动力煤价格或中高位运行 估值低于历史水平

1评论 2017-09-20 07:21:54 来源:陆家嘴大宗商品论坛 股市惊现“黑科技”

  作者:沈涛 安鹏 姚遥 宋炜 徐哲琪

  来源丨广发煤炭

  历史回顾: 16年以来国际动力煤价格涨幅高于国内,已回升至12-13年水平

  国际:16年开始上涨,累计涨幅达89%,高于国内涨幅

  国际煤价方面,我们以纽卡斯尔动力煤价格为例, 2006年至今经历了3轮短周期:

  第一轮——2006年-2009年1季度:低点为06年1月46美元/吨,高点为08年7月193美元/吨,该阶段为全球商品牛市,各国经济处于景气周期,加上商品低位库存,大宗商品价格全线快速上涨。其中,06-08年价格上涨一方面由于国际大宗品市场维持牛市,另一方面中国和印度新增大量煤电装机容量推动动力煤需求上行,而供给收缩加剧价格上涨,澳洲洪水和印尼地震也引发动力煤产量同比略下滑,较2007年增速下降6-7个百分点。

  第二轮——2009年1季度-2016年1季度,低点为09年3月的65美元/吨,高点为11年1月的142美元/吨,金融危机后全球经济逐步好转,各国固定资产投资加快,全球流动性也总体宽裕。2010、2011年全球火力发电量同比增6.97%、5.52%,较2009年的-1.92%显著上升,而2012年以后显著下降。

  第三轮——2016年1季度至今,低点为16年1月53美元/吨,高点为16年11月107美元/吨,主要源于中国供给侧改革带来的进口需求增加,以及全球经济阶段性回暖。供给方面,全球煤矿经历煤价下跌后产能逐步缩减,加上中国实行供给侧改革导致供应收缩,而需求方面中国供给收缩背景下动力煤煤价格高位致进口需求增加,美国经济恢复、印度经济保持快速增长,2016年美国、印度发电量分别同比-0.03%、+6.33%,较2015年增速增长2.04、0.22个百分点,致国际动力煤价格企稳回升。

  2017年9月14日纽卡斯尔动力煤价达100美元/吨,17年1月-8月均价为84美元/吨,分别高于2016年均价51.14%、27.16%,历史上看,2011、2012、2013、2014、2015、2016年全年均价分别为121、101、84、71、59、66美元/吨,当前国际动力煤价格已恢复至12年平均价格。

   

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  国内:供给侧改革及需求阶段性回暖致煤价上涨,目前恢复至2012-13年平均水平

  国内煤价方面,我们以秦皇岛5500大卡动力煤价格为例,2006年至今同样经历3轮周期:

  第一轮——2006年-2009年1季度,低点为06年7月411元/吨,高点为08年7月954元/吨,煤价上涨主要由于全球商品牛市以及国内较高的发电量水平。其中2005-2008年上半年国内动力煤产量增速维持14-16%,加上煤炭企业成本增加(资源税增加、人工成本上涨)也推动煤价上涨。

  第二轮——2009年1季度-2015年4季度,低点为09年3月558元/吨,高点为11年11月854元/吨,由于金融危机后经济复苏,发电量处于较高水平,加上国内四万亿投资规划,固定资产投资增速位于高位;而12年以后因产能持续扩张,需求增速也有所下滑,供过于求导致动力煤价格进入下滑轨道;

  第三轮——2015年4季度至今,低点为15年11月355元/吨,高点为16年11月707元/吨,主要源于国内进行供给侧改革,产量快速下降,而需求阶段性好转。供给端,在供给侧改革推进下产量收缩, 2016年动力煤产量同比降9.01%;需求端,需求阶段性好转,2016年全国总发电量比增4.5%,其中水电和火电增速分别为2.6%、5.9%,尤其是下半年以来火电增速持续高位,7-12月火电同比增速达10.2%。

  近期,截至2017年9月15日秦皇岛5500大卡动力煤价格达671元/吨,17年

  1月-8月均价为614元/吨,分别高于16年全年均价42.71%、30.62%,历史上看,2011、2012、2013、2014、2015、2016年全年均价分别为819、707、588、518、414、469元/吨,当前国内动力煤价格已恢复至12-13年平均水平。

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  国内外价差:17年4月以来价差扩大,目前国内便宜44元/吨

  国际国内动力煤价差方面,今年4月份以来,国内动力煤相较于国际动力煤价差优势不断扩大,至8月24日达到最高值145元/吨(国内便宜),主要源于全球经济复苏以及供给收缩,国际动力煤价格大幅上涨。而之后由于海外煤价小幅下跌以及国内煤价企稳回升,价差缩小,9月14日国内动力煤价格相较于纽卡斯尔动力煤到岸价便宜44.2元/吨。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  全球:预计整体供需面偏紧,煤价或维持中高水平

  历史回顾:过去20年中国、印度成为推动动力煤需求增长的主要国家,中、澳主导全球供给提升

  1、需求端,过去20年中国、印度成为推动动力煤需求增长的主要国家

  1)全球动力煤消费量1990-2015年复合增长率为2.75%,其中中国、印度动力煤消费量增速高于全球

  2015年世界动力煤消费量约达58.28亿吨,同比下滑2.99%,1990-2015年复合增长率为2.75%,中国、印度、美国、欧盟、南非、日本是世界动力煤主要消费国,消费量占比分别为53.10%、13.10%、10.79%、3.91%、2.95%、2.42%。世界动力煤消费量增长主要源于中国、印度带动,1990-2015年中国、印度动力煤消费量复合增长率分别为4.75%、6.29%,显著高于全球2.75%的平均水平。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  2)近20年中国、印度发电量增速居前,火电发电量占比逐年提升而近4年有所下滑

  2016年全球总发电量约达24816.4亿千瓦时,同比增长2.48%,1990-2016年复合增长率为2.86%,中国、美国、欧盟(28国)、印度、俄罗斯、日本是世界主要的发电量大国,2016年发电量占比分别为24.75%、17.53%、12.64%、5.64%、4.38%、4.03%。世界发电量的增长主要源于中国、印度带动,1990-2016年中国、印度发电量复合增长率分别为9.21%、6.28%,显著高于全球2.86%的平均水平。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  从发电结构来看,1990年来火电发电量占比逐年提升而近4年有所下滑,天然气发电占比逐年上升,核电、燃油发电占比下滑,而水电发电占比先减后增。2015年火电、水电、然油发电、核电、天然气发电分别占比约41%、17%、4%、11%、22%。从历年占比来看,火电发电占比从1990年的37%提升至2013年最高点41%,之后小幅下滑,而天然气发电占比逐年提升,从1990年的15%增长到2015年的22%,而水电发电量占比自2007年的历史低点15%逐年增长至15年的17%,燃油发电、核电占比近20年来有所下滑。

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  3)全球粗钢产量1990-2015年复合增长率为3.02%,其中中国、印度产量拉动全球增长

  2015年世界粗钢总产量约达16.2亿吨,同比下滑2.96%,1990-2015年复合增长率为3.02%。中国、欧盟(12国)、日本、印度、美国世界主要的粗钢产量大国,2015年粗钢产量占比分别为49.61%、8.44%、6.49%、5.49%、4.87%。世界粗钢产量的增长主要源于中国、印度带动,1990-2015年中国、印度粗钢产量复合增长率分别为10.49%、8.01%,显著高于全球3.02%的平均水平。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  2、供给端,过去20年印尼、印度、中国、澳大利亚动力煤产量主导全球供给提升

  全球动力煤产量1990-2015年复合增长率为2.73%,其中,印尼、印度、中国、澳大利亚增速高于全球。2015年全球动力煤产量为56.31亿吨,同比减少2.96%,1990-2015年复合增长率为2.73%。中国、美国、印度、印尼、澳大利亚、南非、俄罗斯是世界动力煤主产国,2015年产量分别占比48.82%、12.25%、10.41%、8.29%、4.48%、4.42%、3.52%。同时,印尼、印度、中国、澳大利亚产量增长推动全球产量提升,1990-2015年印尼、印度、中国、澳大利亚动力煤产量复合增长率分别为16.52%、5.09%、4.52%、4.03%,明显高于全球2.73%的平均水平。

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  需求:欧盟维持低位,中国增速放缓,美、印或增长,整体看全球动力煤需求稳中有升

  1、当GDP从高速增长到中低速增长后,电力弹性系数在0.3-0.6之间

  国际经验表明,当一个国家处于工业化快速推进、城镇化加速发展阶段时,电力消费增速往往高于经济发展增速,电力弹性系数大于1,当该国完成工业化进程,电力弹性系数小于1。从美国、欧盟(28国)、俄罗斯、日本、韩国来看,当其GDP从高速增长到中低速增长后,电力弹性系数在0.3-0.6之间。

  欧盟:1996-2007年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为2.59%、0.78,2008-2016年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为0.67%、0.11.

  日本:1986-1990年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为5.44%、0.91,1991-2016年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为1.16%、0.31.

  美国:1986-2016年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为2.54%、0.64.

  韩国:1981-2002年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为7.64%、1.29,1991-2016年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为3.63%、0.96.

  加拿大:1986-2016年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为3.53%、0.46.

  澳大利亚:1986-2016年GDP复合增速、电力弹性系数均值分别为4.83%、0.65.

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  2、分国别来看,中国需求增速放缓,美、印需求或上行,而欧盟需求或下滑

  中国:经济增长趋缓+清洁能源挤压,而主体能源地位不变,动力煤需求增速放缓。2017年1-8月全国发电量41659亿千瓦时,同比增长6.5%,增速较去年同期增长3.5个百分点,其中火力发电量30894亿千瓦时,同比增长7.2%;水力发电量7024亿千瓦时,同比下降2.1%。世界银行预计2017/18/19年GDP增速6.5%/6.3%/6.3%,预计中国经济增长趋缓,导致发电量增速放缓,同时,我国发展水电等清洁能源,对火电需求形成压力。然而我国发电量增速放缓但仍维持增长,且由于中国富煤贫油少气的资源禀赋,燃煤发电成本低于清洁能源,煤炭的主体能源地位不变。综合来看,预计中国动力(行情600482,诊股)煤需求保持增长,但增速放缓。

  美国:经济回暖、政策支持、燃煤需求提升,动力煤需求或小幅上行

  16年发电量同比增0.02%,而火电发电量占比逐年下滑。2016年美国净发电量达40782.30亿千瓦时,同比增0.02%。分类型来看,火电、天然气、核电、水电、风电分别占比40.82%、45.46%、26.51%、8.75%、7.45%,分别同比-3.7、+1.56、+0.27、+0.55、+1.18个百分点。由于近年来天然气价格下滑以及可再生能源的蓬勃发展,美国火电占总发电量的比例逐年下滑,从2006年的最高点65.52%下滑至2016年的40.82%,天然气发电、风电占比逐年上行,而核电、水电占比保持平稳。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  展望后期,经济复苏+天然气价格上行+特朗普政策支持,燃煤需求或上行:

  美国经济复苏背景下总发电量或回升,世界银行预计2017/18/19年美国GDP增速达2.2%/2.1%/1.9%,2016年GDP增速为1.6%。

  自2016年5月起,美国天然气产量下滑,价格呈上升趋势,2017年6月美国天然气价格为4.76美元/千立方英尺,同比上涨19.30%,环比上涨8.68%,支撑燃煤需求。根据美国能源信息署在2017年7月发布的短期能源展望报告预计2017年全年煤电比例将达到31.3%,而天然气发电比例将为31.1%,煤电以极小的优势略微超越天然气发电。

  特朗普上台对化石能源行业有一定支持,17年1月美国政府发布“美国优先能源计划”,宣布废弃奥巴马气候行动计划,为传统能源工业松绑。总体看预计美国燃煤需求或上行,致美动力煤需求上升。

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  欧盟:经济回升,但可再生能源挤压明显,动力煤需求维持低位

  化石能源占总发电量的比例逐年收缩。2016年欧盟总发电量2411.96太千瓦时,同比降低4.95%,分类型来看,化石能源(煤炭、石油、天然气)、水电、核电、可再生能源、其他分别占比46.06%、13.27%、30.62%、9.56%、0.49%,分别同比+0.22、+0.21、-1.92、+1.58、-0.10个百分点。化石能源占总发电量的比例逐年收缩,从2008年51.12%降至2016年的46.06%,水电、核电、抽水蓄能比例小幅上行。

   动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  后期,受到可再生能源挤压,欧盟燃煤发电比例缩减,然而经济回升,将支撑总电力需求,总体看,预计欧盟动力煤需求将维持低位

  1) 新增发电容量方面,2016年,欧盟新增2450万千瓦发电容量中有86%来自风电、太阳能(行情000591,诊股)发电、生物质能发电和水力发电,创历史新高,而煤电比例下滑,产能方面,2015年欧盟发电总产能885.35吉瓦,同比增2.72%,其中煤电产能112.89吉瓦,同比降3.37%,可再生能源290.91吉瓦,同比增8.19%,预计受到可再生能源挤压,欧盟燃煤发电比例缩减;

  2) 根据能源经济与金融分析研究所(IEEFA)的最新报告预计,到2021年,欧盟可能关闭三分之一的燃煤发电厂,同时英国、德国、芬兰以及其他欧洲国家相继在未来一段时间内做出关闭燃煤厂的决定,预计煤电需求收缩;

  3) 欧盟经济回升。一方面,17年7月欧盟工业生产指数同比增3.2%,增速明显回升,同时,源于财政扩张、货币宽松政策见效,欧元汇率走强,另一方面,欧盟出口强劲,17年7月欧盟出口贸易额达1558亿元,同比增9.66%,较6月增速回升5.53个百分点,另外,内部政治风险减弱将进一步支撑欧盟经济复苏。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  印度:大型燃煤产投产+基建投资大幅增长+经济逆势上行,动力煤需求维持增长

  化石能源发电量占比逐年上行。2016年印度总发电量1151.50太千瓦时,同比增加6.43%,分类型来看,化石能源、水电、核电分别占比85.87%、10.41%、3.25%,分别同比+1.27、-1.10、-0.29个百分点。历史占比来看,源于印度大型燃煤厂投产,其化石能源占总发电量的比例逐年上行,从2011年80.49%升至2016年的85.87%,水电、核电比例小幅下行。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  展望后期,新建燃煤电厂+经济高速增长,印度动力煤需求稳中有升:

  1) 2016年印度火电装机容量达2151.69吉瓦,同比增长8.41%,同时,印度近年来兴建多个大型燃煤电厂项目,项目投产或催生动力煤需求;

  2) 在莫迪政府上台后,提出建造175吉瓦的可再生发电扩建项目,放弃4个超大型燃煤电厂计划,或对动力煤需求形成一定抑制,但对位于奥里萨邦以及泰米尔纳德邦的两个超大型燃煤电厂项目招标,火电需求上行趋势未改;

  3) 2016年印度GDP增速为7.0%,世界银行预计2017/18/19年GDP增速达7.6%/7.8%/7.8%,仍维持高位,发电量预计稳中有升,拉动动力煤需求释放。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  供给:预期美国产量维持低位,中国、澳大利亚、印度、印尼产量或上行

  分动力煤主产国来看:

  中国:煤炭供给侧改革背景下,2016年全年动力煤产量同比下滑9.01%,其中1-6月、7-12月分别同比下滑10.82%、8.86%,由于新建煤矿投产及276天工作日部分放开,17年1-7月同比升6.28%,预计17年产量较16年有所增长,18-20年小幅回升;

  美国:由于前期煤价低迷导致煤矿亏损,2015年美国动力煤产量下滑9.32%,2016年美国动力煤产能预计下滑约30%,而根据美国能源信息署预计,燃煤发电的增长或带动动力煤产量增长,其中中西部地区增长最为明显,而至2018年,由于美国西部地区增加的产量与中部地区以及阿巴拉契亚地区产量下降相抵,动力煤总产量或增幅不大;

  印度:国内煤炭产量增速较高,为降低煤炭进口依赖度,政府提出到2020年国内煤炭产量增加一倍以上,增至15亿吨,而2006-2015年印度动力煤产量占煤炭总产量维持在80%-85%之间,比值较稳定,因此预计印度动力煤产量上行;

  印度尼西亚:主产动力煤,由于前期煤炭价格下行,印尼部分煤矿破产停工,导致2015年印尼煤炭产量同比下滑3.18%(其中,动力煤产量下滑3.44%),源于煤矿复产需要一定的时间,预计印尼煤炭产量短期维持弱势,长期看,印尼政府推行能源扩张计划,煤炭产量或恢复增长;

  澳大利亚: 2016年煤炭产量同比下滑2.13%(动力煤产量占比约50%),产量下行的主要原因是煤炭价格大跌导致煤矿亏损、破产,而根据据澳大利亚联邦产业、创新和科学部首席经济师室发布的《资源和能源季报》,预测2016-17财年澳大利亚动力煤出口2.04亿吨,同比增长1.6%,随着16年以来煤炭价格上升以及全球经济回暖,预计动力煤产量上行。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  供需:预计2017-2020年国际动力煤供需面偏紧,中长期有望保持平衡

  中长期看,需求端,欧盟动力煤需求维持低位,中国经济增长放缓,火电受清洁能源挤压,但是煤炭作为主体能源地位不变,预计动力煤需求保持增长,但增速放缓,美国、印度动力煤需求维持增长,整体看需求稳中有升;供给端,美国动力煤产量或维持稳定,中国、印尼、印度、澳大利亚产量增长,行业供需格局偏紧,中长期有望保持平衡。

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  国内:供需增速放缓,政策略有压力,煤价整体仍高位运行

  概况:我国动力煤主要集中在内蒙古、陕西、山西,电力、建材耗煤占比87%

  我国动力煤以不粘煤、长焰煤为主,主要集中在内蒙古、山西、陕西地区

  分煤种:我国动力煤以不粘煤、长焰煤、褐煤、无烟煤为主,分别占全国动力煤资源储量的21.83%、20.07%、17.69%以及15.24%;

  分地区:我国动力煤资源主要分布在华北、西北地区,分别占全国动力煤资源储量的46.09%、39.98%;

  产量方面:15年内蒙古、陕西、山西、贵州、新疆动力煤产量分别占我国动力煤总产量的31.24%、17.43%、15.90%、4.09%、4.05%。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  动力煤消费集中在电力、建材行业,分别占比61.63%、15.97%

  分行业看,电力、建材行业用煤是动力煤消费中最主要的部分,2016年其消费量占比分别达61.63%、15.97%,其次是化工、冶金行业,分别占比6.69%、4.59%。历史占比方面,化工、冶金行业占比不断扩大,分别从2010年的1.08%、3.52%提升至2016年的6.69%、4.59%,电力、建材行业占比收缩,分别从2010年的64.05%、21.76%降至2016年的61.63%、15.97%。

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  需求:预计增速放缓,但长期看主体能源地位不变

  1、 火电:第三产业占比提升+可再生能源挤压,火电需求增速放缓

  一方面,我国第三产业GDP占比提升,单位GDP能耗下降,且后期宏观经济增速回落导致发电量增速放缓,另一方面,受到水电等清洁能源分流,火电占总发电量比例逐年下滑,而十三五期间火电供给侧改革淘汰产能2000万kw以上,将提升大型燃煤电厂运行效率,总体看火电需求增速趋缓。

  1)第三产业占比提升致单位GDP能耗下降,预计电力弹性系数维持在0.6-0.7

  单位GDP能耗方面,我国第三产业GDP比重逐年提升, 2016年我国第三产业GDP占比达51.63%,较2015年提升1.43个百分点,较2000年提升11.83个百分点,而服务业耗电量仅为工业耗电量的八分之一到十分之一,导致我国单位GDP能耗呈现下降趋势,2016年我国单位GDP能耗0.59吨标准煤/万元,同比下滑6.11%,较2000年下滑60.02%。

  电力弹性系数方面,世界银行预计2017/18/19年GDP增速6.5%/6.3%/6.3%,2016年GDP增速为6.7%,经济增速稳中趋紧,而2016年中国电力(港股02380)弹性系数为0.71,预计17-19年维持在0.6-0.7水平。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  2)发电结构中,火电占比逐年下滑

  2017年1-8月份全国发电量41659亿千瓦时,其中火电、水电、核电、风电分别占比74.16%、16.86%、3.88%、4.12%。历年占比来看,火电发电量占比逐年降低,水电、核电、风电占比提升,火电发电量占我国总发电量的比例从2010年的80.95%降至2017年1-8月的74.16%,降低6.05个百分点,水电、火电、风电占比分别提升0.83、2.10、3.12个百分点。

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  3)受到水电分流,火电装机容量增速放缓,利用小时数下行

  装机容量方面,近10年总体上水电装机容量增速高于火电,截至2017年7月我国火电装机容量、水电装机容量分别为10.70亿千瓦、2.94亿千瓦,相较于去年同期增4.74%、4.15%,2008年7月-2017年7月的年复合增长率分别为7.25%、9.31%,15年6月以来,由于来水偏枯,火电装机容量超过水电,2017年7月火电装机容量、水电装机容量分别较15年8月增加13.76%、8.66%,利用小时数方面,16年火电设备、水电设备平均利用小时分别为4165小时、3621小时,同比-3.80%、0.00%,火电设备利用小时数自2013年起逐年下滑,2013-2016年合计下滑16.90%,而水电设备利用小时数自2013年起呈上行趋势(2015年除外),2013-2016年合计增加9.14%。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  4)火电供给侧改革将提升大型燃煤发电运行效率以及煤价的接受程度

  根据《电力发展“十三五”规划》,“十三五”期间淘汰火电落后产能2000万kW 以上,取消和推迟煤电建设项目1.5 亿kW 以上。同时根据2017年煤电厂淘汰落后机组产能的计划,全国将在12月底前淘汰落后机组容量约469万千瓦时,其中天津、北京、山西、安徽分别淘汰86.2万千瓦时、84.5万千瓦时、50万千瓦时、40.75万千瓦时。近年来由于产能过剩我国燃煤电厂利用小时数不断下行,导致电厂发电成本较高,运行效率低,煤电双方存在较激烈的博弈现象,淘汰落后产能将为大型电厂提升利用小时数腾出空间,从而提高运行效率,降低发电成本,提升电厂对动力煤价格的接受区间。

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  2、建材:房地产投资趋冷+基建投资维持高位,预计建材耗煤趋稳

  1)房地产: 17年1-8月房地产投资超预期,预计后期投资小幅回落

  016年,伴随着信贷边际扩张与中央去库存推进,我国楼市成交进入高峰期,全国范围内楼市成交呈现量价齐升状态。16年全年房地产开发投资同比增6.88%,高于15年增速5.89个百分点,2017年1-8月源于库存低位、三四五线需求改善以及通胀预期反弹,房地产销售超预期,商品房销售面积、销售额分别同比增12.7%、17.2%,依旧维持高位。展望后期,由于一二线城市全面启动限购限贷,加上三四五线城市缺乏人口流入支撑,同时货币收紧,楼市成交预期调整,地产投资或小幅回落。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

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  2)基建:16年基建投资维持高位,预计后期持稳

  2016年基建投资增速维持高位。16年基础设施建设投资同比增速达15.71%,相比15年增速下降1.58个百分点,17年1-8月同比增16.09%,相较于16年同期增速下滑2.23个百分点,但仍维持高位。后期,受地产投资下降与“十三五”规划攻坚的驱动,同时PPP项目推进,基建投资仍有望保持高速增长。

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  3、长期看,由于天然资源禀赋、发电成本低,煤炭的主体能源地位不变

  一方面,虽然清洁能源发电增长空间较大,经济增长趋缓,但发电量仍维持增长, “十三五”期间社会用电量预计为6.8-7.2万亿千瓦时,年均增速为3.6%-4.8%,预计至2020年总装机规模20亿千瓦,16-20年复合增长率为4.93%,相比较其他形式的电源,火电装机规模占比仍最大,达55%。同时水电资源由于开发接近完毕,核电布局较谨慎、风电弃风率较高,预计未来对火电进一步挤压的空间有限,随着总发电量的增长,火电绝对发电量仍将稳中有升:

  水电:2016年底我国水电装机容量为3.3亿千瓦时,占我国总装机容量的20%,根据《水电发展“十三五”规划》,2020年我国水电装机容量达到3.8亿千瓦,占我国2020年总装机容量的19%,年发电量1.25万亿千瓦时,折合标准煤约3.75亿吨。

  核电:2016年底我国核电装机容量为0.34亿千瓦时,占我国总装机容量的2 %,根据《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》,至2020年核电运行装机容量达到5800万千瓦,占2020年我国总装机规模的3%,在建达到3000万千瓦以上,合计8800万千瓦时,年发电量0.43万亿千瓦(按16年工作小时折算),折合标准煤约1.3亿吨。长期看,核电厂址具有稀缺性,随着沿海核电项目的建设,我国沿海厂址可开发的选择已经不多,而由于环保、技术问题,在内陆布局核电站国家比较谨慎。

  风电:由于行业投资过剩、成本过高、技术瓶颈、政府补贴减少等原因,近年来弃风率增加,截至16年9月全国弃风率达19%,较14年6月增加10.5个百分点,16年底我国风电装机容量为1.49亿千瓦时,占我国总装机容量的9.03%,根据能源局2020年能源需求预测的基准方案,2020年风电装机容量达到2.1亿千瓦,占2020年我国总装机规模的10.5%,年发电量0.34万亿千瓦(假设发电小时数较16年上涨10%),折合标准煤约1.02亿吨。

  天然气:截至2016年底,中国天然气(港股00931)储量为189.5万亿/立方米,仅占世界总储量的2.9%,截至2017年7月,我国天然气的进口依赖度达37.88%,资源禀赋决定天然气不会成为我国的主体能源。

  火电:16年火电装机规模10.5亿千瓦,占我国总装机容量的63.6%,预计至2020年装机规模约11亿千瓦,占比仍高达55%。近年来经济增速放缓、非化石能源发展加快、环保约束增强、高耗能产品产量下降等因素,导致煤炭需求受到抑制。同时国家倡导煤炭清洁利用,煤炭的能源主导地位不变,15年4月国家能源局印发的《煤炭清洁高效利用行动计划(2015-2020年)》提出全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时等目标,预计随着煤炭清洁利用,可再生能源对煤炭的挤压空间将进一步缩小。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  另一方面,火电发电成本、上网电价均处于较低水平,从经济效益来看,火电也是发电的主要方式。发电成本方面,目前我国火电发电成本约0.3元/千瓦时,显著低于水电、天然气、风电(离岸)成本等;上网电价方面,火电全国平均上网电价为0.33元/千瓦时,低于水电0.34元/千瓦时、核电0.43元/千瓦时、风电0.62元/千瓦时。

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  供给:过剩落后产能有望加速淘汰,产能置换促先进优质产能逐步释放

  去产能:国发7号文提出未来3-5年,产能退出和减量重组分别为5亿吨左右。而煤炭行业“十三五”规划提出,将加快大型煤炭基地外煤矿关闭退出,化解淘汰过剩落后产能8亿吨。根据煤炭工业协会的统计,目前主要公布化解产能目标的省份去产能目标实际已达约8亿吨,2016年实际退出产能2.9亿吨,2017年计划去产能1.5亿吨以上,目前基本完成目标。按照16年动力煤产量估算,预计淘汰落后产能6.46亿吨,减量置换4.04亿吨。

  新建煤矿:17年上半年鄂尔多斯(行情600295,诊股)9000万吨产能投产,山西省7000万吨投产,同时估算山西尚有约2亿吨整合煤矿产能未投产,目前在建并得到批准的产能约1.1-1.2亿吨,核增产能1.2亿吨,预计将于17-18年逐步投产,淘汰煤矿也将部分抵消新增产能。预计未来5年合法煤矿预计新增产能约8亿吨,按16年动力煤产量占比估算,预计新增产能约6.6亿吨。

  供需:2017-2020年我国动力煤供需维持紧平衡,政策对煤价略有限制,整体看价格位于高位

  供需维持紧平衡:一方面,第三产业占比提升导致单位GDP能耗下降,宏观经济稳中趋紧发电量增速放缓,同时受清洁能源分流,火电需求有一定压力,另一方面,火电供给侧改革将提升大型燃煤电厂运行效率,且预计至2020年总装机规模20亿千瓦,火电装机规模占比仍最大,达55%,同时由于我国富煤贫油少气的资源禀赋,煤炭发电成本低于其他清洁能源,火电发电量仍维持增长,长期看煤炭作为我国主体能源的地位不变,预计17-20年动力煤需求增速分别为4.0%/2.0%/2.0%/20%,同时供给端,由于新建煤矿投产及276天工作日部分放开,产量相比16年也有所增长,行业供需面偏紧状况将较16年明显缓解。而中长期来看,考虑到未来合法新建煤矿、置换产能,动力煤产量小幅上行,17-20年动力煤产量增速分别为8.0%/5.0%/4.5%/4.0%,同时净进口量在2017年达到峰值后逐年下降,源于国内供给提升,且国外价格优势减弱。总体来看,预计行业供需面维持紧平衡。

  政策或对动力煤价格形成一定限制:由于煤价上涨过快,对下游企业的成本端形成较大影响,近期发改委等部门陆续出台政策以限制煤价。16年11月,发改委主导下5500大卡动力煤基准价为535元/吨,神华集团、中煤集团与华电集团、国家电投集团以“基准价+浮动价”为定价模式签订电煤中长期合同。2017年1月,发改委等四部门联合印发《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》,以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价为基础,建立价格异常波动预警机制,将动力煤价格分为绿色区间(500-570元/吨)、蓝色区间(570-600元/吨或470-500元/吨)及红色区间(600元/吨以上或470元/吨以下)。当煤价位于绿色区间时,政府不采取调控措施,充分发挥市场作用,而当煤价处于蓝色区间和红色区间时,政府会在必要时采取相关引导措施和价格抑制机制。17年9月神华5500大卡下水动力煤年度长协价格、月度长协价格分别为564元/吨、583元/吨,环比下行0.18%、持平,较17年初下滑2.08%、7.46%。总体看,政策或对动力煤价形成一定限制,然而供需面偏紧,价格或维持较高水平。

    动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  公司:盈利预计接近11年水平,估值相对历史有明显折价

  盈利:预计17年动力煤公司盈利同比增168%,接近2011年水平

  2017年上半年秦皇岛5500大卡动力煤平仓价平均为613元/吨,其中1季度、2季度均价分别为617元/吨、609元/吨,2季度相较于1季度小幅下滑1.28%或8元/吨,上半年13家动力煤上市公司归母净利总额为382亿元,其中1季度、2季度分别为194亿元、188亿元,2季度业绩小幅下滑主要源于煤价下跌。

  9月15日秦皇岛5500大卡动力煤平仓价为671元/吨,较上半年均价上涨58元/吨或9.46%,保守假设下半年均价达到约630元/吨,预计13家动力煤公司17年全年盈利合计约700亿元,同比增168%,接近2011年水平。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  估值:估值处于历史低位,PB、PE低于历史平均35%、36%

  PB:目前13家公司平均PB为1.9倍,而历史平均为2.9倍,目前估值相较于历史均值仍低35%。历史各年PB来看,2009-2016年平均PB分别为4.4、4.9、4.7、2.7、1.7、1.3、1.9和1.5倍,考虑到行业16年以来煤价大幅回升,ROE也显著提高,目前行业PB估值仍处于历史低位。

  动力煤价格或中高位运行,估值低于历史水平

  PE: 13家公司09-13年PE均值为23倍,2009-2016年平均PE分别为29、31、23、15、20、52、48、32倍,2014-2015年由于煤价低迷,公司盈利水平较低,PE参考价格不大。根据我们的盈利预测,随着煤价上涨,各公司17-19年盈利有望稳步提升,基于17年平均PE为15倍,较历史平均有36%的低估。

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  观点:近期动力煤价格超预期,3、4季度盈利可期,估值水平也有望提升

  近期煤炭市场价格持续大幅上涨。其中,动力煤方面,秦港动力煤5500大卡价格近期上涨至671元/吨,9月以来由于电厂日耗煤量维持同比较高增速,加上内蒙、山西等主产地环保安监力度加大,动力煤价格超预期上涨,预计后期随着电厂补库和冬季旺季来临,动力煤4季度价格有望维持高位;焦煤方面,6月以来焦炭钢铁价格,以及海外焦煤价格快速回升,国内大煤矿价格上涨累计幅度也达到100-150元/吨,港口价格较澳洲进口煤折算价仍低120元/吨,虽然后期焦化厂和钢厂有限产预期,但受制于较严的安监环保政策,预计焦煤价格仍将稳中有升。

  板块方面,本周公布的8月宏观经济数据略低于预期,不过煤炭行业3季度以来仍保持高景气。秦皇岛5500大卡动力煤价格从6月最低550元/吨上涨至目前的671元/吨;而京唐港主焦煤价格由6月最低1380元/吨上涨20%至目前的1650元/吨,预计3、4季度业绩较1、2季度有望继续增长。由于后期供给端仍维持较严的状态,预计炼焦煤和动力煤价格维持高位,而中长期,行业一方面受益于供给端的有序增产及去产能,供需整体处于平衡,另一方面由于资产负债表的修复和资本开支下降行业整体也将得到改善。综合来看,在价格快速上涨背景下,板块估值仍处于较低水平。此外,近期山西省国资国企改革进展也明显加快,各公司相继公告山西省国资委将控股股东股权全部注入山西省国有资本投资运营公司,而国务院也发文表示支持山西省进一步深化改革促进资源型经济转型发展。公司方面,看好低估值的动力煤公司陕西煤业(行情601225,诊股)、露天煤业(行情002128,诊股)、兖州煤业(行情600188,诊股),以及炼焦煤公司潞安环能(行情601699,诊股)、西山煤电(行情000983,诊股)、平煤股份(行情601666,诊股)及开滦股份(行情600997,诊股)。

  

关键词阅读:动力煤

责任编辑:Robot RF13015
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