产能难退出，贷款难新增，区域煤炭企业信用品质堪忧
在宏观经济进入新常态、产业产能过剩矛盾凸显的背景下，相关行业信用风险加大。为帮助投资人更及时、深入地了解相关行业，增强对发债企业信用风险分化的判断，中债资信将陆续开展不同区域的煤炭、钢铁、有色等企业调研。通过与该区域企业财务、生产、销售和高级管理人员进行沟通，深入了解行业和企业所面临的竞争优势、财务风险、外部支持等方面存在的差异，以及由此导致的企业信用状况分化，并在此基础上预测未来行业景气度拐点。本期中债资信走进山西省开展煤炭调研，本报告主要为山西省煤炭调研重要结论，如需吨煤成本、运输、煤制油的成本构成等详细信息，请联系市场部010-88090123
作者：中债资信煤炭行业研究团队 魏媛媛 陈航 李晓静 吴翠
观点简述：
现阶段，国内煤炭价格已经跌至2006年的价格水平，煤炭行业亏损面积不断增加，煤炭企业信用品质显著弱化，引发投资者密切关注。中债资信认为，由于历史积累、金融机构和地方政府支持，以中大型企业为主的发债煤企尚能维持资金安全，系统性信用风险爆发的可能性很小。但若成本、煤价、产能退出和非煤业务经营状况出现明显的不利变化，则可能耗尽历史积累使金融机构丢失信心，部分煤炭企业债务违约的可能性加大。为此，中债资信8月走访了陕西、山西等煤炭主产区和主要煤炭企业，并就成本、售价、运输、税费、煤化工等问题与企业进行沟通交流。本期为山西地区调研纪要，中债资信主要结论如下：
1、煤炭：
完全成本：目前原煤完全成本在210~280元/吨左右，优势矿井与落后矿井成本差异显著，吨煤制造成本较陕西、内蒙处于劣势地位。
运输：运输费用在160~260元/吨，运费对利润形成较大侵蚀，陕西煤炭外运条件的改善或将对山西煤炭销售形成较强冲击。
吨煤盈利：仅少部分优势矿井尚有盈利，但老旧矿井已出现售价与成本倒挂，整体看煤企基本已无盈利空间。
经营环境：煤企经营决策受行政干预较大，小煤矿整合、办社会支出、人员负担侵蚀历史积累；能源供给结构变化将逐步弱化山西省能源基地的地位，而经济放缓将进一步加剧企业经营风险。
产能退出与区域竞争：受制于人员安置问题落后产能退出缓慢；区域市场竞争激烈。
融资环境：贷款以争取维持存量为主、新增银行贷款几乎不可能，企业对直接融资依赖度提升。
财务信息质量：部分煤企出现现金流与资产负债表无法匹配、盈利能力与经营基本面背离等问题，财务信息质量有待加强。
2、煤化工：
传统煤化工：山西传统煤化工产业占煤化工销售收入的70%以上，盈利能力普遍较差。
新型煤化工：山西新型煤化工项目起步较晚、投产项目少，煤制油项目盈利有一定不确定性。
山西省煤炭资源探明储量2,695亿吨，占全国总量近20%，位居全国第二位，且煤种较为齐全，目前形成了位居北部的动力煤（包括大同煤田、宁武煤田等），中部的炼焦煤（包括西山煤田、河东煤田和霍西煤田等）和东南部的无烟煤（包括沁水煤田等）三大煤炭综合生产基地，全国十四个亿吨级煤炭基地中山西有三个。2015年上半年，山西省省累计生产原煤4.63亿吨，同比下降3.19%，占全国产量的25.88%，居全国第一。
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1.煤炭成本：目前原煤生产完全成本在210~280元/吨左右，优势矿井与落后矿井成本差异显著，，未来在职工福利、材料、修理费等方面仍有一定节约空间，但整体降幅预计在10%以内；与陕西、内蒙相比，山西煤企吨煤制造成本处于劣势地位
资源税改革对低热值动力煤成本节约明显。山西省财政高度依赖煤炭产业，资源税改革前行政性乱收费情况较为普遍，2014年12月起，山西省推进“清费立税”行动，矿山环保基金（10元/吨）、转产基金（5元/吨）和可持续发展基金（动力煤16~18元/吨；焦煤20~23元/吨；无烟煤18~23元/吨）三项费用停止征用，同时，资源税由从量计价（原煤为3.2元/吨，焦煤为8元/吨）改为从价计量（税费费率为8%）。经过此次改革，低热值动力煤成本端节约明显，每吨可节约10~20元左右；但对优质焦煤和无烟煤成本节约作用不明显。
目前原煤生产完全成本在210~280元/吨左右，优势矿井与落后矿井成本差异显著，预计未来成本降幅将在10%以内。受益于可持续发展基金等费用停止征用，同时，企业通过压缩职工薪酬、降低安全维简费提取标准等方式降本增效，2015年山西煤炭企业吨煤成本继续下降，同比降幅在15%~20%。在不考虑运输费用的情况下，目前山西原煤完全成本约为210~280元/吨，期间费用占完全成本的25%~30%，其中，优势矿井综合吨煤成本可低至约140元，但老旧矿井由于开采难度大，人员负担重，吨煤成本最高可达约600~700元（老矿井吨煤人员负担可达优势矿井的8~10倍）。从原煤生产成本的角度来看，晋北动力煤企业成本相对较低（在200元~230元），而晋中炼焦煤、晋东南无烟煤的生产成本较晋北地区平均高出约50~70元/吨，但不同煤种下游需求领域差异较大，其成本可比性不高。山西煤炭企业主要以正式合同工形式雇佣员工，未来裁员难度很大，为保障安全生产一线员工基本不降薪，职工薪酬仅在企业年金、公积金等福利方面尚有成本节约空间，材料、修理费用也仍有一定节约空间，而安全维简费已基本全部降至最低水平，总体来说未来成本下降空间较为有限，预计在10%以内。
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与陕西、内蒙相比，山西在产的老矿井居多，加之地质条件差于陕西、内蒙，吨煤制造成本处于劣势地位。从开采时间看，目前山西煤矿在产矿井约32%的产能开采于2000年以前，相比于陕西、内蒙，山西地区在产的老矿井居多，加之其整体地质赋存条件差于陕西、内蒙地区，其吨煤制造成本处于劣势地位。
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2.煤炭运输：铁路高运费对利润形成较大侵蚀；陕西煤炭外运条件的改善或将对山西煤炭销售形成较强冲击
运输费用在160~260元/吨，运费对利润形成较大侵蚀。山西约2/3的煤炭销往省外，不同区域煤炭销售定价机制，多以最终目的地价格扣减运输费用倒推，目前山西运输费用约为160 ~260元/吨，铁路高运费对山西煤企利润形成较大侵蚀。未来，铁路运费仍由发改委主导，煤炭企业无定价权，山西煤炭企业面临较大煤炭外运成本压力。此外，受益于去年撤销了全省所有的煤检站和近两年汽油价格下降，汽运成本降低，山西省铁路运输比例有所下降。
山西铁路运力宽松，陕西煤炭外运条件的改善或将对山西煤炭销售形成较强冲击。随着铁路交通基础设施不断完善，目前山西形成了五条主要运输通道，分别为北部大秦线和朔黄线、中部石太线、中南部吕梁—日照线和南部侯月线。上述五条铁路可形成约13亿吨的运力，目前山西省煤炭的铁路运力较为宽松。近年来陕西省煤炭产量逆势增长的势头较为明显，且随着南北通道蒙华铁路的建成，陕西煤炭外运环境的改善或将对山西的煤炭销售形成较强冲击。
3.售价与吨煤盈利：仅少部分优势矿井尚有盈利，但老旧矿井已出现售价与成本倒挂，整体看煤企基本已无盈利空间。
虽然煤炭价格不断下跌，但相比于民营煤炭企业，山西大型国有煤炭企业受益于较高的市场地位和稳定的产品质量，同品种煤炭产品的出厂价约高于市场价20~50元。
分煤种看，目前，晋北地区大同矿区6000大卡弱粘煤坑口价在235~250元/吨左右，山西朔州块煤坑口价在220~240元/吨左右，由于晋北的动力煤主要运往北方港口，面临的竞争环境较为激烈，除塔山等优势矿井外，老旧矿井已基本出现售价与成本倒挂；晋中地区柳林4#焦煤车板价在675~690元/吨左右，炼焦煤生产企业洗出率在40%~60%左右，目前炼焦煤仍有少量利润，优势煤矿焦精煤尚存50元/吨左右的盈利空间，但洗选剩下的动力煤基本上已处于亏损状态；晋东地区晋城无烟中块坑口价在710~740元/吨左右，阳泉无烟小块车板价在650~685左右，部分无烟块煤尚有50元/吨左右的盈利空间，但选末煤、煤泥等煤种基本已无盈利空间。整体看煤企基本已无盈利空间。
4.经营环境：煤企经营决策受行政干预较大，小煤矿整合、办社会支出、人员负担侵蚀历史积累；能源供给结构变化将逐步弱化山西省能源基地的地位，而经济放缓将进一步加剧企业经营风险
煤企经营决策受行政干预较大，小煤矿整合、办社会支出、人员负担侵蚀历史积累。自2009年以来，山西省推进以五大煤炭企业集团为主要整合主体的煤炭资源整合，资源整合在提高市场集中度、增强安全生产方面作用较为明显，但也使大型煤企背上沉重负担，受政策干预各大煤企“高位接盘”煤炭资源。每家主体整合小煤矿的家数均不少于100家，其在资源价款补偿、矿井基建等方面投入大量资金（各整合主体投入资金均超过100亿元），且后期运营面临难以实质接管民营煤企、安全生产难度较大、管理难度大等问题；整合过程中各地不断加大地方性费用征收力度，同时借捆绑非煤项目投资、绿化、扶贫等对企业进行摊派，严重影响企业效益。此外，各大煤企均承担多项办社会职能，办社会支出普遍在10亿元以上，考虑到山西省财政对煤企依赖度很高，未来办社会职能的剥离仍将十分缓慢。最后，山西国有矿区众多、企业人员负担较重也在不断侵蚀历史积累。
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区域经济发展面临困局。目前山西省面临“政治生态塌方式腐败、经济运行断崖式下滑、整体面临立体式困局”三座大山困扰，随着煤价的下跌，其支柱产业单一、生态环境恶化等问题开始凸显，山西经济增速在较长一段时间内将低于全国平均水平；国家能源战略布局的西移已成必然，未来能源供给结构的变化、生态环境的压力将严重挤占山西省煤炭生存空间，能源供给结构变化将逐步弱化山西省能源基地的地位，而经济放缓将进一步加剧企业经营风险。
5.产能退出及区域竞争：落后产能退出缓慢，供给面临持续增加的压力；未来市场集中度或将提高
潜在煤炭产能规模较大，落后产能退出缓慢，省内煤炭供给面临持续增加的压力：山西规划到2020年，原煤产量控制在10亿吨以内，较目前基本实现零增长，但山西潜在的煤炭产能规模较大，目前在建矿井和停产整合矿产能分别约1.5亿吨和3亿吨。由于山西国有煤企职工基本为遣散难度较大的正规合同工，且山西省单一产业结构无法为煤炭企业人员提供有效转移途径，国有煤企受制于人员安置问题，落后产能退出较为困难。省内煤炭供给面临持续增加的压力。
区域竞争主体较多，市场竞争激烈，未来集中度或将提高。2015年一季度，山西七大国有煤企及中煤集团的区域市场占有率为69.20%，但区域竞争主体较多、市场竞争激烈，其中同煤集团受益于大型矿井的投产市场占有率有所增加，而中煤集团实行限产保价政策导致市场占有率下降较为明显。受制于煤价的持续低位走势，部分中小民营煤企或将关停，国有大型煤企市场集中度或将有所提高，山西明确到2020年大型煤炭企业集中度将达80%。
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6.融资环境：贷款以争取维持存量为主、新增银行贷款几乎不可能，企业对直接融资依赖度提升
新增贷款几乎不可能，对直接融资依赖度提高。受煤炭行业不景气影响，山西煤炭企业经营性业务利润亏损严重，债务负担加重，偿债指标弱化，各大银行弱化与山西煤企的合作度，导致山西煤炭行业融资困难。目前，大型国有煤炭企业努力维持贷款存量、但新增银行贷款已几乎不可能，新增融资主要依赖直接融资工具，2015年1-8月，八家大型国有煤炭集团在银行间债券市场新发行债务总规模达557亿元。
财务信息质量有待加强。从各煤企的财务表现看，基本已无盈利空间，部分煤企已出现大额亏损，个别煤企出现财务报表科目前后矛盾、现金流与资产负债表科目无法匹配、盈利能力与经营基本面相背离等问题，整体来看财务信息质量有待加强。
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1.传统煤化工：产品盈利普遍不佳
山西传统煤化工产业占煤化工销售收入的70%以上，传统煤化工产品如焦炭、尿素、甲醇、氯碱等受产能过剩影响价格下行明显，盈利能力普遍较差。
2.新型煤化工：起步晚，投产项目少，在建项目中煤制油和煤质烯烃项目规模相对较大，煤制油项目盈利有一定不确定性
受煤种适应性、水资源、土地资源和环境的制约，山西新型煤化工项目起步较晚、进展缓慢。山西地区已投产的新型煤化工项目较少，在建项目中煤制油和煤质烯烃项目规模相对较大。已投产项目中，潞安集团16万吨煤制油项目2008年投产，经过7年的生产、转型，已实现基本盈亏平衡。在油价大幅下跌的背景下，潞安100万吨煤制油项目调整了产品结构并将产品延伸至油品深加工领域，计划产出品以高端腊、航空油等各种精细化学品为主，但目前该项目尚未获得环保部批准，项目盈利能力具有一定不确定性。
煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制气等项目目前多处于在建阶段，预计主要煤制烯烃项目投产时间在2015-2017年，中债资信将密切关注新型煤化工项目投产效益情况。
来源：中债资信
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