電項目專業化整合簽約儀式在北京舉行。本次簽約儀式前,雙方已在 2022 年進行多次交流會談,協商煤電合作事宜。參考中煤集團官網發布的信息,此次煤電項目專業化整合通過市場化方式開展,涉及的煤電裝機容量預計將超過 1000 萬千瓦,是近年來國內煤電領域涉及資產數額較大、影響力較強、整合效益較為顯著、示范引領作用較為突出的合作項目。



      3.煤電+新能源多能互補、聯營發展,煤企轉型長期價值凸顯

      3.1.煤電一體化是傳統煤企轉型發展重要模式

      轉型不止囿于眼前的煤電,更在于牽手新能源。隨著我國碳達峰、碳中和目標的提出,安全、清潔、經濟的階段性不平衡問題日益突出,煤電與新能源間的發展矛盾逐漸成為新型電力系統建設中的重要議題,國家層面對煤電和新能源的協同發展也在進行積極的思考與研究。2021 年 12 月中央經濟工作會議,國家首次提出要立足以煤為主的基本國情,抓好煤炭清潔高效利用,增加新能源消納能力,推動煤炭和新能源優化組合。2022 年 5 月,國家發改委、國家能源局聯合印發《促進新時代新能源高質量發展實施方案》,提出加大力度規劃建設大型風光電基地,并按照推動煤炭和新能源優化組合的要求,鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性聯營。政府指導意見從“推動煤炭和新能源優化組合”到“鼓勵煤電企業與新能源企業開展實質性聯營”,方向更加明確、要求更為具體,為下一步產業結構優化調整指明道路。

      短期來看,煤電聯營是當前時點下解決煤電利潤再分配的優質選擇,長遠來看,“雙碳”目標下煤炭消費必將逐步減少,煤炭企業面臨著轉型升級和創新發展的緊迫需求??紤]到未來風、光等可再生能源裝機規模將大幅增加,而新能源發電波動性大,需要利用燃煤發電的穩定性,為新能源提供大量調峰、調頻、備用等輔助服務,煤電一體化有望成為能源生產低成本、集約化、節約型的有效模式,成為加快構建清潔低碳、安全高效的新型能源體系的有力實踐。

      “雙碳”目標下,煤企轉型具備先天產業優勢、地域優勢且資金充足。一方面,煤企具有產業優勢,具備能源開采、裝備制造的成熟經驗,擁有穩定的下游電廠、化工客源,以及先天地域優勢。我國大型新能源項目基地多數位于西北地區,與煤炭資源分布重合度較高,如我國第一批容量約 1 億千瓦的大型風電光伏基地主要位于甘肅、青海、內蒙、寧夏等西部地區。此外,與傳統能源相比,新能源占地面積大。隨著新能源規??焖贁U大,土地資源已經成為影響新能源發展的重要因素,煤炭企業可利用自有采煤沉陷區受損土地規劃建設光伏發電、風力發電等新能源項目,提高資源利用率的同時還可實現綠色轉型。另一方面,受制于 2011-2013 年行業產能過剩以及 2016 年以來的供給側結構性改革,煤炭行業資本開支明顯下降,2021 年至今雖在行業景氣度好轉以及政策鼓勵保供穩價背景下有所回升,但在“雙碳”目標持續推進下,煤炭固定資產投資規模大、時間長,資本開支仍低于此前水平,且新礦井的使用時間一般長達數十年之久,長期來看與雙碳背景相違背,企業進行煤炭固定資產投資的意愿不強。但近兩年煤價高位運行,使得煤炭企業盈利能力持續改善,在手現金規模大幅增加,為后續轉型提供基礎。


      3.1.發揮“兜底保供+深度調峰”作用,煤電助力新能源行穩致遠

      供給側改革“后遺癥”顯現,階段性缺電頻發。2021 年以來的三年里,我國局部地區出現了電力供應偏緊和短暫缺電的情況,先有 2021 年 8-9 月遼寧、吉林、江蘇、浙江、廣東等地相繼發布有序用電或限電通知,后有 2022 年夏季高溫天氣導致水電供應持續受限,疊加居民用電負荷增加,各地為緩解用電高峰時段供電壓力再次發布限電通知,其中云南省電解鋁企業更是在 2022 年 9 月到 2023 年 2 月間三次收到限電通知。背后反映出來的是供給側改革后煤炭、火電的長期投資萎縮導致的產能不足現象,與此同時 2015 年后我國全社會用電量增速回升,疊加 2022 年極端高溫導致的空調降溫用電需求激增,電力供需的矛盾逐漸顯現。展望“十四五”后三年,根據《新形勢下“十四五”后三年中國電力需求形勢研判》(2023年發表)分析,“十四五”后三年中國用電量仍有較大增長空間,技術進步、能源轉型、電力市場、氣候氣溫等因素對用電增長影響將增強,且最大負荷受產業結構調整、空調與電采暖設備推廣、氣候氣溫等影響將更為突出,增速將高于用電增速,或進一步增大電力保供壓力。


      確保能源安全穩定供應,煤電扛起保供重任。2023 年 4 月《2023 年能源工作指導意見》發布,不同于 2021 年指導意見中將“能源結構”放在了目標首位,國家能源局已經連續兩年堅持把“增強供應保障能力”放在主要目標首位。由此可見,自 2021 年起頻發的缺電事件使人們意識到能源保供需求刻不容緩,而我國以煤為主的資源稟賦,決定了煤電在相當長時期內仍將承擔保障我國能源安全的重要作用。從數據來看,煤炭方面,在能源保供要求下國家通過核增產能、擴產、新投產等方式持續新增煤炭產能,據國家統計局,2022 年我國實現煤炭產量 45.6 億噸,同比增長 10.5%,為近十年來最高增速。煤電方面,去年夏季以來,降水偏枯造成水電發電量持續出力不足,2022 年下半年至 2023 年上半年三峽水庫日均流入量為近五年來同期低位,據國家統計局,2023 年 1-6 月我國水力發電量同比下降 22.9%。為彌補水力發電不足,2023 年 1-6 月我國火力絕對發電量達到 29457 億千瓦時,同比增長 7.5%,占上半年總發電量的 71%。


      --- 報告摘錄結束 更多內容請閱讀報告原文 ---

      (特別說明:本文來源于公開資料,摘錄內容僅供參考,不構成任何投資建議,如需使用請參閱報告原文。)

      報告來源:報告派

      報告出品方:安信證券


    評論

    用戶名:   匿名發表  
    密碼:  
    驗證碼:
    最新評論0
    VIDEOS日本熟妇人妻,ZOZ0ZO女人与牛ZOZO,很黄很湿18以免费视频,狠狠热精品免费视频
    <menu id="46wo4"><menu id="46wo4"></menu></menu>
  • <nav id="46wo4"></nav>
  • <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <蜘蛛词>| <文本链> <文本链> <文本链> <文本链> <文本链> <文本链>