煤电一体化是传统煤企转型发展重要模式

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。

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。

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。