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招商煤炭|低估值迎国改催化，重点推荐山西煤企——煤炭行业2019年中期投资策略

招商煤炭 · 公众号 · 股市 · 2019-06-16 21:57

正文

摘要

年初以来，动力煤呈现窄幅波动的走势，秦港 5500 大卡动力煤基本在 600-630 元 / 吨之间波动，煤价的弹性大幅削弱，发改委对煤价的掌控能力越来越强；焦煤价格则在焦煤品牌集群的影响下稳中微升，整体而言煤价波澜不惊，煤炭企业一季报普遍小幅增长。股票方面，年初以来煤炭板块没有走出过独立行情，一直处于随波逐流的状态，目前煤炭股的估值已经处于历史底部，行业平均 PE 不到 10 倍， PB 不到 1.1 倍，安全边际充分。站在当前时点，下半年山西国企改革值得重点配置，此次国改是由山西省政府牵头推动，容易形成破局之势，重点推荐潞安环能、西山煤电、山煤国际、阳泉煤业。

供给：产能关投并存，供给小幅增加。 年初以来，煤炭行业连续出现重大安全事故，导致行业安全检查力度大幅提升，严重制约晋陕蒙地区的矿井正常开工，尤其是陕西地区矿井负荷大幅下降，全年预计新增产量在 8000 万吨左右，增速 2.1% ，达到 42.3 亿吨。进口方面，发改委今年以来一直是打压态度，尤其是对澳洲进口煤，全年预计进口量回到 25000 万吨的水平。全年合计原煤供应将达到 447959 万吨，增长 1.2% 。

需求：电力钢铁化工行业带动需求小幅增长。 需求方面我们测算增量在 1.1 亿吨左右，分解来看，今年水电和核电冲击较大，火电的增速受到比较大的冲击，预计只有 2% ，由此供电供热需求增量贡献仅 4500 万吨，但地产投资的韧性犹在，带动钢铁行业贡献 3200 万吨需求增量，建材行业贡献 1400 万吨，化工则受益于新型煤化工的投产将有 2400 万吨需求增量。

煤价： 年度中枢趋稳，年内宽幅震荡。 从量上看需求增长更多，但去年需求基数低，总的算下来今年供给仍然是偏宽松的，大约富余 3544 万吨，由于港口和下游库存都处于比较高的位置，因此今年很难通过补库消化，煤价中枢存在轻微的下行压力，去年港口价格中枢在 636 元 / 吨，今年预计在 600 元 / 吨附近。分品种来看，焦煤格局好于动力煤，焦煤价格偏强。

策略：煤炭股估值处于历史底部，安全边际充分，下半年重点布局山西国改标的。 重点推荐潞安环能、西山煤电、山煤国际、阳泉煤业。

风险提示：宏观经济失速、中美贸易摩擦升级

供改优化产能结构，原煤供给小幅增加

1.1 三年供改退出产能 6.9 亿吨

自 2001 年中国加入 WTO 以来，中国经济高速发展，带动煤炭需求持续增长，煤炭行业经历了量价齐升的 10 年黄金期。但自 2011 年起，下游需求增速逐渐放缓，供给端大量在建矿井投产，供需失衡，煤价阴跌，煤炭行业进入景气下行通道，到 2015 年底陷入全行业亏损的困境。然而，古语云“时过于期，否终则泰”，岌岌可危的煤炭行业自彼时起逐渐在绝境中迎来曙光，最终起死回生，至如今景气维持，一切的反转还需追溯到 2016 年开启的供给侧改革。

2016 年 2 月，国务院发布纲领性文件《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（国发 7 号文），指出行业困境源于“ 供给能力持续过剩”，去产能作为重要举措已势在必行，确定后续工作目标为 “从 2016 年开始，用 3 到 5 年的时间，再退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产能” 。然而，该目标中“减量重组 5 亿吨左右”却引发困惑，尤其在当年煤炭供给出现阶段性紧缺，引发煤价暴涨的情况下，不禁使市场产生去产能目标究竟几何的疑虑。

同年 12 月，发改委印发《煤炭工业发展“十三五”规划》，首次将去产能目标明确为 8 亿吨。 2017 年 8 月，发改委发布公告《推动煤炭去产能工作再上新台阶》，提到“上半年共退出煤炭产能 1.11 亿吨，完成全年任务的 74% 。加上去年的 2.9 亿吨，累计退出煤炭产能超过 4 亿吨，占“十三五” 8 亿吨目标任务的 50% ”。这是官方表述中第一次明确去产能目标为 8 亿吨，这也跟各省市上报的合计 8.5 亿吨去产能计划相互佐证。

由于各省市上报去情况具体至各退出矿井，我们认为按该口径的统计更接近于真实的产能变化情况， 即“十三五”合计去产能将达到 8.5 亿吨！ 同时，我们需要明确的是，去产能仅指完成关闭退出的产能，核减产能仅有少部分进入该计划，如果将核减产能一并计入，减少的产能将超过 9 亿吨！

如今，去产能工作已开展满三年，完成进度如何，我们可以从 政府及协会 的表态中对全局有大致的判断：

2016 年去产能计划 2.5 亿吨以上，实际完成 2.9 亿吨（发改委口径）；
2017 年去产能计划 1.5 亿吨以上，实际完成却出现三种口径： 1.8 亿吨（安监局口径）、 2.1 亿吨（煤炭工业协会口径）、 2.5 亿吨（发改委口径）；
2018 年去产能计划 1.5 亿吨以上，实际完成为 1.5 亿吨（安监局口径）。

由于 2017 年完成情况在不同口径下存在一定差异，我们不妨转向 各个省市 ，依据其公布的计划和完成情况，对去产能的进度作出更为清晰的判断：

2016 年上报计划合计达 2.9 亿吨，实际完成 3.5 亿吨；
2017 年上报计划合计达 1.6 亿吨，实际完成 1.9 亿吨；
2018 年上报计划合计达 1.4 亿吨，实际完成 1.56 亿吨。

从上表中可以看出，各省市上报 2016-2017 年合计去产能达到 5.4 亿吨，与发改委的口径保持一致。发改委所作的调整仅仅是将 2016 年的 0.6 亿吨“挪到” 2017 年，这其中的缘由我们推测与 2016 年去产能致使煤炭出现阶段性供给紧张有较大关系。 2018 年安监局口径退出产能 1.5 亿吨，和各省市和能源局的口径基本一致， 2018 年基本确定完成去产能 1.5 亿吨。由此，三年去产能已完成合计达到 6.9 亿吨，完成计划 81% ，这也与前段时间发改委声称“十三五煤炭行业和钢铁行业去产能的主要目标任务基本完成”基本相符。目前距离 8.5 亿吨目标尚有 1.6 亿吨待退出，按前紧后松的进度， 我们分别假定 2019-2020 年完成比例为剩余 1.6 亿吨的 60% 、 40% ，分别为 9600 、 6400 万吨。

值得注意的是， 2018 年初安监局曾提出 “ 2018 年底，晋陕蒙宁年产 30 万吨以下、冀辽吉黑豫甘青新年产 15 万吨以下、其他地区年产 9 万吨及以下煤矿，要纳入去产能计划，做到应退尽退”，且“下一步，国家将研究提高南方地区煤矿退出标准，各有关省份要严格执行新标准。”近日安监局公告当前全国 30 万吨 / 年以下小煤矿仍有 3113 处、产能 4.6 亿吨 / 年，分别占全国 53% 、 8.9% ；其中 9 万吨及以下小煤矿仍有 1344 处、 0.9 亿吨 / 年，分别占全国的 22.9% 、 1.7% 。若后续提高退出标准，去产能任务将大概率超出 8.5 亿吨的标准！

相较于此前市场认定的去产能将大量去掉非法矿井（“黑煤窑”）不同，我们查阅退出矿井的名单，并将其与能源局核定矿井名录进行比对，发现去产能去掉的以合法矿井为主，非法矿井所占比例不超过 10% ！

我们认为出现该现象的原因有二：

自 2016 年出台的相关政策严格要求退出产能必须来自合法在籍矿井，否则无法享受中央奖补资金或产能置换指标；
非法生产产能在认定上存有瑕疵，纳入去产能计划后标准难以统一。

从另一个角度来讲，去产能中生产和建设产能的占比如何呢？我们可以借助能源局每隔半年公告的生产矿井退出名录（“取消公告”）寻得答案。 2016-2017 年、 2018 年利用半年数据外推可分别得到关闭的合法生产产能占比为 93.2% 、 60.0% 。注意到建设产能关闭均涉及核准文件的撤销，可认为其均是合法的。因此，我们只需再加上非法产能的占比，即可得到退出的生产产能占比为 97.2% 、 70.0% 。该结果对应建设产能占比分别为 2.8% 、 30.0% 。

从上述分析可以看出，随去产能工作的持续推进， 建设产能的占比开始逐渐提升 ，这与目前生产矿井盈利普遍在高位、前期已大量退出存在较大关系。同时，非法生产产能占比因各省市认定尺度不一存在差异，但总体而言处在偏低水平。在此，我们仅选取具有代表性的河北和山西（均已公布 2018 完成情况）退出矿井名单进行例证。

2016-2018 年山西关闭矿井中，核定生产产能占比分别为 73.5% 、 66.2% 、 42.7% ；仅 2018 年关闭约 15.7% 的非法生产产能；建设产能占比分别为 26.4% 、 33.8% 、 41.4% 。

2016-2018 年河北关闭矿井中，核定生产产能占比分别为 72.0% 、 79.3% 、 61.3% ；非法生产产能占比分别为 23.8% 、 6.8% 、 7.2% 。与山西类似的是，建设产能的占比逐年提升，分别为 4.1% 、 13.9% 、 31.5% 。

据此，我们预计 2019-2020 年去产能中建设产能的比例将进一步提高，而非法生产产能仍维持低位，假定合法生产产能、非法生产产能和建设产能的占比分别为 55% 、 10% 、 35% ，则可以计算生产产能将退出 0.6 、 0.4 亿吨。

1.2 在建产能有序释放

能源局作为发改委下辖的煤炭行业管理部门，履行全国煤矿生产能力的核准职责。自 2014H 起每隔半年由能源局公示的合法生产矿井名录成为唯一可见的官方产能表，随后自 2017H 起建设矿井名录也一并纳入公示范围。自供给侧改革以来，随审批和安监趋严，矿井绕过官方产能表投产的可能已不存在，因此我们可以从官方产能表的变化对投产情况进行解读和预判。

2018 年首次公告的的产能达到 28553 万吨，是近几年产能最集中的一次投放。回顾过去 10 年煤炭行业首次公告产能与新增投资、建设情况的关系，其与当年施工规模呈现极强的相关性。然而，煤矿的建设周期通常为 3-5 年，远远长于该相关性反映的 1 年建设周期，意味着当年仅有少部分产能是通过继续施工进而投产，大部分的矿井实际上早已具备生产能力，所谓首次公告只不过是办齐了相关手续进入能源局的名册。

我们进一步细究首次公告的来源。首次公告意味着矿井证照完备，行政上核准的意义远大于真正投产的意义，实际可以由两种途径达到该状态：联合试运转转正、非法生产产能合法化，而这两种途径对实际供应是没有影响的，因此我们可以得到结论， 首次公告并非新增供应！

我们继而转向在建产能表寻求实际投产产能的来源。我们注意到部分矿井在产能表中以“联合试运转”的状态存在，且从仅有的三次公告来看，联合试运转产能均维持在 3.0 亿吨以上，占比当期建设产能高达 30% 。联合试运转是矿井从建设状态到真正投产的必需过渡期，一般时间为 6 个月，在该过程中已经具备设计的生产能力，并开始贡献实际产量，因此我们认为这是第一类也是最重要的投产产能！

考虑到存在少量矿井从联合试运转退回至建设状态（表中亦有反映）， 我们假设投产产能占当期进入联合试运转产能的 90% 。 虽然从表中得到的结果是新进入联合试运转产能仅有 60%-65% 按计划转正，但这并不妨碍其已经试生产的事实，转正比例低仅仅是因为供给侧改革后矿井的核准趋于严苛。部分地区（如内蒙）的政府目前已开始解决产能“堰塞”在试运转的问题，我们预计 2019-2020 新增试生产产能 1.2 、 1.4 亿吨；转正产能分别为 2.0 、 1.7 亿吨。

1.3 关停并存，未来产能继续增长

依据推断去产能和投产结果，我们测算 2019-2020 年末的核定生产产能将达到 37.5 、 39.6 亿吨，净增长 2.3 、 2.0 亿吨。

然而我们上文的测算中也提到，存在大量的表外产能。另一方面，若仅考虑表内产能，那么产能利用率必然会带来新的困扰。依据国家统计局发布的年度全国原煤产量计算， 2014-2017 年产能利用率分别为 127.1% 、 110.6% 、 97.4% 、 102.8% 。其中， 2014-2015 如此惊人的产能利用率是无法和全行业深陷亏损的泥潭相联系起来的。既然产能利用率在行业景气度面前不会说谎，那么与实际情况背离的必定在产量或者产能上。

首先我们回顾产量， 2015 年全国原煤产量达到 37.5 亿吨，随后在开启供给侧改革的 2016 年大幅回落至 34.1 亿吨，降幅达到 3.4 亿吨，而这个结果是无法和 2016 年煤炭需求出现明显回升这一情况相匹配的。考虑到供给侧改革已成为国家重大任务之一，统计口径自然会较以往更为严苛，仅计入合法生产矿井的产量，而非法矿井生产、联合试运转的产量将会排除在外。 我们在此假设 2015 年及以前的原煤产量为“全口径”，而自 2016 年起，必须自行考虑表外产量的影响。

既然 2014-2015 的产量已反映了实际情况，那么实际的产能必然远远大于能源局的官方口径。煤炭实际产能究竟有多少呢？这个疑问一直困扰着行业和政府主管部门。近几年关于全国煤炭实际产能的提法少之又少，仅有煤炭工业协会的两次公开讲话可做参考。

2016 年 1 月 20 日，煤炭工业协会副会长在 2015 年度煤炭工业改革发展情况新闻发布会上透露“截至 2015 年底，全国煤矿产能总规模为 57 亿吨， 其中正常生产及改造的产能为 39 亿吨 ，而新建及扩产的产能为 14.96 亿吨，其中有超过 8 亿吨为未经核准的违规产能”。

2018 年 7 月 20 日，煤炭工业协会会长在 2018 年夏季全国煤炭交易会开幕式上提及“ 目前全国生产煤矿产能 40 亿吨 / 年左右 ，建设和改扩建煤矿产能 11 亿吨 / 年左右，其中，已形成生产能力 3 亿吨 / 年左右”。

按此推断，全国煤炭实际生产产能在 2015 年底约为 42.04 亿吨 / 年，我们以此为基准，加上联合试运转的影响，依据每年的投产和去产能进度，可以测算出更接近于实际的生产产能表。预计 2019-2020 实际生产产能将达到 42.8 、 43.9 亿吨，净增长 0.7 、 1.1 亿吨，增长幅度达到 1.7% 、 2.7% 。

依据实际煤矿生产产能表，我们重新计算 2014-2017 产能利用率（其中 2016-2017 的产量需通过下游结合全社会库存情况反推）分别为： 94.4% 、 87.7% 、 88.9% 、 93.0% 。进一步考虑到供给侧改革前矿井普遍超产达 20% ，则 2014-2015 产能利用率将降低至 78.7% 、 73.1% ，如此就不难理解行业为何持续陷入下行的困境了。

我们测算煤炭全社会库存自 2018 年 6 月开始逐步走高，至 11 月达到 3.8 亿吨的高点。全年库存预计抬升 0.5 亿吨，依据我们此前的报告， 6-9 月安监乏力致使超产严重及进口量不降反升是重要原因。我们测算 2018 年全口径产能利用率达到 98.1% ，较 2017 年提升 5.1PCT 。

2019 年初以来，煤炭行业连续出现重大安全事故，导致行业安全检查力度大幅提升，严重制约晋陕蒙地区的矿井正常开工，尤其是陕西地区矿井负荷大幅下降，全年预计新增产量在 8000 万吨左右，增速 2.1% 。进口方面，发改委今年以来一直是打压态度，尤其是对澳洲进口煤，全年预计进口量回到 25000 万吨的水平。全年合计原煤供应将达到 447959 万吨，增长 1.2% 。

需求端增长持续，电力化工贡献增量

煤炭下游主要是火电，超过 50% 的煤炭直接用于燃烧发电， 15% 用于钢铁， 14% 用于建材，主要是水泥生产，化工占比 5% ，集中供热占比 6% ，散烧占比 5% ，宏观来说下游集中在以房地产和基建为核心的周期产业链上，中观来说下游集中在火电（含供热）、钢铁、建材、化工四大行业。

2.1 煤电：水电开发接近尾声，核电迎来投产高峰

中国能源赋存格局决定了我国电源结构以煤电为主，截至 2018 年底，我国共有发电设备装机 19 亿千瓦。

火电 11.4 亿千瓦，火电以煤电为核心，气电为辅助，煤电装机 10.1 亿千瓦，占全国装机容量的 53% ，比重比去年降低 2.2 个百分点，气电装机 8330 万千瓦。

水电 2018 年底装机 3.5 亿千瓦，但需要注意的是其中有 2999 万千瓦装机的抽水蓄能电站，常规水电只有 3.2 亿千瓦，抽水蓄能电站更像是一个大电池，主要职能是调峰， 4 度电进 3 度电出，本身是净消耗电力的，严格来说不算电源。

风电 2018 年底装机 1.8 亿千瓦，增长 2000 万千瓦。

光伏 2018 年底装机 1.7 亿千瓦，其中光伏电站 1.2 亿千瓦，分布式 5061 万千瓦。

核电 2018 年底装机 4466 万千瓦，增长 994 万千瓦，在建约 1200 万千瓦。

在整个电力系统中，火电处于弱势地位，国家政策导向是优消纳清洁能源，即使是经济效益较低出力还不稳定的的光伏和风电也是国家电网和南方电网优先消纳的对象，火电同时作为电网骨干和替补存在，电力市场优先消纳水核风光之后剩余的市场才是火电的。因此在预测未来火电以及煤电市场份额时，应该以总需求扣除水核风光发电量之后倒推。

全社会发电量：今年增速预计 4%-5%

今年 1-4 月全社会发电量 22198 亿度，同比增长 4.1% ，自去年 5 月 8.5% 的高点以来已经下降一半，当前经济增速换挡已经成为共识，从发电数据来看其实已经在下降通道中 10 个月了，比较难判断的是这一轮下行何时见底。

从历史上来看， 2001 年中国入世之后电力增速就持续在 10% 以上运行，一直到 2008 年遭遇金融危机电力增速直接打到负数，此后伴随着 4 万亿救市方案的推出，电力增速报复性反弹，在 2009-2010 年之达到 20% 的高位，但政策刺激效应很快减退，电力增速持续下降到 2012-2013 年之际，彼时电力增速在 4% 附近运行。

2012-2013 年我国政府开始加杠杆，我国基建投资快速增加，基础设施固定资产投资增速从 2011 年的 6.5% 增加到 2012 年的 13.7% 再到 2013 年的 21.2% ，带动电力增速出现一波反弹，但持续性并不强，基建增速在 2014 逐步回落之后电力增速也伴随回落，在整个 2015 年电力增速持续在 0 附近徘徊。

2015-2016 年我国又开启了居民加杠杆来刺激房地产投资，并一定程度上解决基建资金来源问题， 2015 年年中开始，伴随着房价大涨，金融机构里居民新增贷款爆发式增长， 2015 年新增规模 38700 亿，同比增加 17.6% ， 2016 年新增规模 63300 亿，同比大增 63.6% 。与此同时房地产固投增速也触底反弹，从 2015 年初的 1% 反弹到 2017 年 4 月的 9.3% ，电力增速也伴随触底反弹，从 0% 附近上行到 2018 年中的 8% 附近。

当前我们正处在 2015-2016 年这一轮刺激效应的减退期，同时还叠加中美贸易摩擦带来的高度不确定的外部环境，电力增速已经下降到 4% 附近，从高点下已经腰斩。

总的来说，今年电力增速下台阶是比较确定的事，但经济本身存在韧性，不会出现断崖式下跌， 2011 年那种级别的刺激效应减退也只是将电力增速从 12% 打到 5% ， 2013 年从 7.6% 打到 3.2% ，增速刚好都下跌 58% ，照当前 7.2% 的增速下降 58% 估算，今年电力增速将下降到 3% 。但 2019 年和 2012 年、 2014 年不一样的是，当前经济下行压力不断加大已经是共识，政府也在采取措施积极稳增长，电力增速大概率是高于 3% 的，预计在 4-5% 之间。

水电：今明两年都是投产小年，但一季度来水超预期

我国一共有十三大水电基地，除了西南地区外，黄河、湘西、闽浙赣、东北等地已经基本开发完毕，西南地区由于外送困难，近几年每年弃水量都在百亿度级别，开发的紧迫性并不强，经济性也欠佳。同时还有坝址的大型流域都被几家大型电力集团瓜分，金沙江中上游以及怒江流域都给了华电，金沙江下游给了三峡，雅砻江给了国投，大渡河给了国电，澜沧江给了华能，在资金预算有限的情况下，各个开发主体只能采取滚动梯级开发的策略，西南基地大量水电项目目前都还处于规划阶段，当前实际在建的水电项目我们梳理下来约有 5100 万千万，投产日期从 2019 年到 2024 年。水电开发周期很长，大型项目（ 60 万装机以上）一般从开工到投产要 5-7 年，因此目前还没动工的项目，十四五期间也出不来。

就 2018 年而言，新增设备容量 1107 万千瓦，较 2017 年 1287 万千瓦的新增装机继续下降，其中常规水电新增装机 854 万千瓦，主要是华能澜沧江流域的苗伟、黄登、大华桥三个大机组投产。展望 2019 和 2020 年，基本没有大型机组投产，按照项目进度估算 2019 年和 2020 年分别投产水电装机 286 万千瓦， 148 万千瓦。国内在建的大机组，比如乌东德、金沙、苏哇龙、洋曲、杨房沟投产日期都预估在 2021 年，白鹤滩、叶巴滩、两河口、拉哇投产预期都在 2022 年， 2021 和 2022 年将成为水电投产大年，短期内不会对火电市场造成冲击。

今年 1-4 月水电发电量 2987 亿度，增长 354 亿度或 14% ，增速大超预期，主要是今年气温偏高，西南地区桃花汛来水同比大幅增长，澜沧江流域中段截面流量同比增加高达 17% ，但这种异常是偶发性的并不持续。按照在建机组设计的多年平均发电量计算，在不考虑全国水电设备利用小时变动的前提下，今年水电新增机组的发电量预计 228 亿度，对煤炭需求的冲击不足 1000 万吨。 2020 年预计新增发电量只有 73 亿度，对煤炭需求的冲击不足 300 万吨，基本可以忽略不计。至于存量机组由于来水变化而带来的发电量则难以预测，原则上按照多年平均发电量估算。

预计 2019 水电发电量 11778 亿度，同比增长 6.6% ；明年预计在 11851 亿度，同比增长 0.6% ，增速大幅下降在于新机组投产大幅减少。

核电： 2018 年是投产高峰，影响将边际走弱

截至 2018 年底我国共有核电在役装机 4466 万千瓦，在建装机 1218 万千瓦，基本掌握在中核集团和中广核手中，此外国家电投拥有海阳基地，华能在石岛湾有个小型示范装置，其他企业都是参股核电站。 2018 年是核电投产大年，共投产 7 台机组，装机 884 万千瓦。展望 2019 年，海阳 2 号、阳江 6 号、台山 2 号有望投产，设计装机容量 408 万千瓦， 2020 年将投产田湾 5 号、福清 5 号、红沿河 5 号以及石岛湾 1 号，设计装机容量 355 万千瓦。核电站的开发周期非常长，普遍要在 7 年以上，当前还没有开工的核电站十四五期间也看不到投产。

2018 年我国核电发电量 2865 亿度，同比增长 382 亿度或者 15% ， 2019 年预计在 3427 亿度，同比增长 562 亿度或者 20% ， 2020 年预计在 3716 亿度，同比增长 289 亿度或者 8% ， 2021 年预计在 3964 亿度，同比增长 248 亿度或 7% ，核电对煤电的冲击将是逐年减弱的。

风电：新增装机稳定在 20GW 每年，边际影响减弱

2018 年底我国风电装机 18426 万千瓦，同比增长 2059 万千瓦或者 13% ，近三年每年新增装机都在 2000 千瓦附近，今年 1-4 月新增 550 万千瓦，预计全年新增在 2000 万千瓦。最近几年国家电网和南方电网重点解决弃风问题，风电装机的利用小时得到明显提升， 2018 年风电利用小时达到 2095 小时，同比增长 147 小时或 8% 。

就发电量而言， 2018 年发电量 3660 亿度，同比增长 603 亿度或者 20% 。今年 1-4 月风电发电量 1440 亿度，同比增长 89 亿度或者 6.2% ，全年预计 3953 亿度，增长 8% ， 2020 年预计 4229 亿度，增长 7% 。按照每年大约 2000 万千瓦新增装机计算，每年新增发电量大致在 400 亿度。

光伏：财政补贴压力大，增速放缓

截至 2018 年底我国共有光伏发电装机 17463 万千瓦，其中光伏电站 12384 万千瓦，分布式光伏 5061 万千瓦，近几年光伏装机呈现快速发展的态势，仅 2017 年一年新增装机就达到 53GW ， 2016 年也有 35GW 。我国光伏电站盈利高度依赖补贴，装机爆发式增长对财政补贴造成了很大压力， 2018 年 5 月 31 日，国家发改委会同财政部和能源局出台新政，明确暂不安排 2018 年普通光伏电站建设，将分布式规模规划在 10GW ，同时降低新投运的电站上网价格。由于政策出台出乎行业预料， 6 月光伏行业主体普遍抢装，仅 6 月一个月装机新增就达到 10.6GW ，占到上半年 25.8GW 装机的 41% ，进入 7 月之后装机下降到 5.5GW ， 8 月再下降到 1.8GW ， 9 月再下降到 1.5GW ，全年新增装机量 44GW ，同比下降 17% 。今年 1-4 月，光伏新增装机仅 5.5GW ，远低于去年同期的 13GW ，主要在于财政补贴压力较大，电价和补贴政策迟迟不明确，今年预计装机在 35GW ，未来装机规模还需观察产业技术进步和成本下降进展。

发电量方面， 2018 年光伏发电 1355 亿度，同比增长 65% ，今年 1-4 月增速 30% ，全年预计在 1708 亿度，同比增长 26% ， 2020 年发电量预计在 2200 亿度，同比增长 18% 。其中分布式光伏多为自发自用，余电上网，发电量较难统计，估算每年分布式装机规模约 20GW ，按照 1100 小时算，每年新增发电量 220 亿度，其余增量为集中式电站贡献。

在上面的分析中，我们已经测算出水核风光的发电量走势，此外对于气电由于难以找到相关数据，我们按照能源十三五规划的 10% 增速来估算，其他如生物质发电量、垃圾焚烧发电按照 5% 增速估算。按照我们 4%-5% 的预期区间算，煤电增速在 1.3%-2.8% ，按中间值 4.5% 算今年煤电增速为 2% 。 1 个百分点的煤电增速对应约 450 亿度电，按照目前全国平均 290 克标煤 / 度电的煤耗计算， 1 亿度电对应 4.1 万吨实物耗煤， 450 亿度电对应 1827 万吨电煤实物消耗。如果今年火电增速 2% ，则电煤需求增量 3700 万吨。

在 2019 年全国电力增速 4.5% ，火电增速 2% 的基础上我们再进行 2020 年煤电弹性测算。如果全国电力增速在 4% ，则煤电增速 3.4% ，全国电力增速在 4.5% 则煤电 4.2% ，全国电力增速在 5% 则煤电增速 4.9% 。 1 个百分点的煤电增速对应大约 460 亿度电，按照目前全国平均 290 克标煤 / 度电的煤耗计算， 1 亿度电对应 4.1 万吨实物耗煤， 460 亿度电对应 1868 万吨电煤实物消耗。

2.2 钢铁建材：地产韧性超预期，生铁产量继续增长

我国钢铁和建材是两个高度关联的行业，主要依托于基建和房地产行业。钢铁方面，经历了供给侧改革之后，表外地条钢基本出清，带动表内粗钢产量增速回升。 2018 年全国粗钢产量 92826 万吨，累计同比增长 6.6% ，生铁产量 77105 万吨，累计同比增长 3% 。而焦炭消费量是和生铁产量直接挂钩的， 2018 年全国焦炭产量 43820 万吨，同比增长 0.8% 。今年 1-4 月生铁产量 26265 万吨，累计增速 10% ，焦炭产量 15184 万吨，累计增速 6.5% ，如果这个增速维持的话，全年焦炭产量将达到 46668 万吨，增长 2848 万吨，按照 1.35 吨焦煤干馏 1 吨焦炭计算，增加焦煤需求 3845 万吨。

建材方面，主要是水泥生产，煤炭作为生产熟料时的燃料使用， 1 吨水泥大致消耗煤炭 108 千克，水泥耗煤又占了建材行业耗煤的 70% 。 2018 年水泥产量 22 亿吨，同比减少 1 亿吨；今年 1-4 月产量 60561 万吨，累计同比增长 7.3% ，和钢铁增速基本匹配，全年来看，建材耗煤也将是超预期的正增长。

2.3 化工：燃料向原料转变，煤炭未来需求亮点

我国煤化工分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工主要是煤制合成氨制尿素以及煤制甲醇等初级产品，这部分需求基本平稳还略有增长，当前快速发展的煤化工项目主要是新型煤化工，主要是煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油以及煤制气。

当前我国实际开工建设的煤化工项目大约有 37 个，主要是煤制乙二醇和煤制烯烃，此外还有大量的规划拟建项目，由于煤化工项目建设周期较长，拟建项目对煤炭需求的拉动在数年内都看不到，因此暂不考虑。就在建的 37 个项目而言，设计达产之后的耗煤量高达 3.5 亿吨，这些都是未来几年可以看到的增量。即使剔除目前气价下盈利较差的煤制气项目，剩余 32 个在建项目带来的煤炭需求增量也有 1.6 亿吨，根据工程进度匡算明年带来的煤炭需求增量有 2403 万吨，剩余项目假设在其后三年内陆续投产，每年带来的煤炭需求增量大致在 4500 万吨。

2.4 供热：稳定增长

这里供热指的是城镇集中供热，数据来源于中电联，农村居民散烧不在此列。供热耗煤具有非常明显的季节性，集中在冬季，近几年一直处于增长状态，这和我国城镇化进程紧密相关。 2017 年供热耗煤约 2.3 亿吨， 2018 年增长到 2.6 亿吨。这部分需求除了和城镇供热面积有关外，近年来城镇化率不断提升，大量农村人口进入城市生活，城镇供热面积持续增长，预计未来两年 10% 的增速可以保持，今年城镇集中供热预计耗煤 2.8 亿吨， 2020 年耗煤 3 亿吨。

汇总以上分析，预估 2019-2020 年我国煤炭需求分别为 44.4 亿吨、 45.8 亿吨，同比分别增长 2.7% 、 3.1% 。

供需均衡偏松，焦煤格局优于动力煤

3.1 年度供给均衡偏松，年内淡季偏松旺季偏紧

汇总以上测算， 2018 年国内供给偏松，原煤供应超出需求 9933 万吨，这体现在国内港口和下游用户的库存堆积上，以沿海六大电厂为例， 2018 年初库存为 1000 万吨，到年底维持在 1500 万吨的水平，多了 500 万吨，沿海六大电厂装机规模接近 1 亿千瓦，占到全国的 10% ，假设其他电厂库存水平也是同比例增加，那电厂方面去年就累积了 5000 万吨的库存，此外港口库存也是显著增加的，所以去年虽然供应宽松，但煤价中枢并没有下降，下游客户的主动补库支撑了煤价。

展望 2019 年，国内供给继续增长，增量在 8000 万吨左右，需求方面增量在 1.1 亿吨左右，分解来看，供电供热贡献 4500 万吨，建材行业贡献 1400 万吨，化工贡献 2400 万吨，钢铁贡献 3200 万吨。从量上看需求增长更多，但去年需求基数低，总的算下来今年供给仍然是偏宽松的，大约富余 3544 万吨，由于港口和下游库存都处于比较高的位置，因此今年很难通过补库消化，煤价中枢存在轻微的下行压力，去年港口价格中枢在 636 元 / 吨，今年预计在 600 元 / 吨附近。

但是在年度之内，由于需求在淡旺季之间差异较大，导致供给淡季偏松旺季偏紧，煤价在年内宽幅震荡，以夏天为小旺季，冬季为大旺季。

我们测算，旺季消费大约高出月度均值 3% ，淡季消费大约低于月度均值 1.5% 。

年度小缺口叠加淡旺季后，淡季行业回归供求均衡，旺季大约 5 个百分点的供给缺口。

动力煤现货价格年内波动剧烈，港口 5500 淡季煤价回到供求均衡煤价 535 元，旺季煤价上涨至火电亏现金流的 725 元。

3.2 焦煤格局优于动力煤

当前形势下，焦煤的格局优于动力煤，主要有三点原因：

（1）供给侧改革中关停并存，但新增矿井基本是动力煤，焦煤供应无扩张。

2016 年供改之中部分焦煤矿井退出，当年炼焦精煤产量 43575 万吨，同比下降 10% ； 2017 年精煤产量 44556 万吨，同比增长 2% ， 2018 年精煤产量 43486 万吨，同比下降 2% ；可以说炼焦精煤三年来的供给都保持稳定，往后看国内在建矿井基本都是动力煤，尤其是陕西内蒙投产的矿井基本都是动力煤，山西投产的矿井以 2011 年前后的资源整合矿为主，体量较小，而且山西的资源开发也基本完成了，国家对山西省内三个煤炭基地的规划就是持稳，产量也难有扩张。而其他的焦煤大省山东、河北、河南、安徽等资源都是逐步枯竭的，挖一吨少一吨。所以从供给端的压力来说，焦煤比动力煤小。

（2）焦煤下游钢铁行业相对市场化

炼焦精煤只有一个用途，就是炼制焦炭， 1.35 吨焦煤高温干馏出 1 吨焦炭，而 90% 的焦炭用于钢铁行业，其余用于有色冶炼和化工。钢铁行业自 2017 年供改以来，盈利能力大幅好转，报表得到充分修复，钢价市场化定价，钢价也一直在高位运行，对焦煤涨价的接纳程度远高于火电厂对动力煤。

（3）焦煤大矿成立中国焦煤品牌集群，大矿对煤价控制力度大幅增强

中国煤炭行业长期以来一大痛点就是行业过于分散，即使是行业龙头中国神华市占率也仅有 10% ，缺乏定价权，由此带来的结局就是过去十年煤炭产能的无节制扩张，当供给过剩煤价下行时，煤企越是尽可能扩大产量，以量换取现金流以维持生存，进一步导致煤价非理性下行，限产保价对于煤炭行业是共识，但却无法落实，囚徒困境难以突破。 2016 年中央政府主导的供改其实就是外力强制干预，打掉过剩产能僵尸产能，通过环保安监政策或者直接限制生产天数来实现限产保价，目前这种干预依旧存在于煤炭行业。对于焦煤这个子行业而言，供改之后行业集中度进一步提升，煤企之间联合限产保价的可操作性和意愿大幅提升。 2018 年 9 月，山西焦煤集团作为主席单位，联合龙煤、淮北、平煤、开滦等八家以主焦煤和肥煤为主的集团发起了中国焦煤品牌集群，集群成员焦煤供应占到全国约 30% ，目前成员还在扩张之中，焦煤行业对焦煤价格的控制力度大幅提升，这个行业有向水泥行业演变的趋势，这点值得重点关注。

从价格上来看，供改以来焦煤价格高度稳定，京唐港山西主焦煤价格一直在 1700 元附近波动，振幅不超过 10% ，而动力煤现货价格剧烈波动，振幅能够达到 40% 以上。展望未来，焦煤价格的稳定性有望进一步加强乃至走出小幅上升的趋势，动力煤价格在发改委调控手段不断进步的背景下波动也会收敛，但下游电厂的电价无弹性注定了动力煤价格上限难以提升，短期涨到 750 元 / 吨就是极限。

低估值迎国改催化，重点推荐山西煤企

4.1 煤炭股估值属于历史低位，安全边际充分

在 A 股历史上，煤炭股对煤价的弹性是 3 倍，即煤价涨 1% ，对应股价涨 3% ，但自从 2016 年供给侧改革以来，煤炭股的弹性十分疲弱，以 2016 年元旦总理到西山煤电集团官地矿考察拉开供改序幕算起，秦皇岛 Q5500 从 366 元 / 吨上涨到目前的 610 元 / 吨，涨幅 67% ，而对应中信煤炭一级指数从 1549 点上涨到目前的 1674 点，涨幅仅 8% ，股价对煤价的弹性只有 12% ，远低于 300% 的历史均值，煤炭股的估值丝毫没有反应供给侧改革的成果，没有反应煤炭企业资产质量和盈利能力的大幅改善，股价和煤价的偏离亟待修复。

市净率：估值处于历史大底

A 股历史上煤炭股的平均 PB 是 2.5 倍，在 2007 年牛市巅峰时曾经到过 10 倍，此后便呈现趋势性地下降，目前中信煤炭一级指数只有 1.1 倍，在历史上处于绝对底部。当前行业龙头中国神华 1 倍， 2011 年和 2016 年两轮煤炭行情的龙头西山煤电 0.94 倍，喷吹煤龙头潞安环能 0.9 倍，均处于历史大底。当前上市煤炭资产的 ROE 普遍在 10% 以上，煤价在发改委调控和行业自律下保持高度稳定， 1 倍以下的 PB 严重低估。

市盈率：估值处于历史大底

在 A 股历史上，煤炭股的市盈率均值是 22 倍，大部分时间在 15-20 倍之间，当前煤炭股估值在 9.8 倍，处于历史最底部。行业龙头中国神华 8 倍，焦煤龙头西山煤电 10 倍，喷吹煤龙头潞安环能 7 倍，估值均在各自历史低点。

4.2 山西国改东风再起，估值修复迎来催化

山西国企改革已经探索了很多年，进行改革也是各方共识，经过多年的努力，山西国改取得了很多成果，国有企业的治理体制和经营效率有了很大进步，但也遗留了很多问题：

一煤独大问题突出，煤炭资产占省属国有资产的比重达到 36% ，且存在股权结构单一的问题；
产业链条较短，同质化竞争情况突出，基本集中在初级的煤电化建产业，致使行业竞争力较弱，整体盈利能力偏低；
金融风险较大，省属国企平均资产负债率接近 80% ；
在煤炭黄金十年这些问题并不突出，但当经济增速进入换挡期，经济结构出现重大调整，新兴经济蓬勃发展，这些问题就逐渐暴露出来，通过改革进一步激发企业活力进而摆脱当前困境成为唯一出路，山西国改只能背水一战。

2019 年 4 月 15 日，山西省召开高规格的深化国企改革大会，会议由山西省长楼阳生主持，省委书记骆惠宁发表重要讲话，阐明国企改革重要方向：

推动国有资本向 能源革命 方向进军，发挥好基础性作用；推动国有资本向 新兴产业 方向集结；推动国有资本在公共服务领域优化，发挥好保障性作用；
全方位提升混改水平，新设企业要将股权多元化作为先决条件，加快完善省属国企混改项目储备库，面向全球推介；
要用好用活上市公司，大力实施 “上市公司 + ” 战略，力争实现整体上市、新股上市两个“零的突破”，现有上市公司要加强市值管理，逐步提升资产证券化率；
完善薪酬激励机制，深化三项制度改革，针对高管人员、科研人员、业务骨干等群体，大胆探索员工持股计划、上市公司股票期权及限制性股票、科技型企业股权分红等中长期激励举措。

山西是传统能源大省，此次讲话要求向能源革命进军，意味着山西省属国企很可能进军新能源产业，新能源主要就水核风光四大类，山西缺水，水电不在考虑之列，又在内陆，核电也无空间，剩下光伏和风电山西的资源条件都不错，未来山西国企很可能在这两个方向布局。此外，讲话要求实施 “上市公司 + ” 战略，今年山西省属上市公司很可能都有资本运作，值得期待。

2019 年 4 月下旬，山西省委办公厅和省政府办公厅联合印发了《 2019 年国资国企改革行动方案》 ，相当于 4 月 15 日会议的 制度性成果 ，《方案》分为两部分，共八方面 42 项具体改革举措，共计 1 万 9 百余字。第一部分是 2019 年改革的两个主要目标，一是实现“ 135 ”战略目标，即“ 1 ”是保持国有企业持续稳健发展态势，“ 3 ”是在优化资本布局、加速混改、推行市场化契约化管理三个方面实现重大突破，“ 5 ”是在优化公司治理结构、防范化解重大风险、解决遗留问题、完善国资管理体制、加强国企党建五个方面加强支撑。二是主要经济目标，利润总额同比增长 10% 以上，资产负债率同比下降 1.5 个百分点，经济增加值力争增长 12.5% 以上。第二部分是八方面 42 项具体措施：

优化国有资本布局，明确要求七家煤炭企业要选择 1-2 个非煤高新技术产业作为转型主攻方向；
加快混合所有制改革，太钢等 8 家竞争性企业要在集团层面开展股权多元化和混合所有制改革；推出一批煤矿类子企业混改项目，允许民营企业控股；
推行市场化契约化管理，市场化选人用人，全面实行契约化管理；
优化治理结构，建立现代公司治理机制；
防范化解重大风险，市场化法治化债转股落地率力争再提升 10 个百分点；
继续解决国企历史遗留问题，力争全部完成 256 户省属“僵尸企业”出清任务；
完善国资管理体制；
加强党建支撑。

招商煤炭|低估值迎国改催化，重点推荐山西煤企——煤炭行业2019年中期投资策略

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