对近期煤价的思考

　　近期国际煤价又有抬头，而发哥也再次修改了相关的煤价计量方式，从国内市场看，秦皇岛港口价格达到940元/吨同比增64%，5000千卡的报价也达到1250-1300元/吨；国际市场看俄罗斯出口的2亿吨煤可能受限制，近期作为主要出口国的澳洲又发生洪水，纽卡斯尔动力煤现货价格创历史新高达到266美元/吨。
　　从供需来看，全球贸易主要由亚洲市场主导 ,欧洲也有一定国际动力煤进口的需求 ,主要从俄罗斯和南非进口高卡煤。供给端是印尼和澳洲的出口占比达到6成，需求端主要大头是中国，中印进口各占20%。
　　由于澳洲目前与国内关系较冷，基本上也不指望从其进口，而每年国内消耗44亿吨，还有3亿多吨是进口煤，而印尼本身煤炭产量6亿吨，大概75%以上用于出口，主要卖给中国，其动力煤主要以露天煤矿成本低，煤矿位置好可以直接下水进港。根据2021年的数据印尼的煤炭有40%是被中国消费，有15%被印度消费，而在此之前中国和印度各占印尼出口的20%，可见国内对印尼的出口占比也是上升的，所以有必要对印尼的出口进行分析。
　　前段时间1月份印尼停止出口，由于其产量25%必须要供给本地市场，限量且限价，所以贸易商和矿商的角度看是更愿意出口，但看到我们国内在去年国庆后动力煤价格从顶点暴跌，之后国内大幅提升供给，而且国内的价格也被严控，从用户角度看就更愿意从国内北方港口拿煤，所以后面进口煤也就回落。但近期煤价又有所上升，最新的秦皇岛动力煤价格已经达到接近1200元/吨，相比而言印尼煤的价格优势就体现出来，不考虑政府的限价因素，是比从秦皇岛拉煤便宜的。
　　购买者主要是国内的电厂和贸易商，产生价差的原因，主要是国内电力企业的冬奥会和两会期间稳字当头，市场对于上游煤矿限产有一定预期，这时候做一些预防性的补库存操作是可以理解的。
　　由于今年对火电转型的逻辑比较认可，所以对作为火电成本端的煤炭，相关的思考记录也多一些，而近期发哥对煤炭的多次调整也确实是往火电转型的这个方向去的，但由于调整较多，所以之前的思考记录就不单纯成文了，选其中3篇涉及发哥调整的解读思考附在文后参考。
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　　2022-02-16思考：火电企业的投资逻辑与政策调整分析
　　火电企业作为＂落后产能＂，当下还有何投资逻辑
　　在经历了2021的碳中和元年，新能源企业在这一年不断走牛，比如港股的大唐走出了3-4倍，中广核甚至走出了8-9倍，都是新能源绿电逻辑，而作为火力发电的落后产能却在这年由于煤炭价格的快速上涨，导致巨幅亏损。那么在当下还有什么投资逻辑。
　　首先，火电企业并非只有火电业务，也还有新能源业务。先看火电业务，经过了煤炭的大幅涨价，火电企业的成本大幅上升，＂市场煤、计划电＂的模式让电企的利润受损，2021年的火电业务基数会非常低，为2022年的高增速打下基础，而2022年能有高增速的原因，在于2021年12月3日的《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿）》(意见稿的调整内容后面再具体进行量化分析)，将 ＂市场煤、计划电＂模式逐渐转变为＂煤电联动＂的模式，有利于锁定火电业务的成本，这使得火电业务更像是一种公用事业类的属性 ，正如在《美股70年读书笔记4-1982至1987》中曾提到的，利率敏感型的公用事业股，在当下国内宽松的利率环境下将会是受益的。
　　其次，看火电企业的新能源业务，由于目前新能源业务的投入建设需要耗费大量的现金流，1GW装机量要几十亿，在十四五规划中光伏和风电装机量又有高速增长的要求，这对于纯绿电的企业是个极大的挑战，而且这要求有不断的低利率环境，这进一步凸显国企低融资利率的优势，而火电企业基本都是国企，这方面有更大的空间。此外， 火电机组每年需要进行的折旧，可以腾挪出较大的现金流，这对新能源业务板块的发展提供支持 ，而这块正是目前可以给到高估值(相比于原先火电业务的估值)的业务板块。
　　最后，目前由于储能技术发展还有局限，无法满足发电的调频调峰要求，而火电目前已经比较成熟，可以满足这方面的需要，将更多的新能源业务给到火电企业，可以 发挥火电企业自身火电调峰的作用 。
　　当然，对于火电企业还有一个 潜在的风险点 ，就是在负债上，虽然国企的融资有点＂无限现金流＂的bug，但实际上从估值角度考虑，如果是分业务板块来估值，由于融资后用在发展新能源业务，所以这部分债务(永续债)需要在新能源业务板块来扣除，这样对于估值倍数较高的新能源业务，最终市值会有较大的折扣，所以这部分债务在不同业务板块中的分配，会影响到最终的估值结果 。
　　征求意见稿的具体调整和分析
　　从发文来看，具体的调整可以分为如下三块：
　　1.长协占比，原先是大约50%左右长协和50%的月度浮动价，现在要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协
　　2.价格方面，＂基准价+浮动价＂的总定价机制不变，但一些细节上有调整
　　(1) 基准价， 原先是下水煤基准价按5500大卡动力煤535元/吨签订，现在是按700元/吨计算 ，非下水煤按700 元/吨扣除港杂费、运费之后的坑口费测算。
　　(2) 浮动价，原先是按 (BSPI环渤海动力煤价格指数+CCTD秦皇岛5500大卡动力煤综合交易价格+CECI中国沿海电煤采购价格综合指数)/3 的等权重加权计算，现在 新增一个指标＂NCEI全国煤炭交易中心综合价格指数＂，四个指标等权重加权计算
　　3. 调整频率，原先是按半年或年，且需发改委走流程；现在是按月调整且自动调，调整规则是，每月月末计算一次， 综合价格相比基准价每升降1元/吨，下月中长期合同价格同向上下浮动0.5 元/吨 ，并首次给出长协价格具体浮动区间是550-850元/吨
　　之前长协价=(535+(CCTD+BSPI+CECI)/3)/2
　　2022新长协价=(700+(CCTD+BSPI+CECI+NCEI)/4)/2
　　浮动价各指标的说明
　　BSPI环渤海价格指数：是反映环渤海港口动力煤的离岸平仓价格水平以及波动情况的指数体系的总称。价格采样是按照代表规格的样品价格乘以吞吐量权重计算。
　　CCTD秦皇岛动力煤综合价：秦皇岛以及周边港口主流动力煤平仓价格（中长期为主，含市场煤交易），样本单位覆盖在环渤海六港进行动力煤交易的主要单位，样本单位交易量能够达到总交易量的 70%以上。每周五下午17:00发布。
　　CECI中国沿海电煤采购价格综合指数：CECI曹妃甸指数，根据编制日15:00前曹妃甸港区电煤现货采购平仓价，按样本采购量加权编制，综合反映所有样本北方港平仓价综合加权。
　　NCEI全国煤炭交易中心国煤下水动力煤价格指数：调整后新加入的指标，也是2022年才编制的指数，每周更新一次，最早的日期就是2021年12月31日的数据。由山西、陕西、内蒙古等煤炭主产地经国内沿海港口装船发运往华东、华南等区域的动力煤的离岸平仓价，设置三个采集点，一是全国煤炭交易平台，覆盖经平台交易或由平台监测到的下水煤交易双方纳入采集单位；二是联合港口设立的现场价格信息采集点，通过港口办 理装船手续的实际经营企业实时纳入采集单位；三是由交易中心选定符合条件的机构纳入采集单位。
　　离岸平仓价：卖方在指定装运港将煤炭装上买方指定船舶方式完成交货的价格，单位为＂元/吨＂，当前国际惯例和行业习惯，下水动力煤价格指数选用离岸平仓价(FOB)作为统一价格术语。上述价格指数均采用FOB，周度更新。
　　调整前后是否有什么实质变化
　　按照老公式计算2021年最后一期的数据，之前长协价是 (535+(834+737+848)/3)/2=670.66
　　长协价和市场价各占50%，年末最后一天动力煤均价为824元/吨(相比前期有所下降)，则总体价格为： 670*50%+824*50%=747 元/吨
　　按照新公式计算2022年首期的数据，长协价是(700+(834+737+848+750)/4)/2=746，由于要求核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围，且发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协，所以总体价格就是  746*100%=746 元/吨 。
　　可见，虽然计算公式有所调整，但 整体上还是考虑了调整前后的平滑过度。而后续长协占比100%的限制，更有利于发电企业锁定相关成本 。
　　新调整的内容里面还有一项，＂指数综合价格比基准价每升降 1 元/吨，下月中长期合同价格相应同向上下浮动 0.5 元/吨，而且浮动的区间限制在550-850元/吨＂，相当于在700基准价下的长协合同价范围限制在150元/吨，也即上个月末的指数综合价格最多上升300，超过300依然按300计算。
　　下面分别用BSPI、CCTD、CECI三个价格指数，考察其在年度范围内波动超过300的情况。以BSPI环渤海动力煤价格指数为例，在2021年10月13日的最高点是 850元/吨，比2020年同期的560元/吨相差290元/吨；CECI在2021年10月22日最高点是1528元/吨，比2020年同期的580元/吨相差948元/吨，CCTD由于找不到2021年10月份高点时现货平仓价格数据，采用的是综合交易价，这对于计算价差而言不影响结论，该数据在2021年10月29日高点是1202元/吨，比2020年同期的575元/吨相差627元/吨。可见， 这三个指标在年度范围内波动价差是BSPI-290、CCTD-627、CECI-948，而政策的上限300是在最低的BSPI的290附近，相当于还是更偏向于保障火电企业的盈利 ，毕竟基准价从535上调到700已经是对煤企而言很高的变化。
　　新标准中的700元/吨怎么来
　　笔者尝试用如下方式来进行测算，大概得出结论是700元/吨是下游电企的盈亏平衡点：
　　一方面，700元/吨的5500大卡换算成7000卡，增值税为13%，度电消耗是300克/度，这个是对应7000大卡的标准煤，所以需要用700*7000/5500进行热量，除以税率，后再 换算成度电成本  ：700*7000/5500/(1+13%)*300/1000/1000=0.2365元/度
　　另一方面，在煤价大涨之前，火电不涨电价，全国平均基准电价是0.36-0.37元(含税)，取均值0.365，扣税后是0.365/(1+13%)=0.3230元/度，再扣除其他成本大概0.09元/度(人工运维是3分/度，折旧是4分/度，财务费用3分/度)，也即 0.3230-0.09= 0.2330元/度
　　两者非常接近，所以基本上可以看成是一个盈亏平衡点 。所以，这里的调整方案，既考虑了调整前后的平滑过度，也是在平衡上游煤炭和下游发电的平衡，尽可能地减少调整阻力，可谓用心良苦。
　　关于火电业务，还有一个参考，就是火电作为20世纪初的＂新能源＂，也是经历了一波快速发展期，当时给的平均估值也有15-20倍左右，按目前某些火电公司的新能源业务板块的增速，给与这个平均估值属于较为低估的位置，基本上火电业务相当于是归零处理了。总体来说，新能源业务板块按照成长的估值逻辑给与保守的平均估值，而火电业务，如上文分析，在2022年预期会有不错的增速，如果回归公用事业的估值逻辑，叠加＂以我为主＂的低息环境，也会对市值提升有一定助力。
　　参考资料：
　　1. 秦皇岛煤炭网(BSPI指数)，http://www.cqcoal.com/exp/exponent.jsp
　　2. 中国煤炭市场网(CCTD指数)，https://www.cctd.com.cn/list-454-1.html
　　3. 全国煤炭交易中心(NCEI指数)，https://www.ncexc.com/MTServer/index/initQuery
　　4. 北极星电力新闻网(CECI指数)，https://news.bjx.com.cn/topics/ceci/
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　　2022-02-17思考：电力公司的火电收入测算
　　本文为根据公开的公司公告数据进行测算的结果，发电量采用公司2021年的售电量，电价采用已发布的各省工商业电价和平均电价，分别进行测算得到各省的火电收入，以此测算2021年火电和2022年火电的情况，假设2022年火电增速与2021年保持一致。此测算仅为个人记录思考，不构成任何投资建议，不涉及任何推荐，仅供参考。
　　本图为各省公布的售电价数据，为2022年的价格，目前云南省尚未发布，其他省份均已公布。
　　数据来源：https://view.inews.qq.com/a/20220108A089MA00
　　此数据为上市公司公告中的各省发电量，仅适用煤电相关的发电数据，不涉及风光生物等清洁能源。
　　数据来源：上市公司公告(2022-01-15)
　　根据公告，上市公司在2021年全年发电是4300亿度点，按照目前政策规定的长协征求意见稿，假设2022年发电量与2021年保持一致，即使按照每度电提价1分钱来算，也可以增收43亿，这是非常保守的估算，而如果提价2分钱，那么就可以带来80亿以上的利润，即使扣去全部永续债的利息，也还是有不错的收入，再加上折旧创造的现金流用于支持风光发电，将是一个不错的配比。
　　此外，对于新能源业务，按照公司十四五规划，到2025年是55GW的风光规划，刚好是2021年装机量的近5倍，如果线性外推(此假设不成立仅用于毛估估，因为在大家都大力扩大装机时，后续利润率会必然大幅下降)，2025年利润就是2021年的5倍也即250亿，打个折扣只有3倍也能达到150亿。《火电企业的投资逻辑与政策调整分析》中曾提到在20世纪初的火电作为当时的＂新能源＂，火电公司的底部区域的估值水平是大概15-20倍，该公司在2007年层达到30倍，2012年甚至达到60倍。保守即使只给新能源业务10倍PE，就有1500亿市值，参考当前香港市场的市值接近550亿，具有一定的潜力。
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　　2022-02-25思考：火电政策新调整的解读和盈利测算思路
　　今天火电公司走出了一波不错的行情，有些公司甚至走出10几cm的高度，这距离首次发文阐述火电逻辑，也才不到短短一个月，比起之前阐述集运和干散货逻辑并最终逻辑兑现，这个间隔时间明显短了很多。这次行情主要跟发改委的一个文件有关，今天发改委印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了三项重点政策措施，后面的一些具体细则，简单小结一下就是细处和大局均有动作。
　　细处：秦皇岛港下水煤5500卡的长协价变化
　　(1)价格中枢下降 30 元/吨：原先700现在670
　　(2)浮动区间缩小 100 元/吨：原先550-850，现在570-770
　　大局：引导建立＂煤炭-电力产业链＂的价格传导机制
　　(1)煤电价格主要通过中长期交易形成
　　(2)煤电企业可通过市场化方式充分传导燃料成本变化
　　(3)合理设置上网电价与煤炭中长期交易价格挂钩
　　这样子一方面在大局上定调煤电联动和价格传导，又在细处对波动区间进行限制，而且价格中枢进一步下降，对火电企业而言就是锁定的成本被进一步下降。在《火电企业的投资逻辑与政策调整分析》中曾进行测算，原先的中枢价格700元/吨是火电企业大概的盈亏平衡点，当然这个价格在计算过程中是忽略运输成本的，也即那个价格实际是入炉价，如果是按照下水煤价算，那么还是会有亏损，不过在目前的大方向定调下，特别是上述第2点， 成本价格有望进一步传导 。具体如何传导，笔者的判断大概率是峰谷电价差 ，这个在《高耗能企业电价政策解读录音纪要》中有提到，文中的发改委专家也是多次提到＂峰谷单价差＂，而且是这个价差会比预想中的更大。
　　在《火电企业的投资逻辑与政策调整分析》的测算中曾有计算，在盈亏平衡下，发电成本大概0.2365元/度，而基准电价在0.365元/度，所以煤炭成本大概占比就是0.2365/0.365=65%左右。据此来推算上网电价与5500千卡煤的关系
　　假设1：标煤热量7000千卡，度电消耗标煤300克
　　假设2：盈亏平衡下煤炭成本占比65%
　　假设3：燃烧的7000千卡转换为5500千卡不发生热量消耗
　　假设4：上网电价为 x 元/度，5500千卡煤每吨成本y元/吨据此得到：每吨标煤发电量：1000kg/(300g/1000)=10000/3度=>每吨标煤收入：10000/3*x元，根据假设2得知这部分收入为总成本，乘以65%就是煤的成本，进而得到标煤成本为10000/3*x*65% 元/吨
　　=>将7000标煤换算为5500千卡对应每吨的成本为：y=10000/3*x*65%*7000/5500
　　也即：x=y*5500/7000/65%*3/10000=> x=0.000363*y
　　由于y会调整，所以可根据每月的y，来对x进行测算，在《电力公司的火电收入测算》中也记录了2022年各省的代理购电价格，以及该电力公司2021年各省的发电量数据，两者相结合就可以近似得到收入和盈利情况了。
　　还有一点不得不提的是，在之前的长协价履约情况来看，履约率不是很高，原先听《高耗能企业电价政策解读录音纪要》发改委的那位专家说，应该也是有点默许，因为大家也心照不宣，煤企也就趁着这波一次性积累更多的资金，为以后的和谐转型退出做准备。但这次从政策调整的频率、方向、参与度来看，发改委和纪委一起参与，相信是下定决心的了。
　　后面持续关注的几个关键数据：
　　CCTD+BSPI+CECI+NCEI四个指标的月度价格、发电量、履约情况等。