从浙能电力最近15年历程看煤电博弈以及煤炭的未来
从浙能电力最近15年历程看煤电博弈以及煤炭的未来
煤电价格联动机制的取消，对煤电行业产生了深远影响。本文通过分析浙能电力最近15年的经营数据，探讨了煤电博弈以及煤炭的未来趋势。
煤电价格联动机制的取消
2019年宣布已执行15年的煤电价格联动机制将在明年终止。9月26日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议。会议指出，抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机，对尚未实现市场化交易的燃煤发电电量，从明年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。
浙能电力的数据分析
我们看一下浙能电力的数据，2016年开始，浙能电力利润开始下滑，但是2017-2019年三年期间，利润实质是稳定的，资产规模也相对稳定。2020年，取消了煤电联动，利润反而涨了一些。21年22年资产加速增长，2022年开始资产开始加速膨胀、增长速度加快。
这个对应什么呢，就是对应两个事：
- 煤电电价博弈过程。
- 双碳背景下，浙江省对发电结构的调整，这还对应21、22年双碳政策的微调。
大约16年，煤价就到底了，17-19年三年期间，煤价实质是上涨的。但是浙江这类省份开始了市场电价改革，市场电实质是逐年降低的。但是我们看到的是什么呢？煤价年年涨，电价不涨甚至还跌一点，浙能的利润几乎是保持不变的。这就是我说的省内标杆电厂，地方政府大致心里是有数的。
为什么，持续三年呢，这个优化过程谁都没底，逐年挤水分。这个也对应五大电力，17-19年连续三年的业绩下滑和开始大量资产减记。简单说，就是以前坏事干多了。藏了太多的利润。煤电博弈后，一边是利润藏不住了，拿出来和地方分享了，一方面，这个过程中，好多资产变烂了。
19年接近平衡了，这个时候五大甚至打算开始做一些资产重组了。这个过程在20年底，被疫情带来的突然煤价上涨打断。
那么20年以下这个博弈的核心是什么呢？就是新机组对老机组的替代优势。新机组单位成本低，单位维护成本低，地方政府和电网加持下，小时数高，叠加市场煤价低。这就带来了新机组事实点火差成本低17分钱。这个阶段，降低电厂成本的主要手段就是加小时数，摊薄度电点火差成本。这里面还有一个隐形政策，就是火电原则上，到2030年寿命就要关停，甚至不到寿命也要上大压小。还有一个隐形的结果，就是大家好像觉得煤价对电价的传导不力，这个不力不是最近2124年传导不力，1720年，传导也不力。但是实质这个传导不力是幻觉，就是火电点火差成本，根本就不是13年五大报给国家的数，至少高了56分钱。地方政府通过45年的摸底，和煤电博弈施压，20年左右，基本上摸清了。
那么未来怎么博弈。就是大家这两天，实际也能看到浙江的事，广东的事，什么广东点火差，成本多少钱，浙江多少钱。虽然数据上有差异，但是能看出来地方政府还是比较自信。就是广东报的成本是5000小时0.1元成本，浙江据说是0.12元。但是浙江是5500小时，广东今年不到5000小时，这个2分钱，我也不知道怎么回事。这个没关系，以地方政府的为准。
那么未来会怎么样？我大致的判断，就是浙能会是一个标杆。浙能的利润什么的基本会跟随资产膨胀程度维持增长，大概会持续3年左右。简单算，浙能的终极利润，大约应该等于14年左右利润乘以未来资产规模对14年资产比值。这个过程，是逐年增长，还是持平2~3年，第三年第四年爆发，我不清楚。
那么对比下来，五大会怎么样。我得判断是五大的状况会比 浙能好不少。简单算，就是你就拿宁电入浙这个事来看。建成好多年了，配套新能源建设一直不足，为什么？就是电价谈不拢那今年为什么国能一下子就建了3还是4gw，就是成本降下来后，电价谈拢了你再看看浙能在甘肃在宁夏的配置，是不是都是围绕他的入浙的特高压配置的。那么你再算份额，入的浙江，浙江浙能占比超过55%，但是在送端，浙能占比不到50%。甘肃的煤还是和华能合作的。那一定是你未来的比例下降。特高压是优质资产的话，就是浙能这样的地方电力在未来全国的优质资产里占比下降。五大占比提升。
再看浙江本地。我刚才在一个球友帖子里评论。浙能、江苏国信、粤电力这类公司未来的问题，就是新增100万机组。这个100万机组原来是按照5000~5500小时测算的。你未来都变成3000小时。资产质量一定下降。下降不意味着亏损。拿浙能举例，就是资产利润率是3%还是4%还是5%这类区别。做不好的，就是3%3.5%,但是原来计划都是4%4.5%5%。
至于广东这个事，这个是特例需要能源局出台修补政策。广东的事，在内蒙古发生了n年了，中间还有反复。我说了蒙东蒙西是两个火电上网电价。蒙西统一0.2829。蒙西太大了，也没法做到统一成本。拿乌海的火电厂举例，当地产焦煤，当地的电厂一直拿焦煤的煤泥和煤矸石混着准旗来的好煤，一起炼。原来，神华在杭锦旗有个大煤矿，16年煤价低的时候关停了。乌海就得多花100多运费去伊金霍旗拉煤。左右20年前面两年，乌海的几个电厂效益也不咋地。21年煤炭涨价后，煤泥暴涨。本来不要钱，出个运费，涨到100多200。煤矸石电厂也亏损。所以这次内蒙古的电力交易制度，还加了节点堵塞费用，这些都是客观上弥补不产煤地市煤电的利润。
未来五大的点在哪里呢？一个是煤电的普遍重估，这个会让华能华电这类企业，全国平均拿到浙能差不多的度电利润。至于多一点还是少一点，没法估。但是我是认为华能的度电利润会比浙能高一点！这个没关系、仁者见仁智者见智，对企业整体估值没什么影响。一个是新能源增长，这部分是确定的回报，irr6.59.5%，实际平均应该在77.5%。结合低利率环境，这部分回报和增长都很不错。再有就是供暖盈利和北方电厂的再重估。全国电力大市场只是解决了电力全国范围内资源配置优化问题。但是这个实质是解决什么事呢，就是西北、西南的电便宜，我能多要就多要。缺电时候能互相调剂一下，大家的冗余电源就可以整体少建一些。但是对于北方来说，我得备用电源，是我的，我一年就算发个 300小时给你，你也只是给我300小时电价，但是备用费，我是全额出的，我可能也只用300小时。这个暂时没法谈，要等中东部省份这批100万机组建成了，微利，然后冗余还是不足，还要再建时候，这个时候就可以谈了。那就是全国电力大市场2.0版本。
上面就是我说的，火电也好、火绿也好，投资第一看比较优势、第二看资产规模。其他的不要看尤其是电价博弈，那个事，我们看不到工作底稿，外行替内行算账，以为自己更明白，肯定是扯淡。无论地方能源局还是地方电厂，围绕这个事都博弈10多年了，不可能双方不摸底。就像我一直诟病的，这么多券商研报，无论是华能华电，还是浙能，就每一份详细的差异分析报告。到底怎么亏的，怎么赚的，永远是一笔糊涂账。华能太大，浙能呢？研报实际跟具体电厂财务和经营副总就没直接联系，不知道怎么做的调研！
后面再谈煤价传导。未来的煤电的发展，煤价传导一定是顺畅及时的。现在这个现货机制，只有一种情况下，煤电传导可能不顺利，就是长协电签完，煤价暴涨，现货电占比不足。目前看，再也不可能了。高煤价的核心是运输问题，就是煤矿产能北移以后，运输跟不上。现在85%煤矿产能在北部西部。沿海电厂年用8亿吨北方煤，外贸5一吨。加起来13亿吨。大约站全国电力用煤一半。中部省份多了一条浩吉线，运力2亿吨，所以，这个陕西煤价今年就一直坚挺，核心是往渤海湾的运输需求没有了。未来特高压34条，假定分5年建成分别投产。每条对应新能源1000万吨煤电替代，火电1000万吨煤电替代。差不多每年减少1亿吨以上煤炭东运需求。即使中部省份，沿海省份电力需求总量仍有增长。这部分已经相当于每年全国煤电需求的5%，那总量上中东部省份的煤炭需求一定是下降的。大致对应市场煤价，明年750800,后年700750。未来应该稳定在长协600元元左右，市场煤700元左右。