1月5日发改委公布了《进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》(以下简称《意见》)。《意见》将发展煤电联营列为推进煤炭企业兼并重组的途径之一。“煤电联营”并非新鲜事物，十几年前煤电价格胶着之时，“煤电联营”就已被提出，但其执行效果并不理想。本次发改委重提“煤电联营”，又面临着怎样的背景、措施与前景?本篇报告将聚焦于此。
2013年以来，国家取消了煤炭价格双轨制，并开始积极促使煤电双方签订中长期煤炭供需协议，以稳定煤炭价格和确保煤炭供应。但是，因长协煤炭价格市场化程度不足，以及水电对于火电的替代作用增强等原因，煤电长协合同的履约情况一直不甚理想。2017年，煤炭市场供应偏紧使动力煤价格持续高位震荡，火电企业盈利被大幅压缩。为化解煤电“顶牛”现象，政府积极推行“煤电联营”的运营模式。2017年11月中国国电集团与神华集团合并重组为国家能源投资集团有限公司，标志着“煤电联营”迈出重要一步。中国国电与神华集团业务具有很强的互补性，合并后其内部发电成本会大幅下降。但是，在国内火电行业产能过剩情况依然严重，以及煤炭企业盈利好转时间还相对较短的情况下，继续推行煤电一体化经营将依然充满困难和不确定性。
一、煤炭长协合同履约并不理想
中国在1993年开始进行煤炭价格部分市场化改革(图表1)，政府为了确保电价稳定，设定了国有大型电厂的电煤价格，从而形成了“计划煤”与“市场煤”之间的价格双轨制，但是这也造成了煤电企业的长期矛盾。“计划煤”实行政府指导价，主要供应国内大中型电厂(约占煤炭总产量的60%);“市场煤”则主要根据市场供需情况由企业自主销售，价格由市场来决定(约占煤炭总产量的40%)。在实际执行过程当中，“计划煤”的价格远低于市场价格，所以煤炭生产企业为实现利益最大化，更倾向于通过市场渠道销售煤炭，从而造成与发电企业重点合同兑现率普遍偏低，发电企业则只能通过市场渠道进行采购，来弥补煤炭需求缺口。
为进一步深化电煤市场化改革，2012年底《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》(以下简称为《指导意见》)正式发布。《指导意见》提出，自2013年起取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发改委将不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。《指导意见》还要求煤炭企业和电力企业将自主衔接签订合同，自主协商确定价格，并鼓励煤电双方签订中长期合同。
煤电中长期合同的两个关键变量是合同数量和价格形成机制。发改委于2017年11月发布的《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》(以下简称为《通知》)指出，各地区要积极推动供需双方签订一年以上、数量相对固定以及有明确价格机制的中长期合同。其中，中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上。《通知》同时要求下水煤和铁路直达煤的供需双方参照“基准价+浮动价”的办法协商确定合同价格，而区域内合同定价机制则要根据煤矿生产经营实际、下游用户承受能力等因素综合协商确定。
但是煤电中长期合同机制从2014年执行至今，一直面临着合同兑现率偏低的问题。究其原因主要有以下几点：
一是，长协煤价格并不是完全市场化的价格，煤炭生产企业供应长协煤的积极性不高。由于长协合同内的煤价低于市场价，承担保供任务的煤炭生产企业对于履行保供任务的积极性不高，为了使自身利益最大化，倾向于少供应长协合同煤。更多情况下，煤炭生产企业将市场煤的销售与长协合同煤的供应挂钩，即按照发电企业采购市场煤的多少来决定长协合同煤的供应量。因此，大型国有煤炭企业经常在长协合同煤和市场煤的比例上做文章，看似长协合同煤的价格没有变化，但由于市场煤的比例高于长协合同煤，所以整体的煤价水平还是被抬高了。这就是为什么环渤海动力煤价格指数总是与市场价格有较大差距的原因(图表2)。
二是，煤炭价格下行或者水电对火电替代作用增强的时候，发电企业也往往不主动兑现长协合同。首先，当发电企业可以在市场上采购到比长协合同价格低的煤炭时，发电企业通常会放弃长协合同，转而采购市场煤。其次，当电力市场波动，特别是火电企业发电量下降时，煤炭的使用量就会下降，这种现象在水电对火电产生替代作用时表现最为突出(图表3)。每年当西南地区雨水充沛时，火电会给水电让路，火力发电企业煤耗不足，自然不愿保障长协合同接货。
三是，拒绝履行长协的违约成本较低。国内大型煤炭生产企业和发电企业基本都是国有企业，在现有体制下，很难就其违约行做出有效惩戒。
二、动力煤价格大幅上涨，火电企业盈利被迅速压缩
由于2017年中国经济增长良好，电力及相应煤炭消费持续回暖。而在去产能以及先进产能释放不及预期的情况下，原煤产量的同比增速持续低于火电发电量的同比增速(图表4)。因此，2017年全年煤炭供需持续处于紧平衡的状态，这也导致动力煤价格长期高于发改委划定的绿色价格区间。按照发改委等四部委印发的《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》中关于煤炭价异常波动预警机制，当动力煤价格在重点煤炭企业动力煤中长期基准合同价格6%上下波动时，动力煤价格处于绿色区间，即处于正常价格区间。2017年重点煤炭企业Q5500动力煤中长期基准合同价格为535元/吨，动力煤价格的绿色区间应当在500至570元/吨之间。截至2018年1月3日，环渤海Q5500动力煤价格指数为578元/吨，秦皇岛港山西产Q5500动力煤价格为630元/吨，均高于发改委划定的绿色价格区间。
煤价长期处于高位直接导致火电企业盈利水平被大幅压缩。2017年前三季度中信行业分类的36家火电上市公司的合计净利润同比锐减54.2%，处于近五年来的低位(图表5)。
三、国家能源投资集团成立，煤电一体化经营方式开始落地
为化解煤电“顶牛”现象，政府积极在煤电行业推行“煤电联营”。2016年4月发改委印发的《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，煤电一体化是煤矿和电厂共属同一主体的煤电联营形式。
2017年11月28日，中国国电集团和神华集团合并重组的国家能源投资集团有限公司正式成立。合并后的国家能源投资集团资产规模超过1.8万亿元，成为仅次于国家电网、中国石化、中国石油之后的第四大能源央企。国家能源投资集团被寄予了深化供给侧改革，以及防范和化解煤炭、煤电产能过剩的重要意义。国资委主任肖亚庆表示，重组成立国家能源集团，有利于理顺煤电关系、实现煤电一体化发展，提升企业整体盈利能力和经营效益，有利于缓解当前存在的同质化发展、资源分散等突出问题。可见国家能源投资集团是国家探索煤电一体化运作的重要试点。
神华集团的第一大业务为煤炭开采与销售。截至2016年年底神华集团的煤炭产量达到2.9亿吨(图表6)，外销煤炭占比约为77%。神华集团的第二大业务为发电，截至2016年年底神华集团的燃煤发电机组的总装机容量为0.54亿千瓦，燃煤发电量达到2297.3亿千瓦时。神华集团旗下上市公司中国神华(601088.SH)的煤炭业务收入占主营业务收入的53.6%，发电业务占比为37.6%(图表7)。也就是说，神华集团是一个以煤炭开采为主，而发电为辅的能源企业。
中国国电集团的第一大业务为发电和售电。截至2011年底国电集团发电总装机容量为1.07亿千瓦，大约是神华集团的一倍。其中，燃煤发电机组总装机容量为0.83亿千瓦，2011年燃煤发电量估计在3700亿千瓦时。但是，国电集团煤炭产量远低于神华集团。2011年国电集团的煤炭产量为0.65亿吨，不到神华集团的四分之一。从中国国电集团旗下全国性电力上市公司—国电电力(600795.SH)的业务构成来看，其电力生产及销售业务的营收占比达到86.8%，煤炭开采和销售业务占比为13%(图表8)。
所以，神华集团与国电集团在煤电业务方面具有很强的互补性。按照度电耗煤310克计算，中国国电2011年3700亿千瓦时的燃煤发电量，需要消耗煤炭1.147亿吨。除去自产的0.65亿吨煤炭外，中国国电需要外购大约0.5亿吨煤炭。神华集团与国电集团合并以后，这部分采购量完全可以通过内部供应来解决。
根据神华集团2016年财报，其自产煤炭的单位生产成本仅为108.9元/吨(图表9)。而2017年动力煤供需维持紧平衡的状态下，全年价格持续高位震荡(图表10)，目前秦皇岛Q5500动力煤价格处于600元/吨之上。所以，神华集团在单位生产成本之上适当加价后的内部销售价格，也会远低于当前的市场价格。这也意味着，神华集团和国电集团合并成立国家能源投资集团以后，其发电成本将大幅降低。
根据神华集团2016年财报，其自产煤炭的单位生产成本仅为108.9元/吨(图表9)。而2017年动力煤供需维持紧平衡的状态下，全年价格持续高位震荡(图表10)，目前秦皇岛Q5500动力煤价格处于600元/吨之上。所以，神华集团在单位生产成本之上适当加价后的内部销售价格，也会远低于当前的市场价格。这也意味着，神华集团和国电集团合并成立国家能源投资集团以后，其发电成本将大幅降低。
四、火电产能过剩叠加煤炭行业复苏时间较短，煤电一体化仍需时日
虽然神华集团与国电集团成功完成了兼并重组，但我们不应忽视中央政府在整个过程当中起到的“穿针引线”作用。我们认为，市场化的“煤电联营”，应当建立在火电行业景气度回升，以及煤炭行业资产负债表明显修复的基础之上。考虑到当前火电行业景气度仍在下行，而煤炭行业盈利好转时间相对较短，煤炭企业主动整合火电企业的意愿可能会较为薄弱，未来煤电一体化的道路将依然充满困难和不确定性。
按照电力行业经验，当某一地区全年发电设备小时数高于5500小时，则该地区用电紧张，可以继续增加电源投资;而当全年发电设备小时数低于4500小时，则表明该地区电力富余，不宜再新增发电装机。近几年由于地方政府不断上马火电项目，国内火电行业出现了严重的产能过剩，发电设备平均利用小时数不断下降。全国火电发电设备平均利用小时数，由2013年的5012小时下滑至2016年的4165小时，累计下滑847小时或16.9%(图表11)。而全国发电设备的平均利用小时数，也由2013年的4511小时下滑至2016年的3785小时，累计下滑726小时或16.1%。火电发电新增设备容量与社会用电量的不匹配，也表明火电行业出现了明显的产能过剩。这种不匹配在2015年至2016年上半年表现的最为突出，这段时间火电新增设备容量的平均同比增速在50%左右，而全社会用电量的平均同比增速却不到2%(图表12)。
为防范和化解火电产能过剩风险，国家不断出台政策提出从严淘汰落后产能、清理整顿违规项目、严控新建产能规模、加快机组改造提升等任务。目前来看，火电设备的装机容量的同比增速已经明显放缓，但整体装机容量仍然在上升(图表13)，并且随着2017年用电量回升，火电新增设备容量的同比增速出现一定程度的反弹(图表14)。因此，火电行业产能过剩的情况尚未得到根本缓解，又叠加2017年煤炭价格持续高位震荡，导致火电行业景气度大幅下降。
随着国家在煤炭行业推行供给侧改革，煤炭价格从2016年开始大幅上涨，煤炭生产企业的盈利状况也从2016年8月开始明显改善(图表15)。但是，在2012年至2016年上半年这长达4年半的时间里，煤炭价格持续下跌使煤炭行业长期处于熊市周期，行业景气情况受到重创，资产负债率也从2012年开始大幅上升(图表16)。截至2017年11月，煤炭行业的资产负债率为68%，较2016年初70%的负债水平仅下降了2个百分点。这表明行业盈利大幅好转的情况下，煤炭行业的资产负债表的修复速度依然较为缓慢，这可能会抑制煤炭行业对外投资的动力。
