過去三年,我國煤電企業集體步入寒冬,2021年央企煤電業務虧損超千億元;2022年全國火電續虧660億元,行業內盈利力量最好的上市煤電龍頭的業績也逐步惡化,燃煤發電一度失去盈利能力;2023年上半年,以往坐地收錢、財大氣粗的“煤老大”,繼續向苦日子的邊緣失速滑落。
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。
中研研究院出版的《2022-2027年中國煤電行業市場深度調研及投資策略預測報告》顯示
國家發改委和國家能源局出臺《“十四五”現代能源體系規劃》,就“能源系統效率大幅提高”提出“到2025年,靈活調節電源占比達到24%左右”;
據《廣東“十三五”電源調峰聯合運行策略優化》,采用煤電進行深度調峰的單位發電成本為0.05元/kWh,低于抽水蓄能和磷酸鐵鋰電池。
國家發改委、國家能源局聯合印發《全國煤電機組改造升級實施方案》,進一步明確存量煤電機組靈活性改造應改盡改,“十四五”期間完成2億千瓦,增加系統調節能力3000萬千瓦-4000萬千瓦,促進清潔能源消納。“十四五”期間,實現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。
隨著新能源快速發展,迫切需要煤電發揮支撐調節作用,保障電力安全穩定供應。在單一電量電價機制下,煤電企業難以完全回收成本,加上近年來煤價高企導致火電企業普遍虧損嚴重,出現行業預期不穩、發電積極性下降等現象。
本次煤電容量電價機制出臺適逢其時,將有助于發電企業回收部分或全部固定成本,穩定煤電盈利預期,火電行業有望迎來價值重估。推薦火電裝機量行業領先,新能源裝機快速提升,加速火電向綠電轉型的華能國際,以及煤電一體化的綜合能源龍頭國電電力。
上半年,規模以上電廠火電、核電發電量同比分別增長7.5%和6.5%。全口徑并網風電發電量同比增長21.2%。煤電發電量占全口徑總發電量比重為58.5%,煤電仍是當前我國電力供應的最主要電源,有效彌補了水電出力的大幅下降,充分發揮了兜底保供作用。
分類型看,6月底水電裝機4.2億千瓦,其中,常規水電3.7億千瓦,抽水蓄能4879萬千瓦;核電5676萬千瓦;并網風電3.9億千瓦,其中,陸上風電3.6億千瓦、海上風電3146萬千瓦;并網太陽能發電4.7億千瓦。火電13.6億千瓦,其中煤電11.4億千瓦,占總發電裝機容量的比重為42.1%,同比降低3.4個百分點;氣電1.2億千瓦。
煤電發電量占全口徑總發電量的比重保持在六成,充分發揮兜底保供作用。上半年,全國規模以上電廠發電量4.17萬億千瓦時,同比增長3.8%。其中,規模以上電廠水電發電量同比下降22.9%,主要水庫蓄水不足以及今年以來降水持續偏少,疊加上年同期高基數等因素,導致今年以來水電發電量同比持續下降,且降幅擴大,5、6月水電發電量同比分別下降32.9%和33.9%。
煤電市場機遇深度調研
近三年來,尤其是2023年,業績下滑成煤炭行業普遍現象,極少數業績同比實現正增長。截至2023年6月底,全國規模以上煤炭企業4890家,陷入虧損的企業上升至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%)。
據統計,去年6月全國可再生能源新增裝機1.09億千瓦,同比增長98.3%。其中,風電新增并網容量2299萬千瓦;光伏新增并網容量7842萬千瓦,同比增長154%。截至上半年,全國可再生能源裝機已突破13億千瓦,達13.22億千瓦,歷史性超過煤電比重,約占我國能源總裝機的48.8%。
在發達國家,市場和政府對煤電聯營起主導作用,雖然他們的“煤電聯營”組織形式、經營形式各異,但共同的特點是:煤炭、發電企業的市場化程度較高,具有合理的店家和電力市場交易機制,電價、煤價的聯動機制成熟、有效。但我國則不盡相同,直到2002年以前,我國煤電聯營(煤電一體化)都主要是由煤炭企業主導,電力企業由于行業差別,獲取資源探礦權、采礦權難度較大,加之電煤價格較低等諸多因素,對進入煤炭領域積極性并不高。2012年之后,市場反轉,煤炭價格下跌,煤炭生產企業與電力企業才均對煤電聯營都表現出較高的積極性。
去年上半年,煤炭開采和洗選業上半年利潤總額同比減少了23.3%。與此同時,行業噸煤利潤下探至179元/噸,較去年同期減少65元/噸,較2022年底減少48元/噸(當然整體均值仍高于2021年以前)。
在此背景下,煤電聯營再次受到政府和企業的青睞和鼓勵。2022年12月和2023年1月,國務院國資委和國家發展改革委分別在有關會議上提出,要深化或推進煤炭與煤電、煤電與可再生能源“兩個聯營”。
據了解,該行業發展空間極大,未來煤電市場現狀如何呢?請查看,中研研究院出版的《2022-2027年中國煤電行業市場深度調研及投資策略預測報告》。