1、能源結構及能源強度現狀

1.1、能源結構：以煤為主、多樣化發(fā)展，受自給率約束

一次能源是指自然界中以原有形式存在的、未經加工轉換的能量資源（與由一次能源加工轉換而成的二次能源相對應），可分為化石能源和低碳能源兩大類，具體包括石油、天然氣、煤炭、核電、水電、可再生能源（光伏、風電、生物質能等）。

橫向對比 2018 年中國、美國、日本、歐盟和全球平均的一次能源結構，可見：

（1）從化石能源的合計份額來看，中國與全球平均水平相當（為 85%），美國略低（為 84%），日本較高（為 88%），歐盟較低（僅為 75%）。

（2）化石能源具體包括石油、天然氣、煤炭，由于我國的資源稟賦一直是“富煤缺油少氣”，因此我國化石能源大幅偏重于煤炭，直到 2018 年煤炭在我國一次能源中的占比仍然高達 58%，而石油和天然氣僅分別占 20%和 7%。從全球平均水平來看，石油、天然氣、煤炭的占比更加均衡，分別為 34%、24%、27%；美國、歐盟的化石能源都更加依賴于石油和天然氣，而煤炭占比僅分別為 14%、13%。

（3）低碳能源包括核電、水電、可再生能源，中國的低碳能源以水電為主，水電份額（為 8%）高于美、日、歐的水平（分別為 3%、4%、5%）；但中國的核能份額僅為 2%，大幅低于美國、歐盟（分別為 8%、11%），日本在福島核事故后核電份額大幅下降，目前也僅為 2%；可再生能源方面，歐盟和日本的份額較高（分別為 9%、6%），美國為 5%，中國和全球平均水平一致（均為 4%）。

從 1965-2018 年一次能源結構的變化來看，我國在能源結構的多樣性方面已經取得一定改善，尤其是 2010 年以來化石能源的份額從 92%下降到 85%，其中煤炭份額更是從 70%下降到 58%。

政策方面，2017 年 1 月印發(fā)的《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》和 2017 年 4 月印發(fā)的《能源生產和消費革命戰(zhàn)略（2016-2030）》中，對能源消費總量、能源結構、單位能耗、能源自給率等方面均提出了發(fā)展目標，其中要求到 2020 年煤炭消費占比降至 58%以下、非化石能源占比達到 15%，這一目標已經提前完成。

從全球一次能源結構歷史變化來看，能源結構也呈現出多樣化的趨勢，其中低碳能源的份額逐漸上升（尤其是風電、光伏等可再生能源份額上升），而化石能源當中的天然氣份額也呈現上升趨勢。

主要國家和地區(qū)當中，美國自頁巖油（氣）革命后，成為石油輸出國家之一，能源消費結構中的油氣份額也繼續(xù)增加，煤炭份額近年來快速下降。日本則由于福島核事故導致能源結構發(fā)生重大改變，核能份額大幅下降，而化石能源份額逆向增加，煤炭份額也因此出現回升。歐盟的能源結構多樣化程度則更加領先，非化石能源份額已經達到四分之一。

從美國、日本、歐盟等國家地區(qū)能源結構的歷史變化可以看出，能源結構呈現多樣化的趨勢，同時資源稟賦因技術進步可能出現變化、核事故等特殊事件的發(fā)生，也會造成能源結構發(fā)展的不確定性。

值得關注的是，我國在《能源生產和消費革命戰(zhàn)略（2016-2030）》等政策中也提出了能源自給率的目標，要求到 2020 年能源自給率保持在 80%以上。我國的能源自給率自 2000 年下降至 100%以下并繼續(xù)快速下降，到 2016 年已經下降到 79.8%，因此能源自給率成為能源結構變化的重要約束條件?？紤]到近年來國際形勢的復雜性增加，能源安全的重要性也隨之上升。若煤炭在化石能源中的比例快速下降將導致能源自給率的進一步下降，進而影響到能源安全。因此，我們認為煤炭份額的下降速度可能放緩，需要依賴于核能、光伏、風電等非化石能源份額的逐步提升。

1.2、能源強度：持續(xù)下降但仍然偏高

隨著經濟快速增長，我國一次能源消費總量也持續(xù)增加，對比一次能源消費總量增速和 GDP 增速可見，大多數年份的能源消費增速低于 GDP 增速，因此我國單位 GDP 能耗（能源強度）呈下降趨勢。

根據國家統(tǒng)計局口徑的數據，我國單位 GDP 能耗自 2015 年的 0.662 噸標煤/萬元下降至 2018 年的 0.570 噸標煤/萬元，降幅已達到 13.85%。政策目標是到 2020 年，單位 GDP 能耗較 2015 年下降 15%，而前三年我國單位能耗下降目標的完成進度已經超過 90%。

我國能源強度的下降主要由兩方面的因素驅動：

（1）經濟結構轉變，主要體現為二產占比下降、三產占比提高。國際能源署的《世界能源展望中國特別報告》中提到，中國服務行業(yè)每個增量的單位能耗比工業(yè)低13 倍。對比 2000 年和 2017 年的 GDP 構成和能源消費總量構成可見，2000-2017年三產占比自 39.8%提高到 51.9%，增加了 12.1pct；同時，三產耗能占比由 14.2%增加至 17.6%，僅僅增加了 3.4pct。

（2）能效管理改善，尤其是高能耗行業(yè)的能耗下降。《世界能源展望中國特別報告》中提到，2000-2016 年中國服務業(yè)的能源強度下降了 27%，而工業(yè)則下降了31%。根據發(fā)改委 2016 年 12 月印發(fā)的《“十三五”節(jié)能減排綜合工作方案》，到2020 年我國單位工業(yè)增加值能耗下降 18%，各主要工業(yè)行業(yè)的能耗都將會有不同程度的下降。

橫向對比各國 2017 年的能源強度，我國較世界平均水平仍有差距。若采用匯率法，我國能源強度是世界平均水平的 1.8 倍，分別是美國的 2.5 倍、歐盟的 3.3 倍、日本的 4.3 倍，差距很大。若采用購買力平價法，我國的能源強度也是世界平均和美國的 1.3 倍，是歐盟和日本的 1.7 倍。因此，我國的能源強度還有充分的下降空間，預計將在經濟結構繼續(xù)調整、能效管理繼續(xù)優(yōu)化的驅動下，長期持續(xù)下降。

從美國經驗來看，隨著三產占比的提升、主要產業(yè)能耗的下降，單位 GDP 能耗也呈現出長期下降的趨勢，且近年來的年均下降速度并未放緩。

而美國在煤炭消費量步入下行周期后，雖然其出口煤價隨國際煤價而波動，但國內電廠煤價基本保持穩(wěn)定。

1.3、終端用能結構：集中于工業(yè)，電力占比逐漸增加

以 2018 年美國能流圖為例，各類一次能源一部分直接進入終端部門消費，另一部分則用于發(fā)電，接著經由電力的形式進入終端部門消費（與此同時產生能量耗損）。我們在此所探討的終端用能結構（TFC），指的是終端部門（即工業(yè)、運輸、居民、商業(yè)等）間的能源消費結構，以及進入終端消費的能源種類構成（包括電力）。

對比各國終端用能的部門構成，中國的能源消費大幅集中于工業(yè)，雖然工業(yè)耗能呈現出下降的趨勢，但仍然高于世界平均水平，也大幅高于美國、日本、歐盟等地。

此外，在終端消費的能源種類中，一次能源直接消費的比例有所下降，而通過電力進入終端消費的能源占比則從 1990 年的 5.9%持續(xù)上升到 2017 年的 23.9%。因此，終端能源消費的種類構成趨勢一方面是電力替代一次能源直接消費，另一方面發(fā)電的燃料結構也在多元化。

2、中國能源展望（至 2040）

2.1、IEA 新政策情景的假設與能源展望結果

國際能源署在進行世界能源展望時，對各國的經濟增速、經濟結構等進行一系列假設，并給出了直至 2040 年三種情景下的能源展望結果，其中新政策情景為其核心預測情景（新政策情景同時考慮當前已執(zhí)行政策以及宣布推出的新政策），其主要經濟假設如下：

根據 IEA 新政策情景下的展望結果，我國一次能源需求總量在 2040 年之前持續(xù)增長，增速逐漸放緩；煤炭需求持續(xù)負增長，但降幅較小：2020-2025 年、2025-2030年、2030-2035 年、2035-2040 年期間的年均降幅僅分別為-0.2%、-0.4%、-0.8%、-1.1%。至 2040 年，我國煤炭需求總量仍然基本穩(wěn)定，煤炭在我國能源結構中的主要地位并不改變。

2.2、IEA 新政策情景下的電力展望

根據 IEA 新政策情景下的展望結果，到 2040 年我國終端能源消費的種類構成中，電能占比持續(xù)上升，成為最主要的來源，電力在能源消費中的主導地位加強，也因此用電需求好于用能需求。

在新政策情景和當前政策情景下，即便考慮發(fā)電結構的調整，煤電直到 2030 年之前都維持正增長，到 2030 年后才逐漸下滑，因此電煤需求略好于煤炭整體需求。由于我國目前的燃煤電廠普遍建成年限較短、效率較高，因此存量的燃煤電廠基本可鎖定 2030 年之前的電煤需求，但新增裝機中的可再生能源比例明顯增加。

IEA 同時也展望了各類發(fā)電技術的成本對比，認為：（1）太陽能發(fā)電在 2020 年左右比新建和現役燃氣發(fā)電都便宜，在 2030 年比新建燃煤發(fā)電和陸上風電便宜。到2040 年，太陽能發(fā)電成本也將低于在運燃煤電廠的成本，成為中國最便宜的發(fā)電方式。（2）陸上風電現在已經比燃氣發(fā)電廠有成本優(yōu)勢；到 2035 年其平均成本將低于新建燃煤電廠的成本；到 2040 年將接近在運燃煤電廠的成本。值得注意的是，這一展望考慮了二氧化碳成本的逐漸上升，若二氧化碳的成本低于情景假設值，則新能源發(fā)電形成成本優(yōu)勢的時間或將延后。

2.3、其他情景下的能源展望對比

IEA 對未來我國的能源發(fā)展路徑同時給出了三種情景，不同情景下假設的經濟增速、人口增速等宏觀變量是一致的，區(qū)別在于：（1）當前政策情景：只考慮當前已執(zhí)行的政策，并作為新政策影響的評估基準；（2）新政策情景（即核心預測情景）：同時考慮當前已執(zhí)行政策以及宣布推出的新政策；（3）可持續(xù)發(fā)展情景：達到聯(lián)合國《2030 年可持續(xù)發(fā)展議程》中與能源相關目標措施下的情景。

與 IEA 相似的是，BP 也提供了四種情景下的中國能源展望，包括漸進轉型情景、更多能源情景、逆全球化情景、快速轉型情景，其中核心預測情景是漸進轉型情景。

對比 BP 的漸進轉型情景與 IEA 的新政策情景可見，IEA 對于能源轉型的進度預期要弱于 BP。對于未來煤炭需求增速，IEA 預計 2016-2040 年 CAGR 為-0.57%，而 BP 預計 2017-2040 年 CAGR 為-1.3%；對應 2040 年能源結構中的煤炭占比，IEA的預測為 45%，而 BP 預測僅為 35%。

事實上，截至目前，我國一次能源消費增速和煤炭消費增速都是高于 IEA 和 BP核心預測情景的。2018 年，我國一次能源消費量增速高達 4.3%，較 2007-2017 年的復合年均增速（為 3.9%）繼續(xù)上升；2018 年的能源強度僅僅下降了 2.2%，低于 2007-2017 年的年均降幅（4%）。對于煤炭而言，2018 年的煤炭消費增長 0.9%（BP 口徑），繼續(xù)正增長。同時，IEA 的報告中也指出目前水泥和粗鋼產量的下降較預測出現延遲。

3、2019 年煤炭行業(yè)回顧：長協(xié)價基本穩(wěn)定，競爭格局優(yōu)化

3.1、國內產量：全國產量同比上升，核心產區(qū)增速較快

2019 年 1-9 月，全國原煤產量同比增長 4.5%至 27.36 億噸，繼續(xù)保持較快的增速。其中，內蒙、山西、新疆的原煤產量在 1-9 月分別同比增長 10.4%、8.3%、16.7%，大幅高于全國平均增速。陜西省的原煤產量受到 2019 年初神木礦難的影響，1-5月產量累計同比下滑 13.2%，6 月以來逐漸恢復增長，因此 1-9 月累計同比增速為-1.7%。

自供給側改革以來，全國原煤產量從 2017 年起恢復小幅增長，同時隨著先進產能置換、落后產能退出，核心產區(qū)晉陜蒙新四省產量保持著高于全國平均水平的增速，2019 年 1-9 月的四省產量份額也上升至 76.46%，較 2016 年大幅上升 7.36pct.

3.2、進口煤：由于內外煤高價差，煤炭進口量大增

年初以來，國際煤價明顯下跌，而國內煤價跌幅較小，導致內外煤價差（以廣州港到岸價計）飆升，3 月以來大多數時間該價差保持在 100 元/噸以上。對比2017-2018 年，內外煤價差的平均值約為 60 元/噸，因此今年進口煤較國內煤在東南沿海地區(qū)的價格優(yōu)勢非常明顯，導致 2019 年以來的煤炭進口量大增。

2019 年 1-9 月，我國煤炭累計進口量 2.5 億噸，累計同比增加 9.5%。雖然政策面有進口煤平控的導向（2018 年全年煤炭進口量為 2.8 億噸），但在目前的內外煤價差水平下，預計 2019 年全年進口煤量大概率仍將超過 3 億噸。進口煤供給的增長將驅動內外煤價差收窄，對國內煤價形成壓力。

3.3、下游：電力耗煤負增長拖累煤炭消費量增速

煤炭行業(yè)的四大下游為電力、鋼鐵、化工、建材，各行業(yè)耗煤量占比自 2016 年至2019M1-9 略有變化：（1）電力行業(yè)占比自 50%提高至 54%；（2）鋼鐵行業(yè)占比自 17%提高至 18%；（3）化工行業(yè)占比保持 7%；（4）建材行業(yè)占比自 14%下降至 12%；（5）其他行業(yè)耗煤量從 12%持續(xù)下降至 9%。

從煤炭需求的中長期趨勢來看，由于電力在能源消費占比的提升，電煤需求大概率將好于煤炭整體需求。但由于 2019 年受到水電的沖擊，火電發(fā)電量增速大幅回落，電煤需求大幅下滑（從 2018 年的 6.6%下滑至 2019M1-9 的-0.2%），帶動煤炭整體需求回落（從 2018 年的 3.4%下滑至 2019M1-9 的 0.7%）。我們認為，2019年電煤需求負增長屬于偶然現象，2020 年的火電耗煤需求將好轉，帶動煤炭消費增速回升至 1-2%左右。

3.4、庫存：總量上升，結構向港口和電廠轉移

供給側改革以來，煤炭庫存發(fā)生了結構性變化：截至 2019 年 9 月，全國煤企庫存5750 萬噸，仍處于低位；主流港口庫存 9 月均值 6523 萬噸，明顯上升；全國重點電廠庫存 9 月末為 8598 萬噸，明顯上升。煤炭庫存呈現出由產地向中轉地和終端轉移的趨勢。

從庫存總量來看，由于 2019 年以來國內產量同比繼續(xù)增長且核心產區(qū)增速較快，煤炭進口量大增，下游電力耗煤負增長拖累消費量增速，因此 2019 年煤炭庫存有所累積，各環(huán)節(jié)庫存總量上升，對煤價形成壓力。

3.5、煤價：長協(xié)價基本穩(wěn)定，現貨價回落至綠色區(qū)間

供給側改革以來煤價穩(wěn)定性得到提高，政策導向的綠色區(qū)間基本實現。2019年1-10月，年度長協(xié)煤價均值為 556.5 元/噸，同比略降 0.45%，全年在 551-562 元/噸的區(qū)間內窄幅波動。現貨煤價方面，2019 年 1-10 月秦港動力煤（Q5500）平倉價均值為 595.8 元/噸，同比-8.74%；截至 2019 年 10 月末，秦港動力煤平倉價跌至 557元/噸，回落至綠色區(qū)間內。

3.6、產量向優(yōu)勢資源地區(qū)和頭部煤企集中

供給側改革以來，我國煤炭產量持續(xù)向優(yōu)勢資源地區(qū)集中，隨著晉陜蒙運輸條件的改善、以及坑口電廠等建設帶來產地煤炭消費量增加，晉陜蒙地區(qū)在煤炭產銷方面的核心地位得到持續(xù)的強化。

此外，我們統(tǒng)計了近 10 年來煤炭行業(yè)前十大煤企產量占全國原煤產量的比例，2008 年至 2018 年，前十大煤企產量占比從 29%波動上升至 45%，煤炭行業(yè)呈現出向頭部企業(yè)集中的趨勢。

中長期看，在全國煤炭產銷量持平或微降的狀態(tài)下，優(yōu)勢地區(qū)和龍頭煤企憑借市場份額的擴張依然可以保持產銷量的穩(wěn)定或小幅增長。

4、未來 5 年煤炭有效產能增速測算

4.1、去產能：“十三五”去產能收尾，“30 萬噸以下”去產能開啟

“十三五”去產能步入尾聲：據 2019 年 6 月國家能源局在能源安全新戰(zhàn)略五周年行業(yè)座談會上的表述，我國累計退出煤炭落后產能 8.1 億噸，提前兩年完成“十三五”去產能目標任務。部分省份 2019 年繼續(xù)推進去產能（部分省已超額完成目標）。據不完全統(tǒng)計，已公布 2019 年去產能規(guī)模的 12 個省份的去產能規(guī)模合計5354 萬噸。

2019 年 8 月，發(fā)改委等六部委印發(fā)《30 萬噸/年以下煤礦分類處置工作方案》：通過三年時間，力爭到 2021 年底全國 30 萬噸/年以下煤礦數量減少至 800 處以內，華北、西北地區(qū) 30 萬噸/年以下煤礦基本退出，其他地區(qū) 30 萬噸/年以下煤礦數量原則上比 2018 年底減少 50%以上。（注：不含 30 萬噸）

我們根據 2018 年底的在產煤礦產能統(tǒng)計，全國 30 萬噸以下（不含 30 萬噸）的煤礦數量合計 1181 個，合計產能 13854 萬噸，主要分布于四川、貴州、黑龍江、云南、湖南等地。假設華北、西北全部退出，其他地區(qū)產能減半，則該項去產能需要退出的規(guī)模為 7105 萬噸。此外，我國仍有大量 30 萬噸的煤礦產能，這些小規(guī)模礦井未來也有退出置換的可能。

煤炭工業(yè)規(guī)劃設計研究院發(fā)布的《中國煤炭行業(yè)“十三五”煤控中期評估及后期展望》執(zhí)行報告中指出，預計 2019-2020 年，煤炭行業(yè)仍將有 1.8 億噸左右的去產能空間。我們綜合考慮 30 萬噸以下產能處置規(guī)模、部分省份 2019 年去產能的情況，預計全國 2019 年實際去產能約 1 億噸，2020 年去產能 8000 萬噸。

4.2、新增煤炭產能的流程

……

4.3、建設煤礦產能規(guī)模及釋放測算

截至 2018 年末，我國建設煤礦產能合計 10.56 億噸，平均單井產能僅為 91 萬噸，主要是由于其中 3.36 億噸的煤礦是資源整合礦（平均單井產能僅為 48 萬噸），此外，改擴建、技術改造煤礦的平均單井產能也較低。未來建設煤礦產能釋放主要是新建煤礦。

2018 年底，已經進入聯(lián)合試運轉的各省產能合計 37244 萬噸，由于聯(lián)合試運轉通常為 6-12 個月，因此這部分產能基本在 2019 年已經投產，假設 2019 當年貢獻產量 70%，對 2020 年貢獻增量 30%。

未進入聯(lián)合試運轉且不屬于 30 萬噸以下煤礦的產能，根據其類型，分別假設新建100%、改擴建和技術改造 50%、資源整合 20%的產能可以投產形成供給端的增量，據此計算各省合計 39377 萬噸。通常情況下，煤礦核準后的建設期為 2-4 年，預計在 2020-2023 年釋放產量。

此外，我們統(tǒng)計了發(fā)改委和能源局 2019 年以來至今核準的產能（即 120 萬噸及以上煤礦產能），發(fā)改委 2019 年以來共核準 14800 萬噸、能源局 2019 年以來共核準6000 萬噸，合計達到 20800 萬噸。這部分都是單井 120 萬噸及以上的新建煤礦，考慮其建設周期預計在 2021-2024 年釋放產量。同時，我們假設 2020 年核準規(guī)模下降至 10000 萬噸，存量未核準產能置換基本完成。

綜合建設煤礦投產帶來的有效產能增加，以及去產能導致的有效產能減少，我們預計未來 5 年煤炭有效產能的增速如下表所示，預計 2020-2024 年國內煤炭供給的增速分別為 2.4%、2.3%、3.8%、2.8%、0.4%。

5、投資策略

煤價方面，由于 2019 年行業(yè)已經開始出現累庫跡象，預計 2020 年煤炭產量增速仍將大于需求增速，因此煤價中樞繼續(xù)下移。同時我們注意到，煤價的支撐因素包括：（1）集中度提升帶來行業(yè)競爭格局的優(yōu)化，供給端可調控性大幅加強；（2）需求端 2020 年的電煤需求預計較 2019 年將好轉。因此，我們預計 2020 年長協(xié)煤價將回落至綠色區(qū)間基準價附近，而現貨價則回落至接近長協(xié)價。繼續(xù)推薦具有資源優(yōu)勢、高股息的龍頭煤企陜西煤業(yè)、中國神華。

重點推薦公司：

陜西煤業(yè)：資源稟賦優(yōu)越，噸煤成本低，噸煤凈利潤業(yè)內領先。小保當礦投產帶動煤炭產量增長，可貢獻業(yè)績增量。中長期受益于蒙華鐵路通車帶來的運輸區(qū)位改善?，F金流充裕，有望維持高分紅，股息率較高。預計 2019-2021 EPS 1.13、1.15、1.17 元，對應 2019 年 10 月 30 日股價估值分別為 7.5、7.4、7.3 倍，買入評級。

中國神華：煤電運一體化經營提高公司業(yè)績穩(wěn)定性，且煤炭銷售的長協(xié)占比高，綜合售價波動小。公司現金流充裕，具有持續(xù)高分紅的基礎，股息率高。預計2019-2021 EPS 2.25、2.28、2.32 元，對應 2019 年 10 月 30 日股價估值分別為 8.2、8.0、7.9 倍，審慎增持。

（報告來源：興業(yè)證券）