煤炭行业：需求增长不定 景气回落确定

　1. 需求骤降，行业下行拐点来临

　　1.1. 2008 年行业经历冰火两重天

　　煤炭价格作为行业景气的标志，在2008 年呈现大起大落式的波动，在8 月份出现拐点。8 月底动力煤市场价格最高同比涨幅达到150%，焦煤则在300%左右，年度累计来看，截至到11 月20 日，焦煤(古交2 号)、动力煤(大同动力煤)的均价较07 年上涨138.13%和94.98%。从月度来看，价格在9 月份开始出现下降，截至11 月末，与8 月份高点相比，焦煤回落幅度为50%-60%左右，动力煤为20%左右。

　　1.2. 需求骤降是主因

　　在全球金融危机和国内经济周期下行的双面夹击下，主要耗煤行业的快速、大幅度回落，是煤炭行业拐点到来的主要原因。

　　2009 年煤炭行业供需的特点是供给稳定释放，而需求不确定性较强。

　　2. 2009 年煤炭行业供给驱动因子分析

　　由于大量小煤矿的存在，供给数据的可获得性和可信度较差，供给的准确预测是一件困难的事。所以我们尽量的用多层次的数据从多个角度来印证我们的判断。

　　2.1. 总量上的判断：潜在的产量增幅在9%-10%左右

　　根据国家统计局数据，2008 年1-10 月份原煤新增产量为2.70 亿吨，预计全年产量增量将在3.1 亿吨左右，原煤总产量预计为25.5 亿吨左右。2007 年国内在建产能为7.05 亿吨，预计2009 年新增煤炭产量在2.5-2.7 亿吨，其中7000 万吨左右为发热量为3300 大卡的褐煤，我们按照平均5000 大卡的发热量折算，同口径的增量约为2.3-2.5 亿吨，预计增长幅度为8.9%-9.7%。

　　分地区来看，近4 年，三西(山西、陕西、内蒙古)地区煤炭增量占全国煤炭增量的比重在60%左右波动，是增产的主要来源，特别是内蒙古1-10 月份增产9300.07 万吨，预计全年增产过亿吨已无悬念。未来2 年内蒙古、山西、陕西仍是煤炭增产的主要来源。

　　2.2. 按结构来看供给驱动

　　2.2.1. 大型煤炭集团是未来2 年增产主力

　　十一五规划中的20 大千万吨级煤矿除樊庄煤矿目前尚未开工建设外，其余19 个煤矿均已建设，2009 年进入产能集中释放期，按照项目的进度，预计2009 年、2010 年仅此19 家大矿的煤炭年新增产量在8000-9000 万吨左右。

　　2.2.2. 整合放量更多在2010 年

　　相对来说，我们对2009 年大型煤炭企业对小煤矿的整合产量贡献不是特别担忧。大型煤炭企业对小煤矿的整合涉及到漫长的选择和谈判过程，收购后还需要2 年左右的技改期，加之前期行业高度景气，整合进程相对缓慢，从上市公司的跟踪来看，并没有太多的案例。

　　2.2.3. 小煤矿关闭高潮已过，除非政府采取更严厉的措施

　　小煤矿在中国煤炭历史上是政府调控煤炭供给余缺的主要工具，历史上曾经“三纵三擒”。80 年代计划经济时代煤炭短缺，政府鼓励“有水快流”，造成小煤矿泛滥，特别是98 年以来严重过剩，之后进行3 年关闭，核销产能3 亿吨;01 年以来煤炭再次出现供给紧张，国家批准1 万座小煤矿复产;2005 年中开始实行3 年关闭计划，截至2007 年底累计关闭1.12 万处，淘汰产能2.5 亿吨;2008 年上半年受灾害影响，煤炭再次出现短缺，政府有条件的鼓励符合安全生产条件的小煤矿复产，2008 年10 月8 日发改委等四部委下发的《关于下达“十一五”后三年关闭小煤矿计划的通知》，2008 到2010 年将关闭小煤矿2501 个，整合小矿1616，保留小矿9952 个。

　　2005 年-2007 年关闭的小矿矿均产能为2.23 万吨，未来计划关闭的2501 个小矿按照矿均产能3-4 亿吨计算，核销的产能在8000 万吨到1 亿吨之间，年均核销的产能在3000 万吨左右，与之前的年均核销8000-9000 万吨相比，速度明显减缓。换言之，除非政府采取更加严格的关闭标准，否则落后产能的核销呈现边际递减状态。

　　2.3. 按煤种来看供给驱动

　　分煤种来看，焦煤的供给增长依然比较有限，动力煤的增量较大，质量有所降低。

　　2.3.1. 焦煤增量不大

　　2007 年、2008 年焦原煤的产量增量在3000 万吨左右，十三大焦煤集团矿区大都属于老矿区，在建项目并不多。分区域来看，山西是焦煤的主要储藏区和产区，根据我们对山西十一五规划的焦煤改扩建产能计划和实际建设情况，预计2009年、2010 年山西新增的产能分别在1200 万吨和1900 万吨左右。按照山西产量占全国产量30%以上的比重估算，我们预计未来两年焦原煤的潜在产量增量分别在4000 万吨和6000 万吨左右。

　　2.3.2. 动力煤供给弹性大，质量降低

　　从总量上来看，剔除焦煤的增量后，动力煤的增量在2 亿吨左右，即使在目前乐观的需求预期下动力煤的供给仍相对充裕。此外，在焦煤价格大幅下跌，相对动力煤的溢价消失后，贫煤、贫瘦煤、气煤等煤种转产动力煤，增加了动力煤的供给弹性。

　　如前所述，内蒙古增产的最主要的区域，20 个千万吨级大型煤矿2009 年新增的产量中，72%来自内蒙古，其中近一半的产量为褐煤。除了上述千万吨级煤矿外，内蒙古在建的也有不少500 万吨左右的中型煤矿，主要集中在蒙东地区，煤种以煤化程度和发热量低的褐煤为主。

　　2.4. 从国际来看，主要出口国供应能力增强

　　2.4.1. 印尼

　　印尼是全球最大的煤炭出口国，出口量占其总产量的比重为75%左右。印尼国有的PT Perusahaan Listrik Negara (PLN)公司计划从2006 年到2011 年将新增 10000兆瓦燃煤电站，市场预期2009、2010 年该国的出口增长潜力不大。但近期PLN公司宣布由于资金的缺乏，31 个电厂将延期建设，这使亚太煤炭市场供给面相对预期变得宽松，预计2009、2010 年印尼煤炭年出口仍将保持1500 万吨左右的增量。

　　2.4.2. 澳大利亚

　　受6 月份澳大利亚昆士兰州(焦煤主产地)暴雨的影响，2008 年上半年焦煤出口增长率下降1.66%，动力煤出口增长4.7%。根据在建项目规划，2009、2010 年、澳大利亚新增焦煤产能1200 万吨左右，主要来自昆士兰州，新增动力煤1000 万吨，主要来自纽卡斯尔，总体可供出口能力提升10%以上，而昆士兰港口、配套铁路的改扩建在09 年完成，纽卡斯尔港口和配套铁路则在2010 年完成。因此，我们判断2009 年澳大利亚炼焦煤的供应能力将出现较大改善。

　　2.4.3. 南非

　　南非主要出口地区在欧洲，在海运费低廉的情况下也会供应亚太市场。2008 年由于国内电力短缺及港口吞吐量的限制，1-10 月份南非煤炭出口量增长率为-8.37%。2009 年中，南非主要的煤炭出口码头Richard Bay V 期扩建项目将投产，吞吐量提高1900 万吨至9100 吨，提升幅度为20.88%，如果国内动力煤需求缓解的话，南非2009 年下半年出口能力将有大幅提高。

　　2.4.4. 主要结论

　　总体来看，2009 年全球煤炭海上贸易市场较2008 年呈现宽松状态。从中国的进口煤炭中，印尼和越南占比近70%，总进口量不足国内产量的2%，总体上影响不大。我们对国际煤市的关注主要是担心对国内两个方面的影响：首先是国际煤价对国内的下行压力。明年主要出口国出口量增幅预计在7%左右，而亚太地区日本、韩国等外向型经济增速下滑，欧洲煤炭进口国同样面临需求下滑局面，海上贸易供需格局转变引起国际价格的大幅下滑，国际煤价仍有下跌空间，较大价差形成对国内煤价的向下压力;其次是进口量可能加大带来的直接冲击。在国内供需平衡甚至供大于求的市场中，国内外差价导致出口减少进口增加，进口的较小边际变量也会对国内市场形成较大的影响。

　　2.5. 两种情形下煤炭实际产量增速会低于潜在增速

　　两大变量可能使供给的增速低于我们预期的潜在增速：

　　其一，在供过于求、价格不能弥补现金成本的市场格局下，煤炭企业可能出现被动减产、以销定产的局面，使实际产量低于潜在产能。在目前的行业集中度下，大型企业即使可以联合限产，这种壮士断腕式的限产未必能保价，可能会造成价缩量减的局面，反而给成本较低的小煤矿更大的生存空间。目前来看，2009 被动减产、限产情况发生的可能性很大;

　　其二，小煤矿是唯一可能成为供给减量的因素，如果政府像1998 年那样采取更为严厉和严格的关闭措施的话，供给的增量有可能低于预期，目前政策的重点在于调控利润在产业链上下游的分配上(如增值税改革)，从短期来看还不太可能出台更加严厉的小矿关闭计划。

　　3. 2009 年煤炭需求情景分析

　　3.1. 总量法测算下GDP 增速9%是临界点

　　之前我们采用GDP 和煤炭消费弹性系数的方法来预测煤炭销量增长，这一方法的最大问题是弹性系数年度波动较大，我们以美国煤炭弹性系数为例观察，发现在较长区间内，弹性系数在一定区间内波动，但年度之间的差异值很大，因此这一指标在预测中长期的消费趋势比较有效，但是用作短期预测可能存在较大误差。

　　因此，我们需要寻找新的指标，单位GDP 能耗可以克服弹性系数的缺点，从美国和日本万美元GDP 增长与能源消耗可以看出，单位GDP 能耗的年度数据呈现稳定下降趋势，波动幅度很小，且随着GDP 增长到一定的阶段，呈现稳定状态，表明节能空间减小、难度加大。

　　我国万元GDP 的煤耗也呈现逐年下降趋势，但仍相当于美国80 年代和日本70年代的水平，未来仍有较大的节能空间。1993 年以来煤炭消耗最低的年度出现在2002 年，煤炭消耗弹性系数为0.73，以此为基值测算，09 年GDP 增速在9%以上，煤炭供需平衡，以下则过剩。

　　3.2. 分行业驱动因子分析

　　近年电力、钢铁是煤炭增量的主要消耗行业，我们主要就这两大行业的需求做了情景分析。

　　3.2.1. 动力煤供需均衡的火电量增速临界点为10%

　　1-10 月火电发电量为24547.50 亿千瓦时，电力行业分析师判断全年发电量为28289 亿千瓦时，在此基数上，我们对2009 年电力耗煤做了情景假设。结合对供给的分析，假设动力煤消费结构不变的话，09 年发电用动力煤供给量在15 亿吨左右，09 年火电发电量需增长10%才可以消化掉上述增量。

　　3.2.2. 焦煤供需平衡的临界点为钢材产量增速5%

　　在假设铁钢比、成材率不变的情况下，我们根据钢铁行业分析师预测2008 年粗钢产量4.97 亿吨，钢材产量5.7 亿吨的基数假设上计算，2009 年钢材产量增速在5%以上可以消化掉新增的焦煤产量。

　　4. 对2009 年煤炭行业运行的展望

　　4.1. 2009 年是煤炭行业景气周期下行阶段

　　跨越供需的角度来看，煤炭板块盈利变动反映了经济与行业周期运行的必然性，而周期形成的根本原因是供给与需求增长节奏的不匹配。根据我们对煤炭行业周期与宏观经济周期的历史走势分析，煤炭行业周期滞后于宏观经济周期1 年左右的时间，2009 是行业景气周期快速下行的阶段。

　　从具体的供需层面看，2009 年国内供给的内生增长速度为9%-10%之间，相对于需求可预见性略强，同时考虑到亚太地区煤炭供给能力的增长和需求减缓，结合对需求的情景分析，2009 年国内煤炭过剩的可能性很大。

　　4.2. 中性假设下，2009 年煤炭价格将回落至2007 年中的水平

　　根据我们对需求的情景假设，对应不同的供需格局和价格区间。按照中性的假设，即GDP 增速7.5%，火电发电量增速5%，钢材产量增速为0 的假设下，动力煤和焦煤都有不同程度的过剩，动力煤价格将在目前基础上回落35%以上，焦煤仍有25%左右的回落幅度，这与2007 年的价格水平相当。

　　4.3. 上半年煤价回落速度较快，下半年波动幅度减小

　　2009 上半年煤炭价格回落是我们担心的问题，但不是唯一的问题，产销量缩减是更为严重的问题。目前下游行业在需求回落和库存高企的两头夹击下不断减产，引起煤炭滞销和有价无市局面，煤炭价格在上半年可能会出现快速回落，销量也会缩减;后半年随着下游行业原料和产成品库存的消化，煤炭销量逐步恢复，价格低位波动，幅度将小于上半年。

　　4.4. 动力煤难以走出独立于焦煤的行情

　　各个煤种之间存在合理的比价，在焦煤相对于动力的溢价逐步被挤压消失甚至有折价后，贫煤、贫瘦煤、气煤、1/3 焦煤是动力煤供给的蓄水池，上述煤种成为涌入动力煤市场的新力量，成为威胁动力煤价格的、除了需求增速下滑、库存高企和国际煤价倒逼外的第四大因素。

　　另外，产业链的传导上，大部分动力煤通过电力转换后间接用于第二产业及其他，对需求的反应速度上，动力煤会滞后于焦煤。因此动力煤见顶的时间可能晚于焦煤，但难以走出独立行情。

　　此外，根据我们对供给结构的分析，煤炭增量主要是动力煤，特别是低发热量的动力煤，发热量在5500 大卡以上的动力煤以及主焦煤、焦肥煤仍然相对稀缺。

　　4.5. 合同价进一步与市场价接轨

　　2008 年由于市场变化幅度太快太大，煤炭合同价格调整的幅度和频率加大，焦煤合同价格调整基本同步于市场，特别是距离消费市场较近的华东地区。动力煤方面，包括中国神华在内动力煤企业的合同价年内都进行了向上调整，差别在于调整幅度。2009 年市场格局由卖方市场转为买方市场，在目前普遍对煤价下调预期较强烈的情况下，煤炭企业处于谈判的不利一方，下游客户有可能只签订定量不定价的供应合同，或预留年内随市价调整价格的合同条款，会造成事实上的合同价格与市场价格进一步接轨。

　　5. 煤炭行业与上市公司如何过冬?

　　5.1. 行业风险抵抗力增强

　　5.1.1. 行业秩序明显好转

　　经过两轮的小煤矿大规模关闭，煤炭行业相比1998-2001 年时的无序局面有明显好转，大型企业市场占有率明显提高，这有助于稳定市场。

　　5.1.2. 大型煤炭企业实力增强

　　与1998-2001 年煤炭行业的低谷时全行业亏损的状态相比，近年来大型煤炭公司在办社会、外部成本不完全等方面的历史欠账得以弥补，特别是经历2007-2008年煤炭市场火爆，行业整体现金充足、资产负债率较低，风险抵抗能力明显增强。

　　作为大型煤炭集团优质资产的代表，煤炭上市公司抗风险能力达到历史最好水平。

　　2008 年前3 季度煤炭上市公司平均资产负债率为49.84%，高于60%仅有三家：恒源煤电、国阳新能和潞安环能;每股经营现金流量/EPS 平均为1.8 倍，仅有金牛能源和西山煤电略低于1 倍，分别为0.966 倍和0.999 倍。

　　5.2. 上市公司抗压力测试

　　5.2.1. 价格敏感性分析

　　我们以2008 年中期各公司的销售均价和产量来测试对价格的敏感性。在假设吨煤价格下调10%的情况下，影响较大的为郑州煤电、平煤天安、国阳新能、潞安环能和恒源煤电，影响幅度最小的5 家依次为开滦股份、兰花科创、中国神华、兖州煤业、盘江股份;从结果可以看出，吨煤售价高、产量较大、股本较小的公司受冲击较大。

　　按照吨煤净价下调100 元的情况下，影响程度最大的为露天煤业、郑州煤电、国阳新能、平煤天安和中煤能源，影响最小的为开滦股份、兰花科创、兖州煤业、盘江股份和西山煤电。在采用绝对幅度的假设下，吨煤售价低、产量大和股本小的公司受影响最大。这种方法对冶金煤比重较大的公司更有意义。

　　煤炭产量小、股本小、非煤产业比重较大的兰花科创和开滦股份在两种方法下测算都是对煤价最不敏感的，但公司其他业务，如化肥和焦炭业务可能拖累公司业绩。剔除上述2 家公司的影响，动力煤中，中国神华的价格敏感度最低，焦煤类企业中兖州煤业、盘江股份、西山煤电对价格变化相对不敏感，但盘江整体上市后业绩对煤价的弹性有所提高。

　　5.2.2. 成本的下调空间不大，资源税仍是未落地的靴子

　　从08 年上半年来看，煤炭上市公司平均吨煤成本上升47 元，吨煤完全成本上升60 元，成本增加的部分主要来自地方性的政策性成本(如出省基金、价格调节基金等)、部分公司安全费用计提标准提高以及人工和材料成本的上升，2009 年企业可控的因素除材料成本略有降低外，其他成本难以出现大幅下降;地方政府如果对各环节基金能够减免的话，成本也会略有下调，但目前仍有不确定性;收购母公司原料煤入洗比重较大的公司，如西山煤电、国阳新能、盘江股份，随着原煤收购成本的下调，成本会略有回落。整体来看，成本压缩空间不大，相对于价格的调整幅度，吨煤毛利下降难以避免，2009 年上市公司平均回落到100 元以内可能性很大。

　　6. 投资策略

　　6.1. 目前估值反应怎样的预期?

　　在周期性行业景气下滑阶段，用PB 估值优于PE。98 年到目前，煤炭板块PB 值最低的年份为2005 年，平均PB 值为1.65 倍，根据我们对重点公司在不同情景下的盈利计算，09 年乐观预期下(对应煤炭价格区间参见表10)的动态PB 值与历史低点相当，表明目前股价尚未完全反映我们的中性和悲观预期。此外，尽管我们努力设想最差的情况，但囿于视野和角度，实际情况还是有超过我们悲观预期的可能。

　　6.2. 前半年重防御，后半年思进取

　　2009 年上半年煤炭公司业绩将下滑，根据我们的测算，上市公司简单平均的下滑幅度在50%以上，目前股价仍未完全反映我们对行业的中性和悲观预期下的盈利情况，煤炭板块仍有继续跑输大盘的可能，我们建议采取防御性的策略，低配煤炭股;下半年视宏观能否确认和走出底部来考虑是否增仓煤炭股。

　　煤炭行业作为同质化较强的公司，共同受到行业下行周期的影响，其盈利和市场表现同样具有一荣俱荣，一损俱损的特点，投资机会是整体性的。在行业缺乏投资机会的情况下，公司方面我们建议采取自下而上的投资策略，选择对行业周期下行风险敏感度较低、能够挺过行业低谷且有望借机获得发展机会的公司作为配置标的，维持对中国神华、西山煤电和盘江股份谨慎增持评级。

来源：国泰君安