YY｜火电行业的“两重天”

　　火；需求汹涌澎湃，GDP策马奔腾。2021年1-8月，国内消费与出口数据继续表现亮眼，基建固定资产投资增速保持为正，汽车、各类机械设备产量高速增长，汹涌澎湃的需求带动钢材、有色、煤炭等工业品价格一路高涨。中国经济相对于全球经济，继续由“三驾马车”带动GDP策马奔腾。

　　冰；动力煤一骑绝尘，电厂亏名损实。旺盛的需求带动用电量猛增，然而“碳中和”目标下压动力煤产量，“面粉”与“面包”产量剪刀差引发煤价上涨。原材料库存不足之下，煤价突破电厂成本线，电厂收入增长，但是利润瞬间被冰封，从亏损利润到亏损现金流。浓眉大眼的电力企业争分夺秒生产，不过是美化煤企利润，不如“拉闸”躺平，还能有效防止其他行业过剩产能的新增。

　　旺盛的需求带动用电量猛增，2021年1-8月全社会用电量累计用电54,704亿千瓦时，同比增加13.8%；然而“碳中和”目标下压动力煤产量，同期国内煤炭产量26亿吨，同比增加4.4%，动力煤库存持续下降；叠加北方冬季储煤需求释放，煤炭需求增速远高于供给增速。

　　需求与供给剪刀差引发煤价上涨，禁止澳煤进口加剧港口煤价拉升，煤炭价格不断创新高。9月10日，发改委就煤炭供应形势和保供稳价有关工作召开各项会议，要求推动煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖。但长协怎能立竿见影？动力煤价格一骑绝尘。

　　火电企业收入增长，但利润下降，预计大部分企业出现亏损。上网电量增加，电力、热力的生产和供应业行业2021年1-7月收入累计增长16.8%。但统计局公布的2021年1-7月44个行业利润总额累计同比数据中，大部分行业正增长，负增长的唯有“皮革、毛皮、羽毛及其制品和制鞋业”和“电力、热力的生产和供应业”。

　　煤炭供需缺口矛盾突出，也是市场提高供给的短期需求与国家“减能降耗”的长期目标矛盾所在，此时的“拉闸限电”也在提示我们对于经济的预期不可过于乐观：经济能否杀出“无效”需求与“虚假”繁荣？

　　4、无效需求引发的虚假繁荣之下，全球其他经济体复苏之时，我国消化不良的过剩产能又将何去何从？

　　虽然我们处于电力清洁低碳转型阶段，但电力供应对火电的依赖程度仍较大。根据中电联统计，截至2021年8月底，全国发电装机容量22.8亿千瓦，火电12.8亿千瓦，燃煤发电10.9亿千瓦；全国60万千瓦及以上电厂装机容量21.4亿千瓦。从发债火电企业电源装机情况来看，火电主要集中在央企五大电和省级国企。

　　煤电企业生产成本主要是煤炭，最能反映成本控制能力的指标就是供电耗煤，也就是每发一度电需要的煤炭使用量（标准煤）。根据《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》目标：淘汰20万千瓦级别火电，供电煤耗约束在310克/千瓦，新增煤电机组则需要达到300克/千瓦。因此当前供电耗煤在300克/千瓦时（准煤耗）可以认为是良好水平，310克/千瓦属于及格线水平。当前大部分发债火电企业拥有较强的技术能力，供电耗煤在300克/千瓦时（标准煤）左右，而技术能力偏弱或者单体装机容量低的火电企业供电耗煤较高。

　　生产型企业关注两个成本平衡点：盈亏平衡点和现金流平衡点，企业利润亏损时仍能“艰难”地维持生产，但当企业现金流亏损时，停产或者限产才是最佳抉择。

　　为了更直观地表现目前煤电企业的成本压力，我们将标煤供电煤耗换算成5000卡供电耗煤，根据秦皇岛动力煤(5000卡)的报价来测算不同供电煤耗下的煤炭成本。2021年9月29日秦皇岛动力煤(5000卡)的市场价为1,472.50元/吨，9月份的年度长协价为615.00元/吨。

　　假设为了保障生产，火电企业回流现金全部用来囤煤保证生产，供电煤耗300克/千瓦的机组每生产1度电，则需要支付0.6185元的煤炭市场成本。火电上网价格普遍在【0.25-0.45】元/千瓦，若考虑煤炭品质（发热量）、固定成本、税费、运输以及人力等其他成本，目前的市场煤价已经侵蚀电厂的所有利润，并倒亏现金流。

　　如果火电企业可以获得长协煤，供电煤耗300克/千瓦的机组每生产1度电，则需要支付0.2583元的煤炭成本；假设煤炭成本占比50%-70%，则需要支付【0.3690-0.5166】元的完全成本。长协煤价可维持成本控制较好的火电企业继续生存。

　　以秦皇岛动力煤(5000卡)的市场价走势不难看出，2021年下半年火电企业现金流亏损成为普遍现象。浓眉大眼的电力企业争分夺秒生产，辛辛苦苦劳作却为他人做嫁衣，最终美化了煤企利润，不如“拉闸”躺平。这种利润与现金流双亏的生产模式是任何电厂都难以维系的。

　　小电厂装机量小，供电煤耗高，加之较高的运营成本，难以承受煤价迅速抬升；小电厂市场地位低，煤炭采购价格更高，没有长协煤的额度，甚至存在“囤不到煤”的风险。

　　伴随着煤价持续攀升，电厂每新增一度电量生产，则需要高于1度电量的现金回流去囤煤，这种现金流亏损模式倒逼电厂“借钱囤煤”。五大电或者省级电力企业可获得政策以及金融机构支持共度时艰，但小电厂在“利润亏损”阶段就出现了再融资困难。

　　民营小电厂在寻求现金流平衡中面临“股权出让”以及“破产倒闭”的困境。例如：山东中华发电是中外合作项目，装机容量有限，仅有石横、菏泽、聊城 3 家火电厂；公司运营模式类似于“承包制”，机组年定额发电量保障时间为 5,500 小时；高煤价使得2021年上半年已经亏损2.07亿元，因此公司根据合作经营合同约定，采用减资的方式向股东国家能源移交石横电厂；虽然移交的电厂规模小、成本高、经济效益差，移交之后有利于公司利润边际改善，但公司整体规模下降叠加盈利不佳，再融资困难已成必然，未来债务偿还需要依赖股东支持。

　　节能提高能效是我国实现“二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”目标的有效手段。虽然【300-310】克/千瓦时（准煤耗）可以认为是当前火电企业良好和及格水平，但火电行业面临“节能减排”的长远目标，预计十四五规划将进一步下调该约束水平。当前大部分火电企业仍需再投资，调整能源结构，升级装备水平。

　　一方面是利润现金流双亏，一方面是“节能减排”和环保压力，火电企业需要经营和投资的双重支出，亏损若不能改善，未来银行信贷政策收紧，行业再融资困境或将自下而上地传导，行业现金流枯竭将会导致高杠杆难以为继。

　　虽然发改委、煤炭协会均要求煤炭企业保证电煤长协合同履约，但长协煤仅能维持部分火电企业生产。唯有电价上涨重塑行业生产平衡点，才能激活火电企业生产动力。目前内蒙古、宁夏、上海、湖南、浙江、广东省等地区已经陆续宣布，开启不同的火电涨价模式。

　　电价上涨已成定局，电力回归商品属性抬升火电企业生产平衡点，但也抬升了整个生产型行业的生产成本，影响产业格局变动，该成本将最终传导至终端消费。

　　目前火电行业处于小电厂市场出清和高杠杆大电厂风险积聚的阶段，行业格局迅速整合。行业龙头与区域龙头可穿越煤炭周期，通过股权收购、技术改造、产能置换等方式，实现强者恒强。未来火电行业集中度进一步提高。

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