大蕭條中的“明燈”，煤電聯營能否指明方向？

不在逆境中成長，就在逆境中消亡。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。

資料來源：觀研天下整理

不過令人欣慰的是，煤電板塊足夠大。即使在持續的低迷下，玩家也在積極尋找“第二增長曲線”，抱團取暖——即煤電聯營（又稱煤電一體化），就是在這個時候開始變得炙手可熱起來。

一、煤電聯營，穿越寒冬

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。

國外對煤電聯營的探索較早，例如，澳大利亞是世界上采用“煤電聯營”方式進行能源開發的早期實踐者，美國則在20世紀70年代就已經建成了大量的“煤電聯營”火力發電廠。我國也不甘落后，早在上世紀八十年代，就已經開始探索煤電聯營實踐。

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。

近三年來，尤其是進入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%）。

今年上半年，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”。

我國煤電聯營相關政策梳理

資料來源：國家發改委、國家能源局、觀研天下數據中心整理

其推進速度也逐漸加快。進入2023年，國家電投加速布局“兩個聯營”，旗下貴州金元與鑫盛源公司、國源礦業、聚達礦業、大壩煤礦等公司簽訂合作協議，推動煤電聯營落地落實；8月21日，江蘇徐礦能源股份有限公司宣布，與阜新礦業（集團）有限責任公司共同推進煤電聯營，從而實現優勢互補、合作共贏。更早前的2022年12月，中煤集團與國家電投達成煤電項目專業化整合協議，涉及的煤電裝機容量預計將超過1000萬千瓦。據不完全統計，2022年以來煤炭企業加大火電投資力度，年內共80余個煤電項目取得重要進展。

根據觀研報告網發布的《中國煤電行業發展趨勢分析與未來投資預測報告（2023-2030年）》顯示，短期來看，煤電聯營是行業寒冬里的一抹亮色，長遠來看，煤電聯營將為雙碳業務創造更大施展空間。煤電一體化有望成為能源生產低成本、集約化、節約型的有效模式，成為加快構建清潔低碳、安全高效的新型能源體系的有力實踐。

二、虧損是底色，高光也不曾缺席

雖然虧損已成為行業的發展底色，但煤電在持續虧損的過程中，也出現有數次高光時刻。

以近三年的數據為例，2021年7月初，即將進入夏季用電高峰，前一周，沿海八省日耗均值達到195萬噸，超過2021年同期水平，庫存方面在保供力度加大的背景下整體維穩，電廠可用天數承壓下行，疊加國際市場上石油、原材料等價格上漲，煤電行業價格上漲。

2022年，在地緣政治沖突和全球變暖帶來的極端天氣影響下，全球能源危機加劇，推升天然氣、煤炭等價格大幅上漲，煤炭在全球多地的能源供應中繼續發揮著關鍵的作用。尤其是進入6月傳統消費旺季，在用電量增加背景下，火電發電量明顯增加，對煤炭需求顯著提升，煤電價格也顯著上漲。

2023年4月到6月上旬，每旬度的火電日均發電量相比2022年同期增速都高達15%以上，且在迎峰度夏來臨之際，下游電力耗煤需求持續釋放，二十五省電廠日耗持續攀升，加上厄爾尼諾引發極端高溫，疊加水電出力不足，火電需求向好，煤電價格繼續領漲。

供不應求是煤電價格上漲的動力。

在這三次大行情中，可以看到，煤電漲價的原因：一是進入傳統消費旺季，用量增加，造成供不應求，價格上漲；二是各電廠庫存量低，為增加庫存，需求量增加，促使價格上漲；三是，前期煤炭價格低，生產煤炭虧損，有的礦井停產，社會煤炭生產能力下降，開工不足，供應量下降。

這同時也體現出煤電行業的周期性。煤炭的價格波動受康波周期、產能周期、固定資產投資周期等多周期的疊加支配，形成大宗商品自身的商品超級周期，而周期的錯配，正是“煤電聯動”的目標所在：通過干預電價，讓火電廠維持在生命線之上。

三、煤電背后的大市場

除了周期性以外，行業的成長空間也非常廣闊。

一方面在國情之下，火電仍是我國電力產業的主要構成，無論是裝機容量還是發電量，火電所占的比例都超過了七成，所以火電是一條長期發展的主線。而煤電在火電中又占據主導地位，據中國電力企業聯合會數據，今年上半年煤電發電量占全口徑總發電量比重為58.5%。

資料來源：觀研天下整理

另一方面，在新型電力體系建設背景下，可再生能源發電的隨機性、波動性和不確定性將給電網安全運行帶來巨大挑戰，電網維持電量實時平衡難度大幅增高。在此背景下，煤電的成長性與盈利穩定性均被低估，其長期價值、特別是調峰價值正在逐漸顯現，具體體現在以下兩個方面：

1）消納視角：煤電靈活性改造/抽蓄由于大容量+長時的特點，更具備調峰能力。同時，相比儲能設施，煤電靈活性改造技術成熟度更高，具有更短的改造周期、更少的投資成本、較大的調節容量。在新能源發電比例較高時，煤電可以迅速調整出力，以滿足系統電力需求。特別是在冬季等用電高峰期，煤電可以發揮其調峰作用，確保電力供應不斷。

煤電靈活性改造/抽蓄調峰能力突出

資料來源：《中國高比例新能源帶來的平衡挑戰》國家電網、觀研天下數據中心整理

2）保供視角：從空間維度來看，新型電力系統轉型面臨最大的挑戰就是，新能源資源難以被儲存或運輸，傳統的“源隨荷動”模式將不再適用，例如，沿海省份作為經濟與負荷中心土地資源緊張、陸上集中式新能源開發受限；而“三北”和西南地區作為陸上清潔能源中心裝機高增而本地電力負荷需求不足、普遍面臨消納問題，因此，必須通過儲能等措施，依靠源網荷儲協調互動，實現電力供需動態平衡；從時間維度看，新能源發電具有間歇性和波動性，出力高峰與負荷高峰時間性錯配；從全年維度看，風電出力呈現明顯的季節性波動；從日內維度看，光伏出力具有明顯的反調峰特征。近三年有效發電容量供給充裕度呈下降趨勢，為避免電力缺口擴大，考慮到核電、水電建設周期過長，煤電是短期內增加系統有效容量供給充裕度的不二之選。

“十四五”期間重點發展九大清潔能源基地、五大海上風電基地

資料來源：國家發改委、觀研天下數據中心整理（LZC）