高景气度下的煤炭债

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我国煤炭储量丰富,原煤产出大省主要为山西、内蒙古和陕西。
本文来自:岳读债市,作者:周岳 朱佳妮

基本结论

  • 2021年以来,在产能周期驱动下,煤炭行业高景气度运行,同时受信用债资产荒等因素的影响,煤炭债利差不断收窄,目前已处于历史低位。

  • 根据煤炭用途的不同,通常分为动力煤、炼焦煤和无烟煤三种。动力煤多用于发电、锅炉燃烧等;炼焦煤通常用于炼钢;无烟煤可用于化工行业、高炉喷吹、动力燃料。我国煤炭储量丰富,分布整体上呈现“西多东少、北多南少”的特点。山西、陕西、内蒙古、新疆四省煤炭资源储量丰富,开采条件较好。

  • 我国煤炭生产区域主要集中在内蒙古、山西、陕西、新疆等地,但下游消费区域主要是在华东、华南等地,煤炭供需之间存在错配,由此形成了“北煤南运”“西煤东调”的格局。煤炭运输方式包括水路运输、铁路运输和公路运输,省内运输以公路为主,省际运输则以铁路及水路为主,价格上水路<铁路<公路。

  • 目前煤炭行业景气度较高,煤价有较强支撑。短期来看,供给端煤炭高产量难以持续,而国际局势错综复杂,进口量边际减少;煤电进入旺季,地产复苏虽不及预期,但在稳增长措施下,基建持续发力,化工用煤不断提升,6月以来煤炭库存不断下降,需求端边际改善确定性较强,煤价格支撑力较强,煤企盈利改善。

  • 中长期来看,在双碳政策引导下,行业新增投资动力降低,存量产能核增潜力降低,产能弹性较较小,供给限制或将长期存在;需求方面,在双碳政策的约束下,煤电占比确定性下降,地产行业不景气影响或将持续存在,基建持续托底面临不确定性,现代煤化工发展空间广阔,用煤量不断提升。综合来看,终端需求不确定性仍然较大,但在供给约束较强的背景下,长期煤价或仍有支撑。

  • 截至2022年11月7日,共有48家煤炭发债主体,多数煤企均为地方国企,外部评级较高,多分布在山西、陕西、北京和山东。从存量债券余额看,煤炭债主体集中度较高,存续债券类型以中期票据和公司债为主,剩余期限集中在3年以内,短期内仍面临一定的偿付压力。

  • 进一步地,我们从经营风险和财务风险两个维度搭建煤炭主体信用分析框架。经营风险方面,重点关注企业背景、资源禀赋、业务规模及主营构成。企业背景方面关注企业属性、大股东及其持股比例等;资源禀赋则需关注地质储量、可采储量、主要煤种等,地质储量及可采储量可以反映企业的资源储备量,主要煤种决定了煤企的产品价格;业务规模重点关注煤企的核定产能、原煤产量、商品煤销量、主体矿井数量;主营构成方面,关注煤企的煤炭收入占比、产业链延伸收入占比、吨煤成本、吨煤均价。

  • 财务风险方面,重点关注企业的盈利能力、现金流情况、资本结构及偿债能力。盈利方面,关注毛利率、资本回报率、总资产报酬率和净利润规模;现金流情况关注自由现金流量、经营性现金流净额、投资性现金流净额及筹资性现金流净额;资本结构方面,关注企业调整后资产负债率、债务结构等;偿债能力方面关注企业短期偿债能力及长期偿债能力,选择的指标有经营性净现金流/短债、货币资金/短债、EBITDA/有息债务、EBITDA利息保障倍数。

  • 最后,根据煤炭主体信用分析框架,我们搭建煤炭行业发债主体的评分模型,分别从定性和定量两个维度对主体进行打分,以隐含评级为标尺,主观判断调整设置各指标权重。我们根据设定的模型进行评分,加权评分结果与隐含评级赋值的相关系数为71.38%,表明评分模型和信用分析框架具有一定有效性。

  • 风险提示:政策变动引发煤炭供需变化;信贷环境超预期调整;财务报表披露不全面;数据采集不完整;信评模型存在缺陷。

       2021年以来,在产能周期驱动下,煤炭行业高景气度运行,同时受信用债资产荒等因素的影响,煤炭债利差不断收窄,目前已处于历史低位。对于这类主体,我们如何看待其信用资质?本文搭建煤炭企业信用分析框架,对发债煤企进行经营分析和财务分析,以供投资者参考。


一、煤炭行业概览


1、煤炭分类及产业链

   根据2009版《中国煤炭分类》国际标准(GB/T5751-2009),煤炭分类主要依据煤化程度及煤工艺性能,主要参考的指标分别为挥发分(Vdaf)和粘结指数(G),根据煤炭挥发分的高低,将煤炭分为无烟煤、烟煤和褐煤,其中无烟煤挥发分最低;其次根据煤炭挥发分和粘结指数等指标,将烟煤划分为贫煤、贫瘦煤、瘦煤、焦煤、肥煤、1/3焦煤、气肥煤、气煤、1/2中黏煤、弱黏煤、不黏煤和长焰煤,粘结指数较高的种类可以用作炼焦煤。

在煤炭行业债券的日常研究中,一般会根据煤炭用途的不同,将煤炭分为动力煤、炼焦煤和无烟煤三种。动力煤粘结指数较低,且挥发分指标未达到无烟煤的标准,通常用于发电、锅炉燃烧等,主要包括贫煤、弱黏煤、不黏煤、长焰煤、褐煤。炼焦煤对于粘结指数的要求较高,在室式焦炉炼焦条件下可以结焦,通常用于炼钢,主要包括贫瘦煤、瘦煤、主焦煤、肥煤、1/3焦煤、气肥煤、气煤、1/2中粘煤。无烟煤挥发分值最低,杂质含量较少,可用于化工行业、高炉喷吹、动力燃料。

       除此三种煤炭种类之外,喷吹煤也是一类比较重要的用煤,喷吹煤在炼铁高炉中作为燃料和还原剂用于代替部分焦炭,从而降低焦比,降低生铁成本,主要是以无烟煤作为原料洗选而得,部分烟煤也可做为喷吹煤原料,如贫煤、贫瘦煤及长焰煤。

    煤炭主要应用于电力、制造业、采矿三大行业,2019年这三大行业煤炭消费量总计占比95.93%。其中,电力、制造业、采矿行业煤炭消费量分别占比50.21%、39.78%、5.93%,分别同比变化4.97%、-0.72%、-8.49%。2019年居民生活消费的煤炭总量为6547万吨,占比1.63%,同比下降15.13%,同时,煤炭在整个居民能源消费结构中占比有所下降,居民能源消费结构有所改善。

2、煤炭储量分布

我国煤炭储量丰富,根据自然资源部发布的《中国矿产资源报告(2022)》,截止2021年末,我国煤炭资源储量为2078.85亿吨[1],2019年和2020年煤炭新增探明储量分别为300.1亿吨和119.64亿吨。我国煤炭资源分布整体上呈现“西多东少、北多南少”的特点,2021年底,山西、新疆、内蒙古、陕西煤炭储量分别为494.17亿吨、364.52亿吨、327.02亿吨、310.62亿吨,总计占比71.98%。

目前我国原煤产出大省主要为山西、内蒙古和陕西。2021年,山西、内蒙古原煤产量分别为12.03亿吨、10.70亿吨,占比63.27%,陕西原煤产量为7.02亿吨,占比19.54%。      

我国目前有十四大煤炭生产基地,分别是神东、晋北、晋中、晋东、陕北、蒙东、两淮、云贵、冀中、鲁西、河南、宁东、黄陇、新疆基地。分煤炭种类来看,动力煤储量最丰富,焦煤次之,无烟煤储量最少。

动力煤主要分布在神东、晋北、陕北、蒙东、新疆、宁东、黄陇基地,其中神东、晋北、陕北、蒙东、新疆、黄陇基地煤炭开采条件较好;炼焦煤主要分布在晋中、两淮、鲁西基地,其中晋中和鲁西开采条件较好,两淮基地地质构造偏复杂;无烟煤主要分布在晋东基地,该基地是我国最主要的无烟煤生产基地,开采条件相对较好;云贵基地、冀中基地、河南基地煤炭种类齐全,其中云贵基地单井规模较小,冀中、河南基地开采历史长,矿井开采深度较深。

煤炭质量方面,动力煤在定价时重点关注的指标为发热量,晋北、神东、陕北煤炭发热量最高,新疆、宁东、冀中、两淮基地次之,贵州煤炭含硫较高、煤质偏差;炼焦煤重点关注的指标为粘结指数、灰分、硫分等,晋中、两淮、冀中、河南基地炼焦煤煤质较好;无烟煤可关注挥发分、成块率及含硫量等指标,山西无烟煤产量最高,且质量较好。

3、煤炭交通运输

我国煤炭生产区域主要集中在内蒙古、山西、陕西、新疆等地,但下游消费区域主要是在华东、华南等地,煤炭供需之间存在错配,由此形成了“北煤南运”“西煤东调”的格局。煤炭运输方式包括水路运输、铁路运输和公路运输,省内运输以公路为主,省际运输则以铁路及水路为主,价格上水路<铁路<公路。根据《煤炭工业发展“十三五”规划》,煤炭铁路运输以晋陕蒙煤炭外运为主,全国形成“九纵六横”的煤炭物流通道网络。

九纵六横”的煤炭物流通道网络中,铁路运输通道包含“七纵五横”。主要产煤大省中,山西省煤炭运输通道相对完备,且运力充足,可通过大秦线、神朔黄线、瓦日线等铁路将煤炭运输至环渤海地区,再由水路通道沿海纵向通路运输至东南沿海港口;陕西省整体运力不足,横向运输路线神朔黄线为神华专用路线,纵向路线运力不足;内蒙古横向路线运力相对充足,纵向通路有包西线、蒙西至华中路线等,运力匮乏;新疆外运通道仅有兰新、兰渝纵向通路,且距离煤炭消费地区较远,运费始终是新疆煤炭成本的瓶颈;贵州外运通道为沪昆横向通路和南昆纵向通路,由于贵州煤炭主要供本地及周边省份需求,运力相对充足。2019年9月,浩吉铁路开通,完善了内蒙古、陕西等省份“北煤南运”的线路。

水路运输则包括了海路运输和内河运输,海路运输即沿海纵向通路,运力大,运费低。北方下水港以锦州、秦皇岛、天津、唐山、黄骅、青岛、日照、连云港等为主,南方接卸港主要位于江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等地;内河运输则是长江、珠江-西江横向通路及京杭运河纵向通路,内河运输在水运中占比较小,主要运输至华东、华中、西南地区的长江沿线省份。


二、煤炭行业景气度


1、供给端:供给约束较强

2016年起,煤炭行业进入供给侧改革阶段。2016年2月,国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》,计划“从2016年开始,用3至5年的时间,再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右”。同年5月,国家发改委发布《关于进一步规范和改善煤炭生产经营秩序的通知》,要求“从2016年开始,全国所有煤矿按照276个工作日重新确定生产能力”,当年原煤产量大幅减少。

2018年煤炭去产能进入结构性去产能阶段。2018年3月,《关于进一步完善煤炭产能置换政策加快优质产能释放促进落后产能有序退出的通知》提出进一步完善产能置换政,加快优质产能释放。2019年,六部委印发《30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案》提出“通过三年时间,力争到2021年底全国30万吨/年以下煤矿数量减少至800处以内,华北、西北地区(不含南疆)30万吨/年以下煤矿基本退出,其他地区30万吨/年以下煤矿数量原则上比2018年底减少50%以上。”

随着2018年来结构性去产能的推进,原煤产量有所增加,区域集中度逐步提高。2019年原煤产量同比增加4%,2020年受新冠疫情影响,原煤产量同比仅增加1.5%,2021年原煤产量同比增加5.7%,22年前三季度原煤产量同比增速进一步提高。河南、河北等省份煤炭资源逐步枯竭,开采条件较差,西南地区小矿井偏多、瓦斯含量高,而山西、陕西、内蒙古三省煤炭资源储量丰富且开采条件较好,近年原煤产量占比大幅提升。2021年,山西、陕西、内蒙古三省原煤产量占比达72.1%,同比增长6.8%,区域集中度明显提高。

在十三五“供给侧”改革中,煤炭落后产能出清导致供给能力下降,同时2021年以来,疫情得到控制,下游复工复产等快速推进,导致煤炭供需错配,煤炭阶段性供应紧张问题突出,煤价快速上升,政府连续出台多项煤炭增产保供和市场调控政策。2022年3月,发改委《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》要求“年内再释放产能3亿吨/年以上,日产量达到1260万吨以上”。6月,能源局发布《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》安全保障能力建设符合有关规定,生产系统具备增产能力,且符合煤矿生产能力核定基本条件的煤矿,根据相关程序开展先进产能核定工作。

但煤炭保供增产存在较多约束:

    行业新增投资动力降低

在“双碳”影响下,能源低碳化发展和能源结构调整进一步压缩煤炭行业增量空间,行业投资动力整体有所降低。具体来看,一次能源消费结构中煤炭占比逐步下降,2021年末原煤在能源生产总量的占比为67%,较2007年高点下降10.8个百分点。煤炭行业固定资产投资方面,2021年固投增速止跌回升,但投资金额整体不高;同时,自2016年供给侧改革以来,煤炭行业资本开支主要以设备更新改造和智能矿山建设为主,根据中国煤炭工业协会的统计,2021年全国智能化采掘工作面已达到813个,与2020年相比增加65%,其中,采煤面为477个,与2020年相比增加43%;掘进面为336个,与2020年相比增加109%[4],矿智能化改造成为煤炭行业资本开支的回升的重要因素。

而在建矿井产能储备和新增量则较小,行业新建矿井投资能力整体偏弱。根据国家能源局项目核准情况来看,2018年至2022年上半年,政府核准批复的百万吨以上煤矿产能项目数量分别为16个、42个、23个、6个、8个,产能规模分别为6600、21150万吨、4460万吨、1920万吨、3390万吨。此外,煤矿建设有投资大、周期长、见效慢的特点,建矿周期约在3-5年,目前十三五期间新建产能已经释放较为充分,考虑到当前增产能规模相对小,能够释放的产能相对有限,短期供给面难以快速改善。

◾    存量项目产能核增对煤炭产量影响有限

2021年新一轮产能核定政策是2017年产能核定工作的延续,即推行产能核增,也重视产能核减核销。为了将超产产能合法化,保障煤炭安全供应,根据国家发改委、国家能源局等发布的《关于印发煤矿生产能力管理办法和核定标准的通知》,主要有2方面的措施:一方面,通过改扩建、技改等提高生产能力,解决生产条件变化后生产能力的认定问题;另一方面,继续解决部分煤矿超能力生产问题。但考虑到目前这部分矿井生产容量有限,部分已超出能力范围贡献产能,核增矿井会受地质生产系统和安全监管等限制,边际增量或有限。此外,虽然目前新增产能与去产能的置换比例正逐步下调,但煤矿核减核销产能仍然较大,总体来看,产能边际增量或较为有限。

高强度生产不可持续,煤炭产量增加空间有限。从煤炭企业生产效率来看,回采面月均单产方面,2021年由于保供增产,大型煤炭企业回采工作面月均单产同比快速上升,回采面月均单产均值86956.40吨,同比增长18.25%;2022年以来,回采面月均单产均值为85525.29吨,较2021年均值下降1.65%。产能利用率方面,2021年煤炭行业平均产能利用率为74.05%,较2020年均值提高4.45个百分点;2022年以来,产能利用率较21年末的高位有所回落。总体来看,2021年增产保供政策背景下,煤企生产效率明显提升,但2022以来,煤企月度生产效率较21年高位明显回落,在一定程度上或表明高强度生产的不可持续性,煤炭产量进一步增加空间或较为有限。

2、需求端:长周期需求走弱

我国“富煤、贫油、少气”的特征决定了煤炭在我国一次性能源生产和消费中仍将长期占据主导地位。煤炭过往一直是我国一次能源消费中最主要的组成部分,但随着碳中和政策出台,清洁能源、可再生能源重要性增加,能源消费结构逐渐优化。煤炭占一次能源消费比例不断降低,在2018年首次低于60%,到2021年原煤占能源消费总量比重仅为56%。

从我国煤炭消费品种来看,主要以动力煤为主,动力煤实际消费量占比超过65%。从下游需求来看,煤炭下游主要包括电力、钢铁、建材、化工等行业,其中2022年1-8月电力行业消费量占动力煤的比重为63.64%。

◾    电力

短期来看,火电需求仍然旺盛。今年夏季高温,而旺季上游水量不足,2022年7月以来,水力月度发电量同比增速开始下滑, 8月、9月水电产量当月同比为负,在此期间,火电短期高负荷弥补,当月同比快速回升。随着冬季供暖的到来,如果水电持下滑,风电、太阳能发电短期无法放量,火电需求高增或将延续。

长期来看,虽然煤电长期以来在我国总发电量中占主导地位,但在双碳政策的约束下,其占比在逐步下降;2022年1-9月,火电占总发电量的占比为69.50%,较2016年下降了4.86个百分点。同时,随着我国经济进入高质量发展阶段,经济增速难回“高增长”阶段,随着国内增速的放缓,全社会用电量增速,尤其是工业用电量增速或有所回落,长期来看,电力用煤需求或将放缓。

◾    钢铁、建筑建材

钢铁、建筑建材下游主要包括房地产、基础设施建设电等行业。房地产方面,虽然近期从中央到地方陆续出台相关房地产刺激政策,但受经济复苏不确定性增加、居民杠杆率整体偏高、消费信心不足等多重因素的影响,房地产消费需求仍显疲弱。房企信用问题仍然较大,房地产开发资金来源中自筹资金及国内贷款改善非常有限,房企资金持续紧张,施工、竣工能力严重受限,未来地产能否进一步复苏还有待观察。

从数据来看,截至2022年9月末,房地产开发资金来源中,国内贷款和自筹资金的累计同比分别为-27.2%、-14.1%,其中国内贷款虽有边际改善,但改善幅度较小,房企资金仍较为紧张。地产销售回暖难言改善,房企拿地、新开工意愿和能力仍然较低,2022年1-9月,房地产开发投资完成额为10.36万亿元,同比下降8%,下降幅度仍在继续扩大;商品房销售面积、房屋新开工面积、本年购置土地面积累计同比分别为-22.20%、-38.00%、-53.00%,均处于历史低位。

基建方面,政策逆周期调节,基建投资发力,基建投资增速维持较高水平。新增专项债额度集中在上半年发行,下半年专项债对基建投资支撑力虽然有所减弱,但8000亿政策性银行信贷额度,以及3000亿政策性金融债券或可缓解地方资本金缺失;但需要关注的是,今年地方财力吃紧,预算存在一定缺口,预算支出力度可能回落,这或在一定程度上削弱政策性金融工具对于基建投资的拉动作用。

短期来看,地产低景气度仍然延续,“金九银十”需求恢复低于市场预期,行业整体景气度仍较弱;但基建托底力度仍然较大,对需求有一定支撑。2022年下半年粗钢、水泥产量累计同比边际回升,铁水日均产量恢复至历史较高水平。从中长期来看,地产行业不景气的影响或将持续存在,基建托底对需求虽有支撑,但也面临不确定性,终端需求或难见较多增量。

◾    化工

2021年12月的中央经济工作会议明确提出“要立足以煤为主的基本国情,抓好煤炭清洁高效利用,增加新能源消纳能力,推动煤炭和新能源优化组合”。2022年6月,工信部等六部门印发《工业能效提升行动计划》,提出“要加快推进煤炭利用高效化、清洁化,有序推动煤炭减量替代,推进煤炭向清洁燃料、优质原料和高质材料转变”。与传统直接燃烧利用方式相比,现代煤化工是煤炭消费方式的重大变革,可实现煤炭从燃料向原(材)料转变,有效减少常规大气污染物的排放,是煤炭工业转型升级发展的必由之路。

根据《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指南》,“十四五”的发展目标是“建成煤制气产能150亿立方米,煤制油产能1200万吨,煤制烯烃产能1500万吨,煤制乙二醇产能800万吨,完成百万吨级煤制芳烃、煤制乙醇、百万吨级煤焦油深加工、千万吨级低阶煤分质分级利用示范,建成3000万吨长焰煤热解分质分级清洁利用产能规模”。未来煤化工发展空间广阔,耗煤量或将进一步增长。从主要煤化工产品来看,2022年前三季度,甲醇、尿素累计产量分别为5236.61万吨、4305.88万吨,同比分别增长8.88%、1.64%。

3、煤炭价格:供给周期下,煤价支撑有一定支撑

目前,我国煤炭交易以长协定价为主,现货定价为辅。2016年12月,发改委和煤、电、钢行业协会发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号),要求2016-2020年,原则上以年度为周期,建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制,以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价为基础建立价格预警机制。动力煤以“基础价+浮动价”的方式定价,绿色区间(价格正常)为煤价在基准价上下波动幅度在6%内;蓝色区间(价格轻度上涨或下跌)价格上下波动幅度在6%-12%;红色区间(价格异常上涨或下跌)价格上行波动幅度超过12%。炼焦煤中长期合同以“基准价+极差”的定价方式,以重点炼焦煤企业与钢铁企业签订的中长期基准合同价为基础,建立价格异常波动预警机制。

长协占比不断提高。2020年12月,国家发改委发布《关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》(发改办运行〔2020〕902号),要求规模以上煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上,规模以上电力企业签订的中长期合同数量应达到年度煤炭使用量的75%;并进一步提高履约水平,月度履约率应不低于80%,季度和年度履约率不低于90%。

煤炭价格支撑较强,长协价格稳步增长,电煤长协占比进一步提高。2021年以来,随着煤炭价格不断走高,对下游发电行业造成挤压,发改委在《2022年煤炭中长期合同监管工作的通知》《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》等文件和会议中提高下水煤合同基准价,5500大卡动力煤按675元/吨执行,较此前的535元增长26.17%,且570-770元/吨为较为合理区间;并对电煤价格进行进一步限制,自2022年5月1日起秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期、现货价格每吨分别不超过770元、1155元,非电用煤价格排除在限价范围以外。此外,发改委也进一步要求发电供热用煤中长期合同全覆盖,电煤长协占比进一步提高。

煤炭现货价格波动较大。2021年上半年,随着疫情控制,年后复工复产快速推进,煤炭价格稳步上升;7月,下游生产快速恢复,叠加夏天需求旺季,电厂库存不足,煤炭价格快速上涨,并于10月20日达到高点2570元/吨。随后,多项限价、增产保供政策出台,煤价快速回落。2022年以来,供给端约束仍然存在,同时叠加俄乌冲突的影响,海外煤价飙升,进一步影响煤炭进口;需求端,虽然地产复苏不及预期,但受极端天气等的影响,需求整体向好,煤价震荡上行。目前,在增产保供、国内煤炭中长期交易价格限制区间的引导下,国内动力煤价在1000元左右波动。

总体来看,产能周期下,煤价有较强支撑。短期来看,供给端煤炭高产量难以持续,而国际局势错综复杂,进口量边际减少;煤电进入旺季,地产复苏虽不及预期,但在稳增长措施下,基建持续发力,化工用煤不断提升,6月以来煤炭库存不断下降,需求端边际改善确定性较强,煤价格支撑力较强。

中长期来看,在双碳政策引导下,行业新增投资动力降低,存量产能核增潜力降低,产能弹性较较小,供给限制或将长期存在;需求方面,在双碳政策的约束下,煤电占比确定性下降,地产行业不景气影响或将持续存在,基建持续托底面临不确定性,现代煤化工发展空间广阔,用煤量不断提升,综合来看,终端需求不确定性仍然较大,但在供给约束较强的背景下,长期煤价或仍有一定支撑。


三、煤炭债基本情况和信用分析框架


1、煤炭行业发债主体

截至2022年11月7日,债券市场共560只存续煤炭信用债,余额总计7567.95亿元,有存量债主体共计48家。从存量债券余额看,煤炭债主体集中度较高,CR5占比约为55%,其中陕西煤业化工集团、晋能控股煤业集团、国家能源集团债券余额分别为1419.34亿元、806.18亿元和679.00亿元。

煤炭企业发债主体多为国有企业,外部评级较高。在48家发债煤炭企业中,央企和地方国企分别有5家和41家,合计占比95.83%,其余2家为民营企业。煤炭企业大多数由国务院国资委或地方政府实际控制,外部评级普遍较高,AAA评级主体共计26家,占比54.17%,AAA信用等级主体存量债券余额7023.15亿元,余额占比达92.80%。

煤炭行业发债主体多分布在山西、山东、北京和河南。山西省煤炭行业发债主体共13家,存量债规模较大,总计3210.20亿元。其次为陕西省、山东省和北京,存量债规模分别为1502.54亿元、1209.08亿元和937.19亿元,建议关注区域煤企债务压力。

煤炭行业存续债券类型以中期票据和一般公司债为主,剩余期限集中在3年以内。从存续债券类型角度看,中期票据、一般公司债及私募债余额占比分别为58.26%、17.62%和7.64%。从存续债券到期(含回售)分布情况来看,行业整体债券剩余期限主要集中在3年以内,1年内、1-3年到期回售债券规模占存续债券余额的比重分别为41.65%、50.27%,短期内面临一定的偿付压力。

2、煤炭债收益率

煤炭债信用环境受行业盈利能力主导。作为传统过剩行业,煤炭行业缺乏想象力和成长空间,其信用环境的变化主要受行业盈利水平波动的影响。

2016年,中煤集团山西华昱能源有限公司、四川省煤炭产业集团有限责任公司债券违约,使得市场对煤炭债的恐慌情绪急剧升温,行业利差达到相对历史峰值。随后在供给侧改革、煤炭限产的推进下,2017年和2018年煤炭行业盈利能力得到修复,现金流大幅改善,信用利差也有所回落。

2020年年初,受疫情、进口煤增加等因素的影响,动力煤价格大幅下跌,市场对煤企的经营情况较为担忧,行业利差走阔。2020年末,受永煤违约事件影响,煤炭行业信用利差大幅上升,煤企债券融资难度增加。2021年以来,随着供需格局进展,煤炭价格在高景气度价格区间运行,行业利差收窄,但不同评级间的分化明显。截至2022年11月4日,AAA、AA+级煤炭债利差不断收窄,1.70%、1.40%历史分位数;而AA级煤炭债利差一路走阔,目前处于92.80%历史分位数。

3、行业整合与高景气度背景下,弱煤企退出债券市场

2016年起,随着供给侧改革的逐步推进,煤炭行业整合持续推进,2017年,神华集团、国电集团合并重组成为国家能源投资集团;省级层面,山西、山东等煤炭集团也先后进行整合,其中,山西省七大煤企格局重塑完毕,形成了晋能控股集团、新焦煤集团、潞安化工集团、华阳新材四家分立的新格局;山东能源集团吸收合并原山能集团;中煤集团吸收合并多家央企煤炭资源。总体来说,各地煤企合并已经基本形成了较为清晰的板块格局。

煤企整合重组有助于减少区域内竞争、优化资源配置,相关主体可获得更强的外部支持力度。整合重组对本身资质较好的企业来说,优势可能被削弱。但对于资质相对较弱的主体来说,借力优势大型主体,更有利企业未来发展。以山煤集团和焦煤集团为例,2020年4月,山煤集团发布公告焦煤集团对山煤集团进行吸收合并之后,山煤集团债券信用利差出现大幅收窄,而焦煤集团债券信用利差在5-7月则有所走阔。

此外,随着供给侧改革推进,煤炭行业不断淘汰落后产能,很多弱势煤企的生存空间被大大压缩,在行业整合、煤炭行业高景气度的大背景下,弱煤企逐步退出债券市场。截止2022年11月7日,共30家煤企发行人退出了债券市场,其中包含了晋圣矿业、云煤能源、襄矿集团、金能科技等企业,地方国有企业与民营企业占据了大多数,山东、山西两省煤企占比约40%。

4、煤企信用分析框架

对煤企进行分析时,我们重点关注其经营风险和财务风险。煤炭行业属于资源型产业,资源禀赋在一定程度上决定了煤企发展的天花板,且承担着一定的公益职能。另外,煤企普遍具有重资产和债务负担重的特点。

煤企的经营情况方面,重点关注企业背景、资源禀赋、业务规模及主营构成。企业背景方面,关注煤企属性、大股东及其持股比例;资源禀赋则需关注地质储量、可采储量、主要煤种等,地质储量及可采储量可以反映企业的资源储备量,主要煤种决定了煤企的产品价格;业务规模关注煤企的核定产能、原煤产量、商品煤销量、主体矿井数量;主营构成关注煤企的煤炭收入占比、产业链延伸收入占比、吨煤成本、吨煤均价。

煤企的财务情况方面,重点关注企业的盈利能力、现金流情况、资本结构及偿债能力。盈利方面选择的指标有毛利率、资本回报率、总资产报酬率和净利润规模;现金流情况关注经营性现金流净额、自由现金流量、投资性现金流净额及筹资性现金流净额;资本结构关注企业资产负债率、债务结构和有息债务规模;偿债能力关注企业的债务结构、短期偿债能力及长期偿债能力,选择的指标有资产负债率、短债占比、经营性净现金流/短债、货币资金/短债、EBITDA/有息债务。


四、煤炭行业发债主体经营分析


1、企业背景

煤炭企业具有一定的公益属性,股东背景及其重要性决定了煤企所能获得的支持力度。从企业背景来看,多数煤企均为地方国企,实际控制人为省级国资委,市级及县级政府控股的企业有兰花集团、阳泰集团、榆能集团、神木国资等;发债煤炭民营企业有伊泰煤炭和宝泰隆,股东实力相对偏弱。

2、资源禀赋

资源禀赋方面,建议关注地质储量、可采储量、主要煤种和区域位置。煤炭行业属于资源型行业,企业主要依托自然资源,以资源开采和加工为主要业务。可采储量较地质储量相比更具有参考性,可采储量较多的企业主要位于山西、陕西、山东,而河北、河南、安徽地区煤矿开采时间较长,煤炭资源逐步枯竭。

煤种方面,焦煤及无烟煤具有一定稀缺性。焦煤产量较多的企业有焦煤集团、山东能源集团、兖矿集团(海外煤矿)、冀中能源、开滦集团、平煤神马集团等,无烟煤产量较多的企业有晋能控股装备集团、华阳新材、豫能化集团等。此外,高发热量的动力煤质量较高,如在蒙西、山西、陕西地区的煤企。

3、业务规模

企业规模方面重点关注核定产能、原煤产量、商品煤销量及主体矿井数量。2021年核定产能超过亿吨的煤企共11家,其中国家能源集团、山东能源、中煤集团核定产能位列前三,分别为6.2亿吨、3.12亿吨、2.31亿吨。2021年原煤产量超过亿吨的煤企共8家,商品煤销量超过亿吨的煤企共8家,其中国家能源集团、山东能源、中煤集团、晋能控股煤业集团的原煤产量和商品煤销量均位列前五。

4、主营构成

主营构成方面,主要关注煤炭业务收入、非煤业务占比、吨煤制造成本和吨煤价格。供给侧改革之后,煤企煤炭主业盈利能力有所增强,逐步淘汰落后产能。今年以来,国家矿山安监局审核同意147处先进产能煤矿、增加产能1.8亿吨/年,自去年9月以来,共核增煤炭产能4.9亿吨/年[7]。随着去产能目标超额完成以及能源结构调整步伐加快,煤炭产能总量增长空间有限,但煤炭资源开发布局将更加优化。由于煤炭资源有限性,多数企业开始着力于非煤业务多元化发展,但部分非煤业务可能对盈利能力有所拖累,需对不同主体辩证分析。

具体来看,2021年末,煤炭业务收入占比超过90%的煤企共6家,其中大唐煤业、阳泰集团、晋控煤业煤炭业务收入占比较高,分别为99.68%、99.21%、96.93%,主营业务相对较为集中,多元化程度较低。吨煤成本和吨煤价格决定了煤炭主营业务的盈利水平,2021年发债煤企吨煤制造成本均值为332.16元/吨,吨煤均价的均值为716.70元/吨。2021年以来,受益于煤炭价格的高位运行,煤炭企业整体盈利水平显著提升。2021年,发债煤炭企业实现净利润2814.46亿元,同比增长99.54%。由于企业公布的煤炭成本口径有所差异,不同发债主体之间相差较大,在分析时需结合实际定性分析。


五、煤炭行业发债主体财务分析


1、盈利能力

盈利能力主要关注企业的毛利率、总资产报酬率、净资产回报率和净利润。

2016年以来,随着煤炭行业开展供给侧改革,煤价逐渐回暖,煤企盈利有所改善,直至2020年受新冠疫情影响,行业整体盈利水平有所下滑。2021年,中国率先从疫情中恢复,宏观经济逐步复苏,同时受全球能源紧缺、国内煤炭供给偏紧等因素影响,煤炭价格呈上升态势,毛利率、总资产报酬率、资本回报率和净利润均大幅提升并创下新高。2022年以来,供给约束仍在,煤炭需求较为旺盛,发债煤企仍然延续了2021年的高盈利表现。

净利润规模差异较大,头部集中更为明显。2021年净利润规模超百亿的头部煤企共7家,为国家能源集团、陕煤集团、中煤能源股份、兖矿能源、中煤集团、山东能源、华电煤业,净利润分别为618.02亿元、271.63亿元、190.02亿元、185.67亿元、167.24亿元、144.45亿元、136.76亿元。共10家煤企2021年净利润小于10亿元,行业内利润规模差异较大。在高质量发展和“双碳“战略背景下,能源结构调整步伐加快,煤炭产能总量增长空间有限,龙头煤企逐渐进行转型,积极发展新能源等业务,寻找新的利润增长点。

多数主体资产报酬率和毛利率分布在4%-8%和15%-30%的区间。华电煤业、晋控煤业、阳泰集团、神木国资和榆能集团的上述两个指标表现均较为突出。具体来看,淄矿集团2021年的总资产报酬率和净资产回报率分别为12.50%和15.77%,盈利能力较强。但较大规模的资产减值损失及期间费用对利润形成一定拖累,费用控制能力有待增强。郑煤集团因公司剥离业绩亏损的业务,物流业务不再存续,2021年净利润亏损的主要原因是建筑施工和运输板块业务均受到了疫情和洪水灾害影响。龙矿集团由于信用减值损失大幅增加,公司利润出现较大亏损,截至2021年末净利润亏损达12亿元。

2、现金流状况

现金流方面,建议关注企业经营、投资、筹资活动现金流和自由现金流量。

经营性现金流与盈利能力表现较为一致。2016年起,供给侧结构性改革推进,经营性现金流逐渐回升,2019年煤价下行,经营性现金流随之小幅下滑。2020年受新冠疫情影响,经营性现金流依旧处于低位,2021年宏观经济逐步复苏,煤价上升,煤企经营性现金流创新高。自由现金流量方面,行业自由现金流均值于2015年降至低谷后逐步修复,2018年自由现金流状况较好;2019年受行业景气度影响,自由现金流同比下降;2020年由于新冠疫情,下游需求低迷,自由现金流同比继续下降,2021年以来,随着煤炭行业高景气度运行,行业自由现金流得到改善,同比增速上升。

随着煤企盈利逐渐好转,投资活动逐步增加,外部融资诉求降低。2016年多数煤企主动降低投资,优先淘汰落后产能。随着行业整体景气度的回升,煤企逆转颓势,投资活动逐步增加。2016年面对煤市寒潮,山西政府牵头煤企组团进京路演,重塑资本信心。近年,煤企基本面情况的改善也降低了其外部融资的诉求,且煤企存量债到期规模较大,筹资性现金流均为净流出。2020年和2021年煤炭行业发债主体的投资性现金流出规模均值分别为64.46亿元和73.28亿元,筹资性现金流出分别为38.37亿元和51.83亿元。

经筛选,2021年煤炭行业发债主体中现金流净额为正的45家,可大致分为两类。一类是经营活动现金流净额可以覆盖投资和筹资活动现金流流出。其中,国家能源集团2021年经营活动现金净流入1901.18亿元,同比增长5.21%,保持良好的经营获现能力,经营活动现金流能够覆盖投资活动支出和债务利息支出,公司总体现金流情况良好。

另一类是筹资活动现金流量净额较高,可以覆盖其经营活动和投资活动的现金流流出的企业(主要是可覆盖投资活动现金流流出)。其中,2021年榆能集团应付账款及应付票据到期规模较大,且根据规划,公司未来在煤炭、电力及煤化工等领域均有较大规模投资,面临较大资金压力。但公司加大了融资力度,筹资活动现金流呈净流入态势。

3、资本结构

资本结构方面,建议关注企业资产负债率、债务结构和有息债务规模。

高景气度下,煤企降杠杆加速,调整后资产负债率[8]较前期大幅下降。2017年,山西省部分重点煤炭企业先行开展了资产价值重估试点工作,通过对授权经营土地和采矿权价值重估,将评估增值部分增加企业资产账面价值,从而降低企业资产负债率。2021年以来,在永煤事件和行业高景气度运行的背景下,煤企降杠杆速度加快,截至2022年Q3,发债煤企调整后资产负债率均值下降至64.23%,杠杆率较2016年下降5.31个百分点。

2022年债务结构有所优化,但在业务转型、保供增产等政策的影响下,煤企投资支出增加,平均有息债务规模快速上升。煤企债务普遍存在短期化的问题,煤企短债占比在2016-2021年总体呈现波动上升趋势,2022年以来,随着行业景气度的上升和资产荒等因素的催化,煤企债务结构有所优化,截至2022Q3,煤企平均短债占比为46.76%,较2021年末下降7.84个百分点。2022年Q3,煤炭行业发债主体平均带息债务规模为887.07亿元,较2021年同期上升12.57%。 

郑煤集团、江西能源、华阳新材料集团、河南能源化工集团2021年资产负债率水平较高,均高于85%。其中,郑煤集团2021年资产负债率虽然较2020年有所下降但仍处于很高水平,有息债务规模及占比仍较大,短期有息债务占比较大,面临较大的短期偿付压力。华阳新材料集团和河南能源化工集团资产负债率分别为86.53%、86.26%,有息债务规模均过千亿,债务结构以短期有息债务为主,面临一定债务集中偿付压力。

4、偿债能力

偿债能力方面,建议关注经营性净现金流及非受限货币资金对短债覆盖能力和EBITDA对有息债务和利息费用的保障程度。

从短期偿债能力看,经营性净现金流及非受限货币资金对短债覆盖能力较强。2019年至2022年Q3,煤炭行业发债主体货币资金与短期债务之比均值超过1;2022年Q3经营性净现金流/短期债务均值为0.96,较2021年末上升19.43%。总体来看,在行业高景气度下,煤企短期偿债能力整体较强。

从长期偿债能力看,EBITDA对有息债务和利息费用的覆盖能力有所转好。随着煤企盈利修复,2016年至2021年,煤炭行业发债主体EBITDA与有息债务之比均值从0.14升至0.39,长期偿债能力逐年增强。EBITDA对利息费用的覆盖能力整体趋势向上,截至2021年末,煤企EBITDA利息保障倍数为8.70,较2020年增长63.30%。

河南、河北、贵州、黑龙江等省份发债煤企整体偿债能力有待加强。2021年,河南省发债煤企经营性净现金流及货币资金对短债之比均值分别为0.53和4.92,EBITDA对有息债务和利息费用之比分别为0.23和4.01。与其它省市相比,上述指标均处于相对较低水平,河南煤企整体偿债能力有待加强。此外,河北省、黑龙江、贵州和山西省部分煤企偿债能力也较差,建议重点关注。


六、信用评分模型


1、数据筛选与指标说明

综合数据可得性,我们筛选出42家存量煤炭行业发债主体作为打分样本,其中央国有企业4家,地方国有企业37家,民营企业1家。基于前文观点,在对煤炭行业发债主体进行信用评分时,我们从经营状况和财务状况两个方面进行评分指标的设置。

经营状况重点关注煤炭行业发债主体的企业背景、企业规模、资源禀赋、业务规模。企业按股东性质划分为央企、国企和民企,三类企业在稳定性、获取政策和资金支持等因素上差异较大;企业规模是企业收入规模和抗风险能力的体现;煤炭行业是重度资源依赖性行业,资源禀赋反映企业资源存量情况,主要关注可采储量和地质储量;业务规模主要由核定产能、原煤产量、吨煤成本及均价等指标构成。

财务状况重点关注盈利能力、现金流情况、资本结构、偿债能力。其中,盈利能力反映经营盈利状况;现金流情况反映了企业的现金充足程度;资本结构一方面反映企业的整体负债水平,另一方面也反映企业激进或保守经营策略的选择;偿债能力则反映了企业的财务风险与安全边际。

2、评分设置与指标赋值

参照前文论述,我们对以上各板块指标进行标准化赋值,并设定各指标权重,进而得到煤炭行业发债主体信用资质的评分。打分由劣至优分别赋值1至5分。

首先,对各指标进行标准化处理:1)在各指标的打分区间划分上遵循其相应特征,将数据序列划分为6段;2)对于定性指标,综合考虑相关因素进行主观赋值。

其次,设定各指标权重:1)参照市场评分模型的设置方式,以隐含评级为标尺,主观判断调整设置各指标权重;2)经营状况各项指标中,代表企业背景的企业属性权重为10%;反映资源禀赋的可采储量权重为15%;企业规模总权重10%,其中总资产和营业总收入权重均为5%;业务规模总权重为10%,其中核定产能、原煤产量、吨煤成本和吨煤均价均占2.5%。3)财务状况各指标中,盈利能力总权重20%,其中总资产报酬率、净资产回报率、净利润、毛利率权重均为5%;反映现金流情况的企业自由现金流权重5%;反映资本结构的资产负债率和短债占比权重均为5%;偿债能力总权重20%,其中经营性净现金流/短债、货币资金/短期债务、EBITDA/有息债务、EBITDA利息保障倍数权重均为5%。

3、样本企业评分结果

各煤炭行业发债主体在各板块的评分结果如下,评分最高为国家能源集团(4.18分),最低为郑煤集团(1.69分)。整体看,评分主要集中在(2.5,3.5)分区间内。

根据样本煤炭企业赋分结果及权重综合计算得出加权评分结果,与隐含评级赋值的相关系数为71.38%,表明评分具有一定的有效性。


七、总结


2021年以来,在产能周期驱动下,煤炭行业高景气度运行,主要煤炭企业发债主体经营状况和财务质量显著改善,信用资质得到修复。同时,在资产荒等因素的催化下,煤炭债利差整体收窄,目前已处于历史低位;但信用分化也更加明显,中高等级煤炭债快速收窄,低等级煤炭债利差仍一路走阔,处于历史高位,部分弱资质煤企逐步退出债券市场。

截至2022年11月7日,债券市场共560只存续煤炭信用债,余额总计7567.95亿元,有存量债主体共计48家。多数煤企均为地方国企,外部评级较高,多分布在山西、陕西、北京和山东。存续债券类型以中期票据和公司债为主,剩余期限集中在3年以内,短期内面临一定的偿付压力。

2016年供给侧改革以来,煤企盈利能力逐步修复。经营性现金流与盈利能力表现较为一致,随着煤企盈利好转,企业投资活动增加,外部融资诉求降低。在行业高景气度下,煤企降杠杆加速,调整后资产负债率较前期大幅下降。煤企债务结构仍有短期化特征,但2022年以来,随着行业景气度的上升和资产荒等因素的催化,煤企债务结构有所优化,但在业务转型、保供增产等政策的影响下,煤企投资支出增加,平均有息债务规模快速上升。

短期偿债能力方面,经营性净现金流及非受限货币资金对短债覆盖能力较强,在行业高景气度下,煤企短期偿债能力整体较强。从长期偿债能力看,随着煤企盈利修复,EBITDA对有息债务和利息费用的覆盖能力有所转好,长期偿债能力逐年增强。

[1] 参照国家标准《固体矿产资源储量分类》(GB/T17766-2020),为证实储量与可信储量之和,下同。

[2] 2022年数据为1-9月份数据。

[3] 2022年数据为1-8月份数据。

[4] 资料来源:https://www.chinamine-safety.gov.cn/xw/xwfbh/ksjdsjfbh_4511/fbhmtbd/202208/t20220808_419781.shtml

[5] 2022年数据为1-10月份数据。

[6] 2022年数据截至9月末。

[7] 因合规原因只展示部分发债煤企,下同。

[8] 调整后资产负债率考虑了其他权益工具中的永续债。

风险提示

政策变动引发煤炭供需变化;信贷环境超预期调整;财务报表披露不全面;数据采集不完整;信评模型存在缺陷。

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