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ManBetX客户端【中泰煤炭】2019年煤炭行业投资策略

发布日期:2019-09-06 07:34
 

  原标题:【中泰煤炭】2019年煤炭行业投资策略报告:价格预期回落,主要看好业绩稳健标的

  2018年回顾:供需皆增加,库存中枢上升,价格继续上移。(1)煤炭产量有所释放,但整体仍在预期内;进口煤量(主要是动力煤)继续上升。(2)煤炭消费量延续正增长势头,主要体现在火电和化工方面。(3)供需缺口矛盾同比有所好转,全社会库存(主要是动力煤)水平有所回升。(4)煤炭价格中枢继续上移,动力煤呈现淡季不淡旺季不旺的特征,焦煤价格高位窄幅波动。

  2019年供给侧展望:预计国内产出新增约3%-4%,进口煤量有所回落。(1)由于行业前期固定资产投资不足,预计2019年国内产量新增1.2亿吨左右,相对2018年(约35.3亿吨)同比增加约3%-4%。(2)随着国内供需矛盾弱化以及政府对进口煤额度的管控,预计2019年进口煤量较2018年有所回落但仍在高位。

  2019年需求侧展望:需求端仍有韧性,但较2018年宽松,煤炭均价将回落。(1)电能替代以及环保政策调整,预计工业用电需求仍有增长;第三产业和居民用电占比提升,且有望维持较高增速。整体电力需求继续看涨,叠加火电主要竞争对手水电装机增速在“十三五”期间下滑,我们预计2019年火电产量增速为4%左右。ManBetX客户端,(2)2019年地产投资有望继续保持正增长,基础设施建设加大投资规模,叠加环保政策得到一定的放松,预计生铁和水泥产量皆持平或略增正增长。(3)2019年煤炭行业供需格局有望进一步宽松,全社会库存水平继续小幅增加,价格中枢有所回落,预计动力煤价格中枢在600元/吨左右,焦煤虽受供给抑制但均价预计同比也略有下降。

  2019年投资机会判断:看好长协占比高或产量有增长的标的。我们预计2019年,经济稳增长依然是财政政策与货币政策的出发点,相比2018年预计全社会融资水平会有所好转,加大基建投资的方向比较明确,政策调控有利于提升股票市场的估值水平。由于行业价格中枢的下滑,我们预计只有长协煤占比多或者有量增长的公司,业绩表现才会比较稳健,股票的阶段性机也会更大些。

  核心推荐:主要推荐低估值及长期盈利稳健高股息的可穿越周期的龙头公司陕西煤业、中国神华等,高弹性标的建议关注:兖州煤业,同时焦煤股建议关注:淮北矿业、潞安环能等,焦化股建议关注:开滦股份、山西焦化等。

  风险提示:(1)经济增速不及预期风险;(2)新能源持续替代风险;(3)进口煤政策的不确定性。

  2018年回顾:供需皆增加,库存中枢上升,价格继续上移。(1)煤炭产量有所释放,但整体仍在预期内;进口煤量(主要是动力煤)继续上升。(2)煤炭消费量延续正增长势头,主要体现在火电和化工方面。(3)供需缺口矛盾同比有所好转,全社会库存(主要是动力煤)水平有所回升。(4)煤炭价格中枢继续上移,动力煤呈现淡季不淡旺季不旺的特征,焦煤价格高位窄幅波动。

  2019年供给侧展望:预计国内产出新增约3%-4%,进口煤量有所回落。(1)由于行业前期固定资产投资不足,预计2019年国内产量新增1.2亿吨左右,相对2018年(约35.3亿吨)同比增加约3%-4%。(2)随着国内供需矛盾弱化以及政府对进口煤额度的管控,预计2019年进口煤量较2018年有所回落但仍在高位。

  2019年需求侧展望:需求端仍有韧性,但较2018年宽松,煤炭均价将回落。(1)电能替代以及环保政策调整,预计工业用电需求仍有增长;第三产业和居民用电占比提升,且有望维持较高增速。整体电力需求继续看涨,叠加火电主要竞争对手水电装机增速在“十三五”期间下滑,我们预计2019年火电产量增速为4%左右。(2)2019年地产投资有望继续保持正增长,基础设施建设加大投资规模,叠加环保政策得到一定的放松,预计生铁和水泥产量皆持平或略增正增长。(3)2019年煤炭行业供需格局有望进一步宽松,全社会库存水平继续小幅增加,价格中枢有所回落,预计动力煤价格中枢在600元/吨左右,焦煤虽受供给抑制但均价预计同比也略有下降。

  2019年投资机会判断:看好长协占比高或产量有增长的标的。我们预计2019年,经济稳增长依然是财政政策与货币政策的出发点,相比2018年预计全社会融资水平会有所好转,加大基建投资的方向比较明确,政策调控有利于提升股票市场的估值水平。由于行业价格中枢的下滑,我们预计只有长协煤占比多或者有量增长的公司,业绩表现才会比较稳健,股票的阶段性机也会更大些。

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  风险提示:(1)经济增速不及预期风险;(2)新能源持续替代风险;(3)进口煤政策的不确定性。

  煤炭产量有所释放,但整体仍在预期内;进口煤量(主要是动力煤)继续上升。

  煤炭价格中枢继续上移,动力煤呈现淡季不淡旺季不旺的特征,焦煤价格高位窄幅波动。

  由于行业前期固定资产投资不足,预计2019年国内新增产量仍然可控,我们预计约为1.2亿吨,相对2018年(约35.3亿吨)同比增加约3%-4%。

  随着供需矛盾弱化,以及政府对进口煤额度的管控,预计2019年进口煤量较2018年有所回落但仍在高位。

  由于电能替代以及环保政策调整,预计工业用电需求仍有增长;第三产业和居民用电占比提升,且有望维持较高增速。整体电力需求继续看涨,叠加火电主要竞争对手水电在“十三五”期间装机增速下滑,我们预计2019年火电产量增速为4%左右。

  2019年地产投资有望继续保持正增长,基础设施建设加大投资规模,钢材、建材等需求依旧可以保持一定韧性,叠加环保政策得到一定的放松,预计生铁和水泥产量皆持平或略增正增长。

  2019年煤炭行业供需格局有望进一步宽松,全社会库存水平继续小幅增加,价格中枢有所回落,预计动力煤价格中枢在600元/吨左右,焦煤虽受供给抑制但均价预计同比也略有下降。

  我们预计2019年,经济稳增长依然是财政政策与货币政策的出发点,相比2018年预计全社会融资水平会有所好转,加大基建投资的方向比较明确,政策调控有利于提升股票市场的估值水平。

  由于行业价格中枢的下滑,我们预计只有长协煤占比多或者有量增长的公司,业绩表现才会比较稳健,股票的阶段性机也会更大些。

  主要推荐低估值及长期盈利稳健高股息的可穿越周期的龙头公司陕西煤业、中国神华等,高弹性标的建议关注:兖州煤业,同时焦煤股建议关注:淮北矿业、潞安环能等,焦化股建议关注:开滦股份、山西焦化等。

  2018年继续淘汰落后产能。继2016、2017年之后,2018年继续淘汰落后产能,根据发改委统计,前7个月,全国共退出煤炭产能8000万吨左右,占全年目标1.5亿吨的53%。继2016、2017年淘汰落后产能2.9、2.5亿吨之后,2018年有望完成1.5亿吨的任务,三年内基本实现“十三五”去产能规划的大部头落地,预计2019年后重点推进兼并重组、转型升级和优化布局。

  煤炭产量有所释放,但整体仍在预期内。随着政策鼓励以及部分新建矿井投产,2018年国内原煤产量有所释放,前11个月煤炭总产量32.1亿吨,累计同比增加5.4%,月均产量约2.92亿吨,其中9、10、11月份分别达到3.0亿吨以上,其余月份均小于3亿吨,预计全年产量35.3亿吨左右。

  进口煤量(主要是动力煤)继续上升。前11个月,煤炭总进口量2.71亿吨,同比增长9.3%,预计全年煤炭进口总量2.9亿吨上下。其中,褐煤累计进口0.92亿吨(+20.6%),动力煤累计进口0.74亿吨(+7.8%),炼焦煤0.62亿吨(-2.3%),无烟煤0.09亿吨(-32.2%)。

  煤炭消费量延续正增长势头。2018年,国内工业企业产出增速高位企稳,叠加第三产业和居民用电需求继续高增长,全社会用电量水平再上新台阶,火电行业耗煤需求继续增长明显;受环保限产影响,生铁及水泥行业耗煤量同比基本持平;化工耗煤量稳中有升;其他用煤(散煤等)继续被替代,耗煤量继续下滑。根据中煤协统计,2018年1-9月煤炭消费总量28.75亿吨,同比增加3.0%,延续了2017年的增长势头,其中,电力耗煤15.5亿吨,同比增加7.6%,钢铁耗煤4.64亿吨,同比增加0.8%,建材耗煤3.67亿吨,同比增加0.3%,化工耗煤2.12亿吨,同比增加5.1%,其他行业耗煤2.82亿吨,同比下降15.1%。

  动力煤供需缺口矛盾有所改善。2018年,煤炭供需缺口矛盾依然存在,动力煤前10个月平均月度缺口1180万吨,占动力煤月均需求总量2.63亿吨的4.5%,相比2017年同期平均缺口1205万吨,略有好转。由于焦煤供给端约束更强,前10个月炼焦精煤总产量3.58亿吨,同比下降3.2%,其同样存在缺口问题,且未见好转,前10个月平均月度缺口92万吨,占炼焦煤月均需求总量4229万吨的2.2%,而2017年同期平均缺口为74万吨。

  全社会库存水平有所回升。供需缺口的好转,使得全社会库存水平有所增加。2018年11月底,全国国有重点煤矿库存合计1876万吨,同比下降300万吨,除了西北地区库存增加,其余地区的产地煤矿库存都有所下滑。截至2018年12月底底,秦皇岛、曹妃甸、黄骅港、国投京唐港四个北方重点港口合计库存1510万吨,同比增加240万吨。截至11月底,重点电厂煤炭库存9402万吨,同比增加1610万吨,可用天数24天,同比增加3天。截至12月底,6大发电集团煤炭库存1515万吨,同比增加491万吨,可用天数19.0天,同比增加5.6天。

  2018年焦煤下游环保限产,需求几乎无增量,焦煤企业也主动限制产出,虽然焦煤库存水平仍然处于偏低状态,但同比也有所回升。截至2018年12月底,京唐港炼焦煤库存量139.1万吨,同比上升40.1万吨。截至12月底,大中型钢厂炼焦煤平均库存可用天数15.3天,同比上升0.8天。

  煤炭价格中枢继续上移,动力煤呈现淡季不淡旺季不旺的特征。动力煤(秦皇岛Q5500动力末煤) 2018年均价预计647元/吨,相比2017年638元/吨,中枢连续第三年上移,但增幅收窄。由于进口政策调控、水电替代以及贸易商预期情绪波动等因素,今年动力煤价整体呈现淡季不淡、旺季不旺的态势。资源相对稀缺的焦煤,价格震动幅度较小,吕梁主焦煤市场价全年平均为1615元/吨,2017年为1399元/吨,均价再提升15%左右。

  煤炭产业链上的大宗商品涨幅有异。煤炭产业链上的大宗商品现货,2018年皆有上涨,其中建材领域领涨,反映了其比较好的供需格局,其次钢铁、化工产业链,水泥(PO42.5华东平均价)涨幅32%,焦炭涨幅15%,甲醇(华东中间市场价)涨幅11%。

  复盘2018年煤炭板块的表现,我们发现受到经济去杠杆和中美贸易纠纷等影响,板块以高开低走,以下跌为主,有四次阶段性机会:(1)1月中旬-2月初,下游电厂日耗超预期叠加雨雪天气铁路运输紧张,港口煤价连创新高,市场对全球及中国经济预期乐观,煤炭股收益明显;(2)2月中旬-2月底,跟随大盘暴跌(部分股票业绩暴雷、海外股市暴跌)之后有所反弹;(3)5月初-5月中旬,政府限制进口煤,煤价淡季不淡,加上央行降准,短期提振板块投资信心;(4)9月中旬-10月中上旬,煤价淡季不淡,陕西煤业拟不超过50亿元回购,以陕煤、神华为龙头的稳健高股息股票引领板块。

  陕煤、开滦等龙头领跑板块。截至2018年12月底,煤炭板块整体下跌29.4%,股价表现位居全行业中游位置,略次于地产、建筑、钢铁等周期性行业,跑输沪深300指数4.0个百分点,继2017年之后连续两年相对收益为负。个股方面,业绩稳健的动力煤龙头陕西煤业(-4%)、中国神华(-19%)和焦化行业的开滦股份(-6%)、安泰集团(-17%)、山西焦化(-18%)等相对领跑行业。动力煤龙头业绩稳健,估值低分红高,风险偏好下行背景下,股票获得超额收益。焦炭行业环保限产,供需格局进一步改善,主要股票获得超额收益。炼焦煤行业由于下游需求受到环保限产影响,整体表现较差,龙头股潞安环能、西山煤电等皆下跌40%左右。

  能源局公告:各类合法产能约44.67亿吨。根据2018年9月国家能源局发布的数据显示,截至2018年6月全国公告生产和建设煤矿产能共计44.67亿吨。其中安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿3816处,产能34.91亿吨/年;已核准(审批)、开工建设煤矿1138处(含生产煤矿同步改建、改造项目96处)、产能9.76亿吨/年,其中已建成、进入联合试运转的煤矿201处,产能3.35亿吨/年。

  在产产能方面:晋陕蒙三省占比超60%,新疆增量最大。2018年上半年晋陕蒙三省在生产煤矿产能合计21.83亿吨,其中山西、内蒙古、陕西分别为9.48亿吨、8.30亿吨、4.05亿吨,同期全国在产煤矿产能为34.91亿吨,“三西地区”在产产能占比为62.55%。增量方面,2018年上半年相对2017年底,新疆地区在产产能大幅增加8270万吨,占在产产能总增量(1.54亿吨)的53.4%,使得新疆在产产能排名由第12位升至第8位,产能增加主要原因是哈密市和昌吉回族自治州多个500万吨以上产能矿井投产(哈密1个1000万吨、2个600万吨;昌吉2个1000万吨、2个800万吨、1个700万吨)。晋陕蒙三省在产煤矿产能合计增加7459万吨,占在产产能总增量的48.2%,其中,山西省产能增量为4325万吨,陕西省为2354万吨,内蒙古自治区产能增量仅为780万吨。单井规模方面,2018年上半年在产煤矿单井规模为91万吨,相比2017年12月份的85万吨上升6万吨,说明在产煤矿产能得到进一步优化。

  在建产能:晋陕蒙占比达到72.53%,未来行业产能进一步西移。2018年上半年,山西省在建煤矿产能为28410万吨,占比28.30%;内蒙古自治区为26780万吨,占比26.67%;陕西省为17627万吨,占比为17.56%,晋陕蒙合计占比72.53%,中长期有望投产的煤矿产能将主要由“三西”地区贡献,行业产能有望进一步西移。新增产能方面,“三西”地区2018年上半年新增产能为5.27亿吨,占新增产能总量的71.25%。其中,山西省新增产能为14544万吨,占比19.65%;内蒙古自治区为22960万吨,占比31.02%;陕西省为15223万吨,占比为20.57%。

  联合试运转产能方面,内蒙、陕西占比接近70%。截至2018年6月,内蒙地区进入联合试运转产能为14130万吨,占比为41.84%;陕西省进入联合试运转产能为9360万吨,占比27.71%;两省合计占比69.55%,短期有望投产的煤炭产能将主要由蒙陕贡献。此外,山西省(5345万吨)以及宁夏(3400万吨)也有一部分进入联合试运转产能。

  在产产能结构方面,在产产能较多集中在100-500万吨,合计产能规模14.81亿吨,占总产能比重为42.42%,其次分别为500万吨及以上(占比31.6%),30-100万吨(占比21.25%),30万吨以下(占比4.73%)。100万吨及以上的矿井产能合计25.84亿吨,占比达74.02%,相比2017年末增长0.85pct,说明2018年上半年我国在产煤矿产能结构得到进一步优化。

  从在产矿井的数量来说,30万吨以下的小煤矿多达1629处,占煤矿总数的42.69%,其次为30-100万吨(占比34.36%),100-500万吨(占比20.05%),500万吨及以上(2.91%)。100万吨以下规模的矿井合计2940处,占比仍高达77.04%,虽然相比2017年末下降1.53pct,但在产矿井数量上面小而分散的特点仍然比较明显。

  在建矿井方面,500万吨及以上矿井产能占比最高,合计3.58亿吨,占比35.66%,其次为30-100万吨(占比33.37%),100-500万吨(占比26.29%),30万吨以下(占比4.68%)。

  从数量上来说,30-100万吨规模是在建矿井的主力,合计达609处,占比高达53.1%,其次为30万吨以下(占比28.42%),100-500万吨(占比14.56%),500万吨以上(占比3.92%)。

  晋陕蒙产量占比进一步提升。1-11月份,产量排名前三的晋陕蒙三个地区原煤产量总和为22.2亿吨,占全国产量的69.1%,比去年同期提高约2.6个百分点,原煤主产区产量占比进一步提高。其中前11个月内蒙古、陕西原煤产量释放速度较快,内蒙古自治区1-11月份原煤产量8.4亿吨,同比增长11.1%,11月份产量为8753万吨,同比增长10.9%;陕西省1-11月份原煤产量5.7亿吨,同比增长14.1%,11月份产量为5619万吨,同比增长7.4%。相比之下,山西省1-11月份原煤产量为8.1亿吨,同比增长3.3%,增幅不算高,11月份原煤产量为7663万吨,同比增长5.8%。

  一、已经进入联合试运转的在建煤矿。根据国家能源局的公告,截止2018年6月国内合法合规在建产能9.76亿吨,其中已建成、进入联合试运转的煤矿产能达3.35亿吨。所谓联合试运转,是指煤矿竣工验收前,要进行磨合试生产,一般时间为3-6个月。根据我们的统计,已经进入联合试运转阶段的公告煤矿主要集中在晋陕蒙宁四个地区,合计产能3.22亿吨,占比高达约95.4%。新建煤矿、资源整合煤矿、技术改造煤矿和改扩建煤矿建设规模分别为2.21亿吨、0.76亿吨、0.22亿吨和0.19亿吨。

  (1)新建煤矿。新建煤矿产能合计2.21亿吨,主要集中在蒙陕宁三个地区,三省合计2.14亿吨,占总规模约97%。根据我们对这类新建矿井的统计,不少已经生产较为成熟(前期可能在证照不齐全时候已经投产),比如察哈素(1000万吨)、小纪汗(1000万吨)、扎尼河露天矿(600万吨)等,基本达到核定产能,即使试运转结束,产量增加空间也有限。这也可以从陕、蒙等省份的产量数据看出端倪,2017年陕西、内蒙古煤炭产量分别超过核定在产产能1.88亿吨、0.56亿吨,合计2.44亿吨,我们认为这与上述联合试运转煤矿已经投产有关(部分可能与未公告的违法违规矿井生产或者超能力生产有关)。当然,仍有相当一部分的矿井(比如红庆梁煤矿、李村煤矿)2018年开始试生产或正式投产,2019年预计随着产能利用率的提升贡献新增产量。

  (2)技术改造煤矿以及改扩建煤矿。技术改造煤矿和改扩建煤矿是在原有产能的基础上提高生产效率或生产能力,二者合计新增产能规模(0.23亿吨)相比建设规模(0.41亿吨)要小,由于规模偏小,预计这两类煤矿贡献新增产量较少。

  (3)资源整合煤矿。煤矿的资源整合是历史遗留问题,主要集中在山西和陕西两个省份,整体建设规模约为0.76亿吨,由于其生产条件复杂、安全系数较低、股权结构复杂、融资难度大,我们预计该类型矿井投产难度大,产量贡献较为有限。

  整体而言,公告的进入联合试运转状态的在建矿井2019年预计可以贡献一定的新增产量,但由于陕蒙地区不少新建矿井前期已经投入生产,结合投产进度等,我们预计2019年新增产量约7000-8000万吨。

  二、未进入联合试运转状态的在建煤矿。根据煤炭行业十三五规划:“降低鲁西、冀中、河南、两淮大型煤炭基地生产规模,控制蒙东(东北)、晋北、晋中、晋东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模,有序推进陕北、神东、黄陇、新疆大型煤炭基地建设”,未来产能增量更多来自资源禀赋优异的西北地区。根据能源局公布的数据,晋陕蒙宁地区的在建矿井(未进入联合试运转)合计产能4.49亿吨,占总规模的67%,其中资源整合、新建、技改和改扩建煤矿产能分别为2.58、1.03、0.44、0.44亿吨,考虑新建煤矿需要三年左右时间以及联合试运转半年,我们预计该类矿井2019年贡献增量2000-3000万吨左右。

  三、未公告的违法违规矿井。根据中煤协的口径,截至2017年11月份全国煤矿总产能51-52亿吨/年,其中形成能力的有效产能39亿吨,各类在建煤矿12-13亿吨,考虑2018年前7个月淘汰产能8000万吨,则2018年6月底全国煤矿总产能大约在50.7亿吨,考虑合法产能44.7亿吨,则未取得合法合规手续的生产/在建煤矿产能合计约6亿吨,这些所谓的“违法违规产能”并不完全是真正意义上的非法,部分是由于一些历史遗留问题迟迟没拿到证照,照国家文件该类矿井是禁止生产的,但确实存在一定产量贡献,但数量估计不会很多。根据发改委的说法,要加快优质产能的释放,增加行业有效供给,可能会加快部分不合规矿井产能置换以及手续审批,使其合法化,已经初步生产或未来可能投产的该类矿井(比如兖州煤业的1500万吨营盘壕煤矿、陕西煤业500万吨袁大滩煤矿等)可能会有新增产量的释放,但考虑安全、环保形势趋严,整体释放的产量可能较为有限,我们预计在2000万吨左右。

  整体而言,公告的进入联合试运转状态的在建矿井2019年预计可以贡献一定的新增产量,但由于陕蒙地区不少新建矿井前期已经投入生产,结合投产进度等,我们预计2019年新增产量约7000-8000万吨。未进入联合试运转状态的在建矿井仍需要时间来建设,预计该类矿井2019年贡献增量2000-3000万吨左右。未公告的“违法违规”矿井需要产能置换指标以及安全、环保要求趋严背景下使得产量释放有限,预计新增产量2000万吨左右。综合判断,2019年新增产量可能约1.2亿吨左右,即2019年产量预计36.5亿吨左右(假设2018年为35.3亿吨,2018年12月原煤产量按3.15亿吨计算),同比增长约3%-4%。

  煤炭消费集中度进一步提升。煤炭作为国民经济基础性能源,用途广泛,其主要需求分别是火电、钢铁、建材、化工等4大行业,经历了近3年的供给侧结构性改革,散煤被替代和火电占比提升都比较明显,煤炭消费集中度进一步提升。2018年前三季度,4大行业消费量占比分别为54%、16%、13%和7%,合计占比高达90%,相对2015年提升了2pcts。

  (1)火电:2018年1-11月份,根据国家统计局数据,全社会发电量6.16万亿千瓦时,同比增长6.9%,其中火电产量4.5万亿千瓦时,同比增长6.2%,水电产量1.03亿千瓦时,同比增长4.4%,核电产量2638亿千瓦时,同比增加16.8%,风电产量2897亿千瓦时,同比增加15.7%,太阳能发电832亿千瓦时,同比增加17.6%。可以看出,火电和水电仍是核心(合计占比约90%),但风电、核电、光电等非化石能源延续了较快的增长势头。

  从用电结构来看,根据wind统计,2018年前11个月,第二产业(工业)用电量占全社会用电量比重为68.6%,增速为7.1%,对全社会用电量增速贡献4.9个pct,其中制造业占全社会用电量月均比重约51%,有色、钢铁、化工、建材等四大高耗能行业约28%,非高耗能行业约23%,可以看出工业产出(尤其制造业)对电力需求的影响非常关键。随着电能替代(如钢铁冶炼中电炉占比提升)以及环保政策方面的调整,我们预计第二产业电力需求仍有一定增长空间。基于此,我们预计2018、2019、2020年第二产业用电量增速分别为7.0%、5.0%、3.5%。

  近些年来,第三产业和居民用电量占比呈现不断提升的态势,2018年前11个月,第三产业、居民用电量占全社会用电量比重分别为15.9%、14.6%,增速分别为13.1%、11.1%,对全社会用电量增速分别贡献2.1、1.4个pct。随着信息传输、计算机服务和软件等产业高速发展,第三产业用电量预计仍可以保持较高速度增长。随着人均生活水平的提升,空调等普及率的提升,居民用电量仍有一定提升的空间。基于此,我们预计2018、2019、2020年第三产业、居民用电增速分别为12.5%、12.0%、12.0%和10.5%、10.0%、10.0%。

  结合以上的假设,我们预计2018/19/20全社会发电量增速分别为6.9%、6.8%、5.8%。

  水电装机高峰已过,“十三五”期间增速面临下降。“十二五”期间,国内水电装机容量从2.13亿千瓦增加至3.2亿千瓦,年均复合增速高达约8.4%,ManBetX客户端,高速发展带来不少问题,比如输电网络等配套设施建设不齐全、水力资源过度开发等等。面对这种现状,政府放缓了水电开发的速度,“十三五”末水电装机预计增加到3.8亿千瓦,年均复合增速预计降至3.5%,水电对火电的替代效应减弱。2018年1-11月份,国内水电新增装机713万千瓦,同比大幅下降31%,根据实际投产情况,我们预计2018/19/20水电新增装机容量分别为888/900/1000万千瓦,到2020年实现装机容量约3.7亿千瓦。

  (1)核电。发展核电有利于优化能源结构、保障能源安全、打造核电强国等,根据《能源发展“十三五”规划》目标,我国到2020年运行核电装机力争达到5800万千瓦,在建核电装机达到3000万千瓦以上。2018年1-11月份,国内核电新增装机596万千瓦,同比大幅增加175%(2017年基数低),发电装机总量为4178万千瓦,假设核电装机容量达到十三五的规划目标,2018/19/20预计新增装机容量分别为600/750/900万千瓦,到2020年实现装机容量5832万千瓦。

  (2)风电。近年来,国内风电产业发展迅猛,根据能源局发布的《风电发展“十三五”规划》,我国到2020年风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上。2018年1-11月份,国内风电新增装机1720万千瓦,同比大幅增加32%,发电装机总量为1.8亿千瓦,假设未来两年风电新增装机仍保持较高速度,2018/19/20预计新增装机容量分别为2577/2600/2800万千瓦,到2020年实现装机容量2.4亿千瓦以上。

  (3)太阳能。根据能源局下发的《太阳能发展“十三五”规划》,到2020年太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上,其中光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上。近些年,在补贴政策的刺激下,我国光伏产业的发展速度明显超出政策预期。随着2018年光伏产业降低补贴,前1-11月份国内太阳能新增装机3822万千瓦,同比下滑21%,发电装机总量1.23亿千瓦,已超过十三五规划目标。随着光伏补贴的下滑,我们预计未来两年新增装机容量相对2017年有一定的下滑,但仍保持较高新增容量。2018/19/20预计新增装机容量分别为4217/4500/4600万千瓦,到2020年实现装机容量2.6亿千瓦以上。

  2018、2019、2020年火电产量增速分别为6.0%、4.2%、4.5%。根据前面假设,我们预计2018/19/20全社会发电量增速分别为6.9%、6.8%、5.8%。结合各类型发电主体的新增装机容量以及利用小时数假设(详见下表),2018/19/20年预计火电产量增速分别为6.0%、4.2%、4.5%,火电在全社会发电量中比重分别为70.3%、68.6%、67.8%。

  (2)粗钢和建材。粗钢和建材(水泥等)需求主要看城镇固定资产投资情况(包括房地产、基础设施建设和制造业等)。

  通过复盘,我们发现M1增速与商品房销售面积的增速保持了较强的同步性,这可能与M1变动导致的利率环境变化有关系。2018年中央经济工作会议要求:“稳健的货币政策要松紧适度,保持流动性合理充裕,改善货币政策传导机制”,相比2017年的表述:“稳健的货币政策要保持中性,关注货币供给总阀门,保持货币信贷和社会融资规模合理增长”,我们预计2019年货币政策同比有所放松,将有利于支撑商品房面积的销售。2018年前11个月,商品房销售面积累计同比增加1.40%,房地产开发投资累计同比增加9.7%,较上年同期分别下滑6.5个pct和增加2.2个pct。根据我们统计,房地产投资相对于房地产销售有大约半年至三个季度的滞后期,我们预计2019年地产投资依然可以保持正增长。

  2018年,国内经济去杠杆,地方财政收紧,基础设施建设投资增速出现较明显的下滑,前11个月,基础设施建设投资(不含电力)累计同比增长3.7%,较上年同期大幅下滑16.4个pct。2018年中央经济工作会议指出:经济面临下行压力,宏观政策要强化逆周期调节,积极的财政政策要加力提效,较大幅度增加地方政府专项债券规模,加大城际交通、物流、市政基础设施等投资力度,补齐农村基础设施和公共服务设施建设短板等。我们认为2019年加大基建投资的方向是比较明确的,这有利于稳定总需求,保持经济运行在合理区间。

  2016年以来,随着供给侧结构性改革的持续推进,无效产能的加速出清,工业企业的产能利用率得到显著提升,收入和利润水平持续回升,2018年前11个月,工业企业主营业务收入累计同比增加9.1%,利润总额累计同比增加11.8%,企业资产负债表得到进一步修复,2018年1-11月,制造业固定资产投资累计同比增加9.5%,较上年同期增加5.4个pct。随着PPI指数回落,我们预计2019年制造业投资增速预计略有回落。

  综合来说,我们认为2019年地产投资继续保持正增长,基础设施建设将加大投资规模,钢材、建材等需求依旧可以保持一定韧性,叠加环保政策得到一定的放松,我们预计2019年生铁产量有望增加0%-1%,水泥产量持平或略有正增长。

  (3)煤化工。煤化工项目是政府重点支持的方向,根据能源局2017年印发的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》:到2020年实现煤制油1300万吨,五年新增产能1000多万吨,按照单吨产量耗煤5吨来计算,煤制油项目将新增煤炭需求约5000万吨;煤制天然气170亿立方米,五年新增产能150亿立方米,按照千立方气耗煤4吨来计算,新增煤炭需求近6000万吨;低阶煤分质利用1500万吨/年。从规划来看,十三五期间煤炭新增需求有望超过1.2亿吨,占当前煤炭消费总量的约3%,新型煤化工项目将成为我国未来煤炭需求重要看点。

  综合来看,2019年煤炭下游需求中,预计火电产量增速约4%,生铁和水泥产量持平或略微正增长,煤炭需求仍然能保持一定的正增长。

  2018年动力煤(广义)进口增加明显。2018年前11个月,国内累计进口煤炭2.71亿吨,同比增加9.3%,其中主要是褐煤和动力煤增加,而无烟煤和炼焦煤下降。褐煤进口量9157万吨,同比上升21%,动力煤7363万吨,同比上涨7%,炼焦煤6180万吨,同比下降2%,无烟煤854万吨,同比下降32%。

  我国煤炭进口主要来自澳洲、印尼、俄罗斯和蒙古。按国别来看,褐煤主要来自印尼,前10个月从其进口8015万吨,约占94%;动力煤主要来自澳大利亚、俄罗斯、印尼和蒙古,占比分别为67%、16%、11%和4%;炼焦煤主要来自澳大利亚和蒙古、俄罗斯,占比分别为45%、41%、7%。可以看出,我国煤炭进口主要来自澳大利亚、印尼、俄罗斯和蒙古。2018年前10个月,四国合计进口量约2.1亿吨,占国内主要进口国进口总量的96%。

  印度尼西亚:印尼目前是全世界最大的动力煤出口国。煤炭作为换取外汇非常重要的一个手段,出口业务得到政印尼府的大力支持,2018年前10个月,印尼产出煤炭4.1亿吨,其中出口煤炭3.57亿吨,同比大幅增加11%。受制于前期资本开支的投入,根据澳大利亚工业、创新和科学部预测,2019、2020年印尼煤炭出口预计增长0.9%、1.2%。

  澳大利亚:澳大利亚是全世界最大的炼焦煤出口国,2018年上半年,澳大利亚出口煤炭1.87亿吨,同比增加5.2%。焦煤方面,澳洲对几个闲置产能进行了重启工作,包括Bounty Mining的Cook煤矿,Baralaba Coal的Baralaba North煤矿,Sojitz的Gregory/Crinum项目等,同时一些新建项目也在开展中,根据澳大利亚工业、创新和科学部预测,2019年-2020年澳大利亚的焦煤出口同比增加10.4%、0.3%。动力煤方面,由于MACH Energy’s Mount Pleasant mine(750万吨)和兖矿莫拉本煤矿(二三期合计1300万吨)逐渐加大产能利用率,预计产量也会有所释放,2019年-2020年预计同比微增2.3%和2.9%。

  印度进口量预计继续增加。印度经济发展增速较快,电力供应压力较大,其中燃煤发电占比约2/3,由于其他能源发电没有取得任何实质性进展,因此对火电发展的依赖性仍然比较高。受制于煤质普遍不高(低热值高灰分),基础设施落后及土地征批困难等因素,印度煤炭进口依赖度一直较高。根据煤炭资源网的统计,印度主要港口2018年前11个月,合计进口煤炭1.49亿吨,同比增加20%,其中动力煤0.98亿吨,炼焦煤0.5亿吨,分别增加23%和14%。根据澳大利亚工业、创新和科学部预测, 印度2019年动力煤、焦煤进口量预计分别达到1.68、0.67亿吨,同比分别增加1.2%、6.3%。

  东南亚等新兴经济体进口量预计继续增加。对于经济尚处发展阶段的东南亚各国而言,燃煤发电是相对经济的供电方式。目前,东南亚国家1/3以上的电力由燃煤电站提供,随着经济迅猛发展,煤炭将在东南亚的供电领域扮演重要的角色。2018年前10个月,越南进口1734万吨,同比大幅增加48.8%,菲律宾进口2118万吨,同比增加4.5%,泰国2149万吨,同比增加13.4%。

  大量在建燃煤机组支撑了进口量扩张,越南在建燃煤机组10635MW,马来西亚在建燃煤机组2600MW,巴基斯坦3190MW,菲律宾4581MW等。根据伍德麦肯兹咨询公司预计,到2035年东南亚动力煤进口量将由当前的8500万吨大增至2.26亿吨。

  2019年,供给侧改革将进入第四个年头,随着国内供需矛盾的弱化,以及政府对进口煤额度的管控调节,我们预计煤炭进口量稳中有降。

  2019年煤炭供需关系进一步宽松根据前文分析,我们对2019年主要耗煤行业的消费量预测如下:

  火电产量同比增加4.2%,考虑单位能耗的下降,火电耗煤量约为20.7亿吨,同比增加约7850万吨。

  生铁产量同比增加1%,考虑单位能耗的下降,生铁耗煤量约为6.7亿吨,同比下降66万吨。

  水泥产量同比增加0.5%,考虑单位能耗的下降,水泥耗煤量约为4.8亿吨,同比增加约240万吨。

  考虑新型煤化工项目的投产,煤化工耗煤量约2.7亿吨,同比增加约2000万吨。

  考虑环保高压下散煤逐渐被替代,我们预计其他行业耗煤量继续下滑至3.44亿吨,同比下降3100多万吨。

  根据测算,我们预计2019年煤炭消费总量约38.2亿吨,新增需求量约0.7亿吨,对应增速约1.8%。

  从供给角度来看,主体是自产煤,补充是进口煤。基于前文判断,受制于行业固定资产投资不足,2019年国内新增产量仍然可控,预计相对2018年(约35.3亿吨)同比增加约3%-4%,新增约1.2亿吨。

  2019年进口煤政策是个变量,若严控进口煤量,则会给国内供需带来变量,整体预计较2018年有所回落。

  通过供需关系分析,我们认为2019年煤炭行业供需格局进一步宽松,库存中枢继续小幅上移,动力煤价格中枢预计在600元/吨左右,焦煤虽受供给抑制但均价预计同比也略有下降。

  区域供需错配加剧,铁路运力可能偏紧供给侧改革下,供需结构性矛盾加剧。对比近三年各省、自治区的原煤产量我们发现,由于西南、华东、华中和东北等区域以小煤矿居多,而这部分产能是“十三五”期间要求重点淘汰的煤炭产能,所以以上四个区域近两年煤炭产量持续下滑。2018年前11个月,同比分别下降3561万吨、1078万吨、769万吨和200万吨,这就意味着上述地区未来煤炭调入需求会持续增长。

  正是由于资源禀赋分布的不均匀性,我国煤炭运输格局呈现“西煤东运、北煤南运”特征。2017年我国铁路运输煤炭量21.55亿吨,占国内煤炭产量比重为61%,随着煤炭生产中心西移,供需错配加剧,以及“公转铁”政策推进,铁路运煤量未来几年继续看涨,2018年煤炭铁路运量预计超过23亿吨,根据中铁总发布的《2018~2020年货运增量行动方案》,到2020年铁路煤炭运量要达到28.1亿吨,铁路发运量煤炭产量比重75%。

  在主要煤炭铁路运输线中,以大秦、朔黄、张唐(蒙冀线)和晋中南(瓦日线)四条铁路最为重要,一方面上述四条铁路合计运能达12亿吨,具备规模效应;另一方面,四大铁路均直达东部沿海港口(秦皇岛港、黄骅港、曹妃甸港、日照港),可直接在港口下水送至东南沿海消费省。

  行业盈利水平回升到2012-2013年水平。2011年煤价见顶之后,煤炭行业盈利水平开始持续下滑,随着2016年煤价反转,业绩从3月份触底反弹。在2017年主营业务收入大幅同比上涨25.9%的基础上,2018年1-11月煤炭行业实现主营业务收入2.2万亿,同比增长6.8%,增速有所放缓;11月份,行业销售利润率为12.62%,虽然低于行业2008年同期14.7%的峰值水平,但已经接近于2011年13.2%的水平;销售利润总额约2775亿元,同比增长9.2%,全年预计有望在3000亿左右,介于2012年与2013年之间。

  债务压力巨大,企业优先考虑修复资产负债表。煤价在2011年见顶之后呈现单边下滑态势,煤炭企业资产负债率开始持续攀高,从2012年初的58.6%上升到2016年4月份的70.23%,不到5年的时间资产负债率升高了11.5个百分点,平均每年上升2.3个百分点。随着行业供需格局逆转,尤其2016年三季度以后煤价上升显著,资产负债率开始逐步回落。截至2018年11月,煤炭行业平均资产负债率降至65.2%,相对高点下降了接近5.1个百分点,供给侧改革成果显著。

  行业固定资产投资略有回升,但仍处于低位。行业的持续低迷使得固定资产投资不断下滑,尤其2013年以来,累计增速持续为负,2017年更是创下了自2009年以来的最低水平。2018年1-11月,煤炭行业固定资产投资额同比小幅增长6.8%,但仍处于近年来低位。企业出于对于中长期需求难以大幅增长以及自身债务仍需要时间消化等预期,对新增产能的投资仍然偏谨慎。

  中长期煤价预计维持在中高位。中长期来看,国内经济维持中高速增长,煤炭需求预计将保持相对稳定。供给侧来看,持续淘汰落后产能预计将使得产能规模不断收缩,政府鼓励优质产能的释放,有效产能将与需求不断匹配,预计煤价总体会有较强支撑,十三五期间有望维持在中高位水平。

  2019年预计新增产量1.2亿吨左右。供给侧结构性改革,行业制定淘汰落后产能8亿吨的目标,大部头在前三年内基本完成,在政策指引下,保供应和稳煤价摆在重要位置,常态化的调控手段依然突出:在供给层面,通过产能置换和指标交易来加快优质产能的释放,调控进口煤量平抑煤价大幅波动;在需求层面,主要通过推动供需双方签订更多有量有价的中长期协议以及煤电企业联营来实现。虽然政策鼓励优质产能加速释放,但由于行业前期固定资产投资不足以及产能周期滞后效应,2019年新增产量预计依然可控,我们预计在1.2亿吨左右,相对2018年(约35.3亿吨)同比增加约3%-4%。预计政策对劣质进口煤的管控继续严格,2019年煤炭进口量预计较2018年有所回落但仍在高位。

  2019年煤炭消费量继续看涨。随着电能替代(如钢铁冶炼中电炉占比提升)以及环保政策方面的调整,我们预计第二产业电力需求仍有一定增长空间;随着信息传输、计算机服务和软件等产业高速发展,第三产业用电量预计仍可以保持较高速度增长;随着人均生活水平的提升,空调等普及率的提升,居民用电量仍有一定提升的空间。整体电力需求继续看涨,叠加“十三五”期间火电主要竞争对手水电装机增速下滑,我们预计2019年火电产量增速约为4%左右。2019年地产投资有望继续保持正增长,基础设施建设加大投资规模,钢材、建材等需求依旧可以保持一定韧性,叠加环保政策得到一定的放松,我们预计生铁和水泥产量持平或略有正增长。整体而言,我们判断2019年煤炭消费量增速约1.8%,即2019年新增需求量约0.7亿吨。

  供需关系进一步宽松,预计煤价中枢有所回落。2018全年动力煤均价约647元/吨,主焦煤(吕梁)约1615元/吨,通过供需关系分析,我们认为2019年煤炭行业供需格局有望进一步宽松,全社会库存水平继续小幅增加,价格中枢有所回落,预计动力煤价格中枢落在600元/吨左右,焦煤虽受供给抑制但均价预计同比也略有下降。同时,由于政策的强力干预,煤价波动和弹性继续被显著压缩,这也成为煤炭行业常态。

  2019年投资机会判断:当前经济下行压力较大,股票估值整体处于低位,我们预计2019年,经济稳增长依然是财政政策与货币政策的出发点,相比2018年预计全社会融资水平会有所好转,加大基建投资的方向是比较明确的,政策方面的调控有利于提升股票市场的估值水平,但由于行业价格中枢的下滑,我们预计只有长协煤占比多或者产量有增长的公司,业绩表现才会比较稳健,股票的阶段性机也会更大些。主要推荐低估值及长期盈利稳健高股息的可穿越周期的龙头公司陕西煤业、中国神华等,高弹性标的建议关注:兖州煤业,同时焦煤股建议关注:淮北矿业、潞安环能等,焦化股建议关注:开滦股份、山西焦化等。

  煤电一体化龙头企业,抗周期能力强。煤炭、发电、铁路、港口、航运、煤化工一体化经营的领先企业,其中煤、电业务具备一定对冲能力,多元化业务致使公司抗周期能力较强。公司自产商品煤销量约3.0亿吨,外购商品煤销量约1.5亿吨,控制并运营的发电机组装机容量达到约5.9万兆瓦。

  规模性和盈利性两项比较优势凸显,行业内占有话语权。公司的资源及产销规模居全国之冠,对煤炭市场定价等具有较强的话语权。公司的盈利能力突出,表现为自产煤单位成本位于可比公司最低位,低成本意味着公司在行业中最具有抗周期能力。

  长协煤占比大,业绩平稳。公司煤炭主要采用长协销售方式,其中贡献主要利润的自产煤以年度长协销售为主,外购煤以月度长协销售为主。年度长协价格全年稳定、月度价格波动幅度趋窄,公司煤炭板块业绩受煤价波动影响小。

  长协煤占比大,业绩平稳。公司煤炭主要采用长协销售方式,其中贡献主要利润的自产煤以年度长协销售为主,外购煤以月度长协销售为主。年度长协价格全年稳定、月度价格波动幅度趋窄,公司煤炭板块业绩受煤价波动影响小。

  预测公司2018~2020年EPS分别为2.31、2.41、2.51元,2018年业绩对应当前PE估值不足8倍,若分红比例40%,以目前的股价来看,股息率近5%,维持公司“买入”评级 。

  纯动力煤公司,资源禀赋优异,大型矿井为主,生产成本低。两个主力矿区陕北矿区和彬黄矿区所产的优质动力煤,具有发热量高(5500大卡以上)、低灰、低硫磷等突出特点。达到国家一级安全标准矿的产能约占总产能90%,开采条件非常优异。

  未来产能有释放空间,公司有三座煤矿将于两年内投产,合计产能2100万吨。2017、2018年自产煤约1亿吨,但未来仍有新矿陆续投产:小保当一号井一期800万吨预计2018年9月投产,小保当二号井一期800万吨预计2020年下半年投产。远景规划小保当一号井和二号井的产能分别为1500万吨和1300万吨。

  长协比例较低,业绩对煤价弹性大。销售的煤炭(铁路运输)长协比例不足45%,主要是铁路运力的限制,更多的煤炭以汽运方式向周边地区地销。

  参股蒙华铁路,将打开销往华中及铁路沿线市场。蒙华铁路连接晋陕蒙资源地与华中消费地,预计于2019年底通车,公司目前有60%的销售额集中在不缺煤的西北地区,议价能力弱,未来华中缺煤市场打开,公司议价能力将显著增强。

  持续高比例分红,股息率高,不超50亿回购提升投资价值。公司近两年来分红比例均达到40%,以目前的股价来看,股息率超过5%。公司回购股份(回购金额区间为10-50亿元)彰显对股价信心,有助于提升股息率。

  布局内蒙和澳洲,实现产量内生增长。公司煤矿产能集中在山东、山西、内蒙和澳洲等四个区域,动力煤生产为主,在产总产能已经达到1.3亿吨左右,其中澳洲约占一半。公司在煤价下行期独具慧眼,加大资本开支,内蒙、澳洲等合计4500万吨优质产能先后从2016年下半年开始投产。2019年产能有继续释放的空间。

  收购优质资产联合煤炭(C&A),实现外延式扩张。2017年9月成功收购联合煤炭公司(C&A)100%股权,2018年实现全年并表,贡献商品煤新增量约1200万吨。通过“内生+外延”布局,我们预计到2020年公司自产商品煤销售量有望超过1.2亿吨,实现2016年的近翻倍增长。

  重点布局煤化工业务,盈利能力逐渐增强。规模小、竞争力较差的企业逐渐被淘汰,甲醇行业盈利能力较为稳健。随着榆林能化和鄂尔多斯能化二期煤化工项目稳步推进,公司煤化工板块净利润有望进一步上升。

  预计公司2018-2020年EPS分别是1.48、1.56、1.59元/股,当前股价对应PE不足6倍,维持公司“买入”评级。

  喷吹煤行业龙头,年产量稳定在4000万吨。公司开采煤种主要为瘦煤、贫瘦煤和贫煤,资源禀赋优异。潞安喷吹煤是订立国标的基准,大客户需求稳定,年销量在1400万吨以上,是行业的绝对龙头。公司煤矿总产能(包含资源整合煤矿)超5000万吨,近些年原煤产量稳定在4000万吨/年,未来随着部分整合矿投产,产量仍有一定上升空间。

  先进产能占比多,开采条件优异。潞安旗下先进产能居多,其中常村、漳村、余吾煤矿入选全国第一批先进矿井,五阳、王庄、 潞宁、后堡、开拓、新良友等六座矿井入选一级安全质量标准化煤矿,产能合计3450万吨,位居山西煤炭上市公司中第一位。生产条件非常优异,使得公司控制成本的能力非常出色,业绩释放能力强。

  集团旗下资产丰富,资产证券化可期。根据公司与集团签订的《避免同业竞争协议》,集团承诺将在未来陆续将集团层面的优质煤炭资产注入到上市公司中,集团旗下现有未上市矿井产能3400 多万吨,包括高河矿、司马矿、郭庄矿等盈利能力较强的优质矿井,集团资产证券化可期。

  盈利预测与投资建议:预计公司2018-2020年EPS分别是1.01、1.08、1.14元/股,当前股价对应PE不足7倍,维持公司“买入”评级。

  2018年集团“煤&焦”资产实现整体上市。2018年公司借壳“雷鸣科化”成功上市,第一大主业和第二大主业将变更为煤炭开采与焦化业务。

  淮矿股份盈利持续改善,明显高于同行。2017年销售毛利率、销售净利率、ROE分别达到20.98%、6.6%、23.48%。煤炭业务在2017年“降本增效”以及关闭退出劣质矿井的举措下,盈利能力已攀升至行业前列。

  焦化新产能投产,华东市场地位进一步增强。2017年焦化二期投产,焦炭核定产能增长至440万吨,权益产能增长至305.8万吨,权益占比提高至70%,预计公司在2019年焦化业务可以满产,位居焦炭上市公司第4,华东焦炭上市公司第1。

  暂无大额计提减值&享受高新技术税率优惠。2017年因关闭三座矿井,导致大额计提减少利润总额6.5亿元。淮矿股份母公司和临涣焦化属高新技术企业,享受所得税率15%的政策支持,且有望连续享受。

  盈利预测与投资建议:预计公司2018-2020年EPS分别是1.63、1.85、1.72元/股,当前股价对应PE不足6倍,维持公司“买入”评级。

  (1)经济增速不及预期风险;防范化解金融风险,一定程度上压缩了货币政策和财政政策调整空间,叠加中美贸易摩擦引发外贸需求的不确定性,这都可能引发经济增速不及预期的风险。

  (2)新能源持续替代风险;环保因素的核查对煤炭的长期需求预期产生一定的影响,风电、太阳能、核电等新能源产业持续快速发展,虽然目前还没有形成较大的规模,但长期的替代需求影响将持续存在,目前还处在量变阶段。

  (3)进口煤政策的不确定性。进口煤政策的管控是政府调控煤价的重要手段之一,尤其在国内供需关系较为紧张时候,进口煤对国内市场影响非常大。如果政府严格约束进口煤数量和质量,可能会对行业供给层面产生较大影响。返回搜狐,查看更多

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