建材公司属于哪种行业类别(哪些属于建材)

对比2020年全年煤价和上网电价的平均水平和2021年8月煤价和上网电价的平均水平[2]，2020年煤电度电毛利约0.046元，伴随煤炭成本的快速上涨，2021年8月，煤电度电亏损0.004元，盈利性明显减弱。

能耗双控目标完成情况不佳，加剧“两高”[3]行业限制。

此外，海关总署数据显示，2021年8月，我国外贸进出口总值3.43万亿元，同比增长18.9%，连续15个月实现同比正增长，进一步呈现稳中加固态势。2021年1－8行业月，我国外贸进出口总值24.78万亿元，同比增长23.7%，较2019年同期增长22.8%。由于国外疫情较为严重，无法有序开展大规模生产，海外订单增量加剧我国的生产压力，也将大宗商品价格压力转嫁到国内。但海外疫情的增量出口订单是不可持续的，国内因为解属于决增量订单而增加的产能或将闲公司置，将明显加大中小企业的经营压力。因此通过限产来限制企业盲目扩张产能也成为保护企业可持续发展的方式之一。

能耗双控目标方面，本轮限电措施仅一定程度上减少短期内能源消费总量，但对节能减污降碳等能耗强度降低要求的效果或将不如预期。

2021年10月11行业日，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，电力现货价格不受上述幅度限制；有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取哪种消工商业目录销售电价。虽然没有完全放开全体用户的“市场化”，也没有完全放任自有的“市场化”，但此举有利于煤炭成本的传导。

尽管长协保量以及电价上浮政策的落实有助于煤炭成本的传导，但哪些动力煤价格仍位于较高水平。为进一步稳定煤价、加强煤炭保供建材以确保冬季电力和热类别力的有效供应，2021年12月3日，国家发展改革委在全国煤炭交易会公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿，提出将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企类别业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围，并要求发电供热企业除进口建材煤以外的用煤100%签订长协；价格方面，“基准价 浮动价”的定价机制不变，5500大卡动力煤调整区间在550~850元/吨之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%。如按此政策执行，2022年，长协煤量占比大幅提升，锁定煤价变动幅度，并且新增产能的有效释放可以引导价格进入绿色区间，煤电企业有望实现度电扭亏。在基础假设条件（2）~（8）不变的情况下，若煤电企业煤炭采购中长协煤量占比提升至100%，则上网电价上浮10%即可实现度电毛利的盈亏平衡。

此外，2021年10月29日，国家发展改革委和国家能源局发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，提出按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组；设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。进一步推进煤电机组节能降耗是提高能源利用效率的有效手段，同时也将一定程度上降低煤炭价格波动对火电企业经营业绩的影响。

四、应对措施

针对本轮拉闸限电问题，我们需要从供需两端控制以维持电力平衡。供给端，首先应坚持“先立后破”原则，现阶段仍需哪些发挥好煤电的兜底保障作用；其次需重点布局、完善电网建设及储能配套设施建设，在解决高比例新能源接入带来的系统强不确定性与脆弱性问题的基础上，加快电源结构转型，提升可再生能源占比；同时加快煤电机组改造，增强其调峰灵活性以配合保障电网系统稳定性。需求端方面，国家层面应出台相关政策限制不合理用能需求；同时电力用户（特别是高耗电用户）应通过技术手段主动实现单位生产的节能降耗。具体如下：

1.保障电煤供应，引导煤价理性回归。一方面要加快产能优化调整，在淘汰煤炭落后产能的同时新增优质产能，并加强煤炭安全生产管理，保障煤炭产量的稳步回升；并建立灵活的煤炭生产及调配机制，缓和煤炭供给的区域性临时性缺口。另一方面，煤炭为不可再生资源，因此在稳定国际合作、合理控制成本的基础上，应适度放宽进口煤限制，通过外部资源缓和国内煤炭供需矛盾。此外，目前正处于冬季保供阶段，国家已出台多项政策加强长协煤履约，助力保障煤电企业燃料供应及成本控制。

2.加快煤电机组改造，降低供电煤耗。根据国家发展改革委和国家能源局发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组；到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。在煤炭供应量相对稳定的情况，加快煤电机组技改以降低供电煤耗，可以一定程度上控制煤电行业对煤炭的需求量。

3.促进煤电成本传导，提升煤电主动发电积极性。根据国家发展改革委印发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，我国目前已取消工商业目录销售电价，正有序推动工商业用户全部进入电力市场，并将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大至上下浮20%。此外，应加快电力现货市场建设以便更快速的对电力市场供需做出反应；同时应完善落实分时电价，合理拉大峰谷电价价差，引导用户错峰用电。

4.加快煤电机组灵活性改造，增强机组调峰能力。“双碳”目标下，可再生能源占比逐哪种步提高已是大势所趋，煤电机组调峰作用将逐步凸显。对此，应不断推进机组改造，增强其低负荷稳定运营能力，既可在可再生能源发电量占比较高时做出退让而不至停机受损，又可在可再生能源发电属于量供应不足时及时调峰补足，保障电网系统稳定性。国家发展改革委和国家能源局印发的《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中也明确提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000~4000万千瓦，以促进清洁能源消纳。

5.完善电网布局及储能设备布局。可再生能源机组布局存在较大的区域性差异，特高压作为可再生能源远距离输送的重要通道，需重点加速建设，并通过优化电网调度，提升特高压电网的利用水平。此外，可再生能源发电企业应通过自建、合建储能配套设施的方式，助力解决可再生能源发电的波动性和间歇性问题。

6.引导企业节能降耗，减少不合理用能。能耗双控目标重点监测了能耗强度降低指标，未达标的区域中企业生产将受到限制，尤其将遏制“两高”项目上马，因此电力用户（特别是高耗电用户）应通过技术手段主动实现单位生产的节能降耗。此外，在“双碳”目标公司下，应加速推进及完善碳交易市场，通过变相加大电力用户用能成本，引导电力用户主动降耗。

[1]剔除2020年疫情影响的特殊年份，2021年机组利用小时数较2019年变化不大，但发电量明显提升，说明电量增量主要由机组容量增量带动。综合利用小时数偏低的原因，一方面由于单机机组效率偏低，另一方面由于年度利用小时数较低的风电和光伏等清洁能源装机占比提升。

[2]具体假设条件及数据详见第三部分煤电盈利测算。

[3]“两高”包括煤电、石化、化工、钢铁、有色金属冶炼和建材等6个行业类别。

[4]国家发展改革委办公厅2020年12月7日发布《关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，指出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%。