煤電一體化是傳統(tǒng)煤企轉(zhuǎn)型發(fā)展重要模式

• 柯壯賓 2023年8月10日 來源：中研網(wǎng) 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(yè)業(yè)績承壓?；痣姲鍓K作為煤炭板塊的產(chǎn)業(yè)鏈下游，其營業(yè)收入主要取決于發(fā)電量、上網(wǎng)電價兩個因素，而其營業(yè)利潤與煤價呈負相關(guān)關(guān)系。

煤電矛盾長期存在，2021-2022年煤價高位震蕩火電企業(yè)業(yè)績承壓?；痣姲鍓K作為煤炭板塊的產(chǎn)業(yè)鏈下游，其營業(yè)收入主要取決于發(fā)電量、上網(wǎng)電價兩個因素，而其營業(yè)利潤與煤價呈負相關(guān)關(guān)系。從火電企業(yè)業(yè)績表現(xiàn)看，煤價波動是火電企業(yè)業(yè)績的核心決定要素。根據(jù)國內(nèi)主要火電企業(yè)公司公告披露的成本構(gòu)成，正常年份下煤炭成本約占總發(fā)電成本的55%-70%，其次是折舊、財務(wù)、人工等費用，且煤價大漲背景下燃料成本占比提升，導(dǎo)致燃煤電廠利潤下滑、甚至虧損的局面。2021年，受煤炭行業(yè)供給側(cè)改革后產(chǎn)能供給不足、下游用電需求旺盛、水力發(fā)電疲軟等因素影響，國內(nèi)煤價從1月開始震蕩上行，10月達到全年最高水平。據(jù)煤炭資源網(wǎng)，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(chǎn)能釋放有限等多重因素影響下，煤價持續(xù)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(dǎo)致2021-2022年火電企業(yè)燃料成本占比大幅提升，火電企業(yè)業(yè)績承壓。

煤電矛盾的本質(zhì)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(jīng)歷了計劃價格、指導(dǎo)價格、市場價格等多種定價機制。2016年末國家發(fā)改委聯(lián)合煤、電、鋼協(xié)會共同發(fā)布《關(guān)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(xié)基準價為基礎(chǔ)建立價格預(yù)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(lián)動”機制，同時將燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)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(shè)定權(quán)下放至地方政府，浮動幅度由電力用戶等市場主體協(xié)商決定。2021年將煤電電價基準浮動空間由原本的-15%至10%調(diào)整至目前的±20%，并有序放開全部燃煤發(fā)電電量上網(wǎng)電價。與相對實現(xiàn)市場化、伴隨供需等因素發(fā)生變化的煤價相比，發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價仍非完全市場化。煤、電雙方價格無法有效聯(lián)動，造成煤炭市場定價與發(fā)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(yè)的燃煤成本上升同時卻無法向下游有效傳導(dǎo)，出現(xiàn)煤企大賺、電企大虧現(xiàn)象。

2023年至今煤價中樞有所下移，煤炭行業(yè)虧損程度擴大。據(jù)國家統(tǒng)計局，截至2023年6月底，全國規(guī)模以上煤炭企業(yè)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(yè)數(shù)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(yè)利潤方面，受宏觀經(jīng)濟“弱復(fù)蘇”、煤炭供給寬松、各環(huán)節(jié)庫存高企等影響，市場煤價格下行較為明顯。據(jù)煤炭資源網(wǎng)，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(yè)在2023年1-6月實現(xiàn)利潤總額4127.6億元，同比減少23.3%。與此同時行業(yè)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(dǎo)煤、電企業(yè)落實長協(xié)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(xù)出臺，國家穩(wěn)價同時提高煤企、電企長協(xié)比例。1)“穩(wěn)價”方面，據(jù)國家發(fā)改委，2022年初國家將下水煤合同基準價由原先的535元/噸調(diào)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(qū)出礦環(huán)節(jié)煤炭中長期交易價格合理區(qū)間。隨后國家發(fā)改委進一步加強對生產(chǎn)環(huán)節(jié)和流通運輸環(huán)節(jié)的價格管控，5月更是連續(xù)發(fā)表八篇《煤炭價格調(diào)控監(jiān)管政策》系列解讀，對穩(wěn)煤價政策進行優(yōu)化、打補丁。2)“提長協(xié)”方面，2022年煤炭中長期合同要求，煤炭企業(yè)簽訂的中長期合同數(shù)量應(yīng)達到自有資源量的80%以上，發(fā)電供熱企業(yè)年度用煤應(yīng)實現(xiàn)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(shù)火電企業(yè)提高了中長期電煤覆蓋率，實現(xiàn)業(yè)績減虧。而2023年電煤中長期合同在延續(xù)此前長協(xié)定價機制的同時，也在數(shù)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(xiàn)煤炭、電力上下游的協(xié)調(diào)發(fā)展。但據(jù)2023年煤炭經(jīng)濟運行分析座談會中與會單位的反映，今年以來國內(nèi)煤炭市場供需偏弱，中下游環(huán)節(jié)煤炭庫存屢創(chuàng)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(xiàn)象增多，部分中長期合同兌現(xiàn)率下降，部分無法兌現(xiàn)的電煤長協(xié)資源無法轉(zhuǎn)售其他用戶，煤炭企業(yè)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(yè)績普遍回落。

煤、電利潤重新分配下，煤電聯(lián)營或是優(yōu)質(zhì)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(zhì)發(fā)電為補充的火電發(fā)展格局。截至2023年6月，全國火電裝機13.57億千瓦，占發(fā)電總裝機容量的50%（Wind）。作為關(guān)鍵的電網(wǎng)安全支撐，火電有力滿足了經(jīng)濟社會發(fā)展需要，成為我國能源供應(yīng)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(dǎo)致的煤價高漲使得煤、電行業(yè)的利潤分配出現(xiàn)了不平衡，2021年煤炭開采和洗選業(yè)利潤總額同比+212.7%，電力、熱力的生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)同比-57.1%，煤炭行業(yè)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(yè)利潤總額同比-23.3%，電力、熱力的生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)同比+46.4%，煤炭行業(yè)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(cè)改革后雙方利潤分配基本維持在各半水平，因此煤炭行業(yè)或仍面臨業(yè)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(lián)營或許是優(yōu)質(zhì)選擇。

2016年4月，國家發(fā)改委印發(fā)的《關(guān)于發(fā)展煤電聯(lián)營的指導(dǎo)意見》指出，煤電聯(lián)營是指煤炭和電力生產(chǎn)企業(yè)以資本為紐帶，通過資本融合、兼并重組、相互參股、戰(zhàn)略合作、長期穩(wěn)定協(xié)議、資產(chǎn)聯(lián)營和一體化項目等方式，將煤炭、電力上下游產(chǎn)業(yè)有機融合的能源企業(yè)發(fā)展模式。此后，國家持續(xù)推進煤電聯(lián)營的相關(guān)政策，貴州省政府更是在2020年發(fā)布《貴州省煤電聯(lián)營實施方案》，要求2022年省內(nèi)現(xiàn)役煤電企業(yè)煤電聯(lián)營實現(xiàn)全覆蓋，所有在建擬建燃煤發(fā)電項目實現(xiàn)煤電聯(lián)營，對規(guī)劃建設(shè)煤電項目和煤炭項目，按照國家要求，必須實行煤電聯(lián)營，重點推動煤電一體化、大比例交叉持股等聯(lián)營方式。

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