煤炭产业债信用研究手册，教你如何发现黑珍珠（一）

2、业务范围、产业链延伸与个券选择:面对自身生存的双重压力,越来越多的煤炭企业向化工、电力等下游以及贸易链条延伸。煤化工方面,目前随着油价的下行,只有煤制乙二醇尚处于盈利状态,煤制气、煤制油、煤制烯烃均处于盈亏边界;煤电一体化角度,考虑到当前电网的垄断尚未打破,优先选择通过收购成熟电厂切入电力领域的煤企及投资建设电厂的国企。

3、开采成本、运输成本、期间费用与个券选择:由于产品售价随行就市,因此决定盈利空间的就是成本的控制能力,煤炭生产企业的现金流成本由开采成本、生产环节各项税费、物流成本及期间费用构成(这几项构成现金流成本),加上折旧摊销则构成总成本。我们从各个角度深入分析,山西地区新矿总成本大约在330-350元/吨,老矿则达到350-400元/吨;陕西地区大多在300-350元/吨左右,山东河南河北安徽云贵川等大概是350-450元/吨;内蒙地区(自有运力、运输便利)总成本大约在300元/吨,内蒙地区(无自有运力、运输不便)总成本则有300-340元/吨。因此,从成本角度衡量,矿井多分布在山西(新矿)、陕西、内蒙地区(自有运力、运输便利)等地的煤企盈利稳定性高。

4、煤炭资源整合、落后产能退出与个券选择:在资源整合的过程中,处于各大煤炭基地、产能扩张已现雏形的大型企业的市场议价能力将有望提升;一些经营效益良好、成本优势显著的小型煤企可能成为当地整合平台的重组对象,而资源枯竭、煤质条件差、开采成本高、扭亏无望的煤炭企业则面临被退出、被重组的风险(但进度不好预测)。

5、筛选标准:1西部看潜力,东部看整合;2拥有较多无烟煤、炼焦煤(山西新矿)以及品质优良、开采成本低的动力煤(内蒙古矿区)可采矿井的发行人;3主营业务相对单一(以煤炭生产为主)及向煤电一体化产业链延伸的发行人;4处于各大煤炭基地、具备产能扩张潜力的发行人;5财务指标较好且具备较高的外部融资能力的发行人。

一、资源储量、属性与发行人选择

1、资源储量及个券选择

煤炭行业属于典型的资源行业,同时煤炭资源具有不可再生性、品质以及开采条件的差异性,因此,煤炭资源的储量、品质、开采条件等因素对各个企业的未来发展及经营业绩有着决定性的影响。储量丰富、品质和开采条件良好通常意味着有很强的持续发展能力和盈利能力,信用风险低;反之,信用风险则高一些。

我国国内煤炭资源分布为北多南少、西多东少,远景储量主要分布在山西、陕西、内蒙和新疆等地,占全国的94.4%;且从品质上看,以上四地的煤种质量较好(以高热量动力煤为主,无烟煤储量主要集中在山西,炼焦煤则集中在华北),开采成本也较低。从发展规划上看,根据十二五“控制东部、稳定中部、发展西部”的规划,山西、陕西和内蒙将成为未来重点发展的区域,而新疆、青海等地由于运力不足面临的掣肘依然较大,华东、京津冀地区、中南地区仍将是煤炭净调入地区,东北地区则面临老旧煤矿的报废高峰期。

因此,从未来来看,在山西、陕西、内蒙资源储备丰富的煤炭企业,未来持续发展能力相对较强。

2、资源属性及个券选择从煤种上看,我国煤炭储量主要分为三类:动力煤、炼焦煤和无烟煤。

动力煤的主要品种有长焰煤、贫煤、不粘煤、褐煤等,储量占到国内煤炭储量的70%还多。目前我国的动力煤消费集中在电力、建材、化工和其他行业,其中,电力需求量占到了动力煤总需求量的60%以上。由于我国动力煤储量丰富、生产厂家较为分散而下游用户较为集中,因此伴随着经济景气度的不断下滑,其议价能力也有所减弱。目前来看,各家煤企的动力煤售价一般随行就市,因此其盈利主要取决于开采成本和运输成本的高低,开采成本低、运力丰富的煤矿具有先天优势。

炼焦煤的储量占国内煤炭资源储量的20%多,具体细分为焦煤、肥煤、1/3焦煤、瘦煤、气肥煤、气煤等,下游主要对接钢铁行业。焦煤的强粘结性决定了它在炼焦配煤中的特殊作用,焦煤必须要含有一定的比例才能保证焦炭的质量,因此决定了其在定价上具有更强的话语权。

无烟煤是煤化程度最大的煤种,其固定碳含量高,挥发分产率低,密度大,发热量很高。从细分来看,无烟煤分为块煤、喷粉煤、末煤等。其中的块煤主要应用于化肥(氮肥、合成氨)、陶瓷等行业;粉煤主要应用在冶金行业用于高炉喷吹。相较于其他煤种而言,无烟煤的行业集中度更高,因此议价能力较高,尤其是其中的块煤和粉煤。

二、业务范围、产业链延伸与发行人选择

面对自身生存的双重压力,越来越多的煤炭企业向化工、电力等下游以及贸易链条延伸,我们在此做出具体梳理。

1、煤化工:

煤化工是指以煤为原料,经化学加工使煤转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程,主要包括煤的气化、液化、干馏,以及焦油加工和电石乙炔化工等。煤中有机质的化学结构,是以芳香族为主的稠环为单元核心,由桥键互相连接,并带有各种官能团的大分子结构,通过热加工和催化加工,可以使煤转化为各种燃料和化工产品。煤化工一方面可以代替石化产品,对于保障国家能源安全具有重要的战略意义;另一方面,可以实现对煤炭资源的综合高效利用,解决我国煤炭产能过剩的问题。此处指的煤化工包括煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇等等,不过,囿于初期投入资金巨大,目前涉足煤化工业务的多数是实力雄厚的大型煤企。

煤化工业务目前存在以下几个问题:

煤化工企业的盈利优势是基于高油价(80美元以上),盈利平衡点为国际油价55-60美元/桶附近,而随着去年以来油价的大幅下跌,目前煤化工业务大多都处于盈亏边界。虽然油价波动无法预测,但这导致部分企业盈利波动有所加大。

煤化工下游产能过剩也是导致煤化工企业难以继续前行的原因之一。以甲醇为例,数据表明,2014年西北地区(内蒙古、陕西、宁夏、青海)甲醇新增产能在1095万吨/年,较2013年增加236.9%;西北地区甲醇装置产能目前已占到全国总产能的一半左右,其中绝大部分为煤制甲醇。与此同时,2014年甲醇社会库存自6月份起开始大量增加,并创下了自2008年金融危机以来的新高。甲醇行业产能过剩矛盾导致其价格难以回升,从而限制了煤制甲醇的盈利空间。

煤化工企业生产过程耗水量巨大,通常转化1吨煤需用水约10-15吨,是石油化工项目用水量的3-5倍。这加剧了晋陕宁甘内蒙古地区(目前煤化工业务多分布在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西、宁夏、新疆等地)水资源的供需矛盾,原煤产量超过了全国总产量的60%,而水资源占有量仅为全国总量的4.8%。

此外,由于煤化工项目投资周期较长,目前多数项目还处于在建或者调试状态,很可能沦为无效产能。

细分来看,目前只有煤制乙二醇尚处于盈利状态,煤制气、煤制油、煤制烯烃均处于盈亏边界。未来如果油价出现上行,可关注煤制油、煤制烯烃的盈利恢复弹性。

2、煤电一体化

煤电一体化的产业链模式有助于抵抗煤价波动风险,煤企可采用自建电厂或者并购重组的方式切入发电领域,可以用自有煤炭或外购煤炭开展电力业务。煤企开展煤炭一体化业务的现状如下:

煤电一体化可以有效规避煤价单边下跌的风险,对于煤炭企业起到盈利稳定器的作用;过去几年,大型煤企纷纷向电力链条延伸,比如山西同煤控股中电投漳泽电力、山西焦煤收购华电集团旗下武乡电厂全部股权、陕西煤业化工集团投资入股华电石门电厂、陕西能源集团投资建设清水川电厂等等。

目前来看,对于煤企收购电厂切入电力领域而言,煤电联动抵抗煤价下行的效用已经较为显著;对于投资建设电厂的国企而言,其切入电力领域发电卖电也不存在较大阻力;而对于投资建厂的部分民企而言,在大用户直购电放开之前,发电卖电还存在一定阻挠。

从煤电一体化的角度而言,优先选择通过收购成熟电厂的煤企及投资建设电厂的国企。

3、煤炭贸易

由于我国煤炭消费与生产地在地理分布上的不均衡性,煤炭贸易商的存在空间及价值在过去几年得以体现。但是,随着煤炭需求的逐步放缓、上下游的强势,煤炭贸易业务的利润空间逐渐收窄。此外,随着中长期直销合同的推广、电商平台的成熟,煤炭贸易商的生存空间也在缩小。未来,具有自有矿井资源或者有国企参股的煤炭贸易商方有生存之地。