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采掘行业投资分析报告
2014年采掘行业投资分析报告
2013年12月
一、宏观假设及分析框架的逻辑基础
未来全球经济继续呈复苏态势，但基础仍然薄弱。
就几个主要经济体而言：
2013年美国经济复苏动能增强，但仍面临若干政策风险。
欧债危机处于相对平稳期，欧元区经济出现好转迹象。
日本经济虽有所反弹，但能否维持尚需观察。
部分新兴市场经济体增长放缓，金融市场动荡，增长面临的风险上升。
根据IMF的最新预测，2013~2014年全球经济增速分别为下调为2.9%和3.6%。
美国经济：
财政僵局虽暂时化解但并未根本解决，而美联储量化宽松货币政策（QE）退出的不确定性等因素仍可能对企业投资和家庭消费产生不利影响，进而影响经济复苏的可持续性。
欧元区经济出现好转迹象。
欧债危机处于相对平稳期，市场信心有所恢复，经济增速将实现有负转正。
日本经济有所反弹，主要得益于个人消费增长，以及日元贬值导致的出口增加。
随着日元贬值空间收窄、部分新兴市场经济体经济增长放缓等可能会影响日本出口增长，日本经济反弹势头能否持续仍待观察。
中国经济仍以改革和转型为主旋律，2014年经济增速和固定资产投资增速将比2013年基本保持平稳的基础上略降。
房地产仍然是最大的不确定性因素，主要逻辑是以房产税为核心的财税体制改革可能给房地产销售和投资带来较大影响，但随着新型城镇化加速带来的信心恢复，房地产固定资产投资的负面影响在中短期内逐渐消除。
由于新一届政府设定的增长下限，我们认为单季经济同比增速不会低于7%。
来源：
IMF
我们认为，2014年的投资逻辑应围绕：
（1）能源体制改革和能源结构的变化而进行挖掘；
（2）由于库存调整以及需求回升两者相互叠加所带来的阶段性投资机会。
由于资源禀赋的特征以及能源需求的增长，决定了在未来很长的一段时间以煤炭为主导的能源消费形式不会发生根本改变，但是经济转型所面临的诸多问题，必须增加清洁能源的消费比重。
因此经济增速的下滑以及能源结构的变化都会降低煤炭的需求增速，而其他可替代型清洁能源面临重大的历史机遇。
二、转型进行时，短期煤炭难现趋势
1、改革的深入导致煤炭需求不温不火
2013年是经济转型的拐点之年，而2014年改革将逐渐深化，需求侧不会出现大波澜。
2012年新一届政府上台之后，对经济增长模式的转变意图非常明显，过去以投资和出口为主要拉动力量的经济增长模式将发生重大转折，“保增长、调结构、促改革”是目前宏观调控的主要思路。
在此背景下，2013年中国经济增速继续小幅放缓，三种力量相互交织，经济窄幅波动。
与2012年不同，由于政府保增长措施的有力执行，2013年煤炭需求增速比2012年有所好转。
中国2013年10月制造业采购经理人指数（PMI）升至51.4，连续12个月在50水平上方运行，表明中国经济增速仍在平稳可控的增长区间。
全国固定资产投资增速相对平稳运行，但仍具有不确定性，主要原因是基建投资有所回落，而房地产投资增速自年初以来再次出现缓慢回落。
10月全国固定资产投资增速20.2%，房地产投资增速为19.7%。
发电量显著回升。
2013年1~10月份发电量累计同比增长7.0%，比去年同期回升3.1个百分点。
其中，火电同比增长6.48%，比去年同期回升6.68个百分点。
粗钢产量恢复较快增长，2013年1~10月份产量同比增长8.3%，比去年同期增加6.2个百分点。
水泥产量也比去年有所恢复，2013年1~10月份水泥产量同比增长9.0%，比去年同期增加2.2个百分点。
实际上，从几个主要下游行业的产量增速看，需求均出现环比回升，符合我们的判断。
但是2013年煤价仍然弱势运行，究其原因，我们认为主要是由于去库存（库存充当供给）和大量进口所致。
挖掘下游行业的需求结构变化以及煤价的现实表现，基本可以展现行业背后的运行逻辑，有助于我们对明年需求有更加清晰的展望：
2013年发电量增速出现恢复性增长，由于保增长政策的支撑，房地产投资环比有所恢复，工业企业的用电需求增速明显改善。
加上今年夏季持续的高温天气，今年的电力需求明显好于去年同期。
与去年不同的是，2013年发电结构出现明显的变化，此消彼长：
水电增速并没有延续去年高增长趋势，由于来水量不理想，水电自2013年7月以来开始同比负增长，1~10月同比仅增长3.12%；而同期火电发电量同比已恢复到近7%的水平。
2013年1~10月份，火电发电量占比80.29%，比去年同期提升了2个百分点。
全国火电设备设备平均利用小时数与去年基本持平，而水电设备平均利用小时数同比下降了150小时。
煤炭进口继续保持高位增长。
2013年1~9月份，全国煤炭进口量2.39亿吨（煤及褐煤），同比增加3500万吨或17.6%，如果折算到全年，即全国新增不到2亿吨/年的需求量中，有约4000万吨被进口市场占领。
来源：
国家统计局
我们认为，2014年需求预期将保持相对平稳。
对煤炭的采购需求主要由两部分因素影响。
一是下游行业的产量增速；二是下游企业的库存调整。
（1）正如我们前述宏观假设的描述，由于经济转型与改革的深入，2014年投资同比增速可能基本持平在20.1%左右的水平，由于基数的原因，带动煤炭需求增速平稳增长。
（2）2014年水电仍然是一个不确定因素，历史经验表明水电增速波动较大。
虽然今年水力发电增速已明显回落，但由于天气因素难以预测，增速继续低速增长或反弹的概率均存在。
（3）2014年的库存压力小于前两年，整体而言，今年的库存处于明显的下滑过程中，这也解释了为什么在下游需求回升的背景下，煤价仍然弱势运行。
根据统计局数据，今年以来全社会煤炭库存回落至2.98亿吨，下滑了约4700万吨。
下游火电行业需求预测：
2013年能源消费弹性系数有所反弹，主要是保增长措施带动的工业投资增长快速反弹。
我们认为，中国经济结构转型将导致GDP能耗强度处于下滑趋势，即能源需求弹性系数在降低，预计2013年国内电力消费弹性系数为1.0，但是如果考虑到明年政府对经济体制改革、生态环境等多方面的关注，工业活动将回落，则弹性系数也将同步降低。
我们在悲观、中性、乐观三种情景假设前提下，对2014年发电量进行预测：
三种情形测算发电量增速分别为5.2%、6.46%、7.2%，对应的火
电发电量增速分别为4.73%、6.85%、8.6%。
对应的电力消费弹性系数分别为0.74、0.86、0.95。
按照中性假设情形，明年火电的需求形势应该比今年略有回落，但是由于电厂的煤炭库存水平相比去年有明显回落：
截止2013年10月20日，直供电厂库存7875万吨，同比减少1500万吨，可用天数从去年的30天回落至目前的23天。
因此，大约一个星期的库存量对应与全年煤炭消费需求的2%，这对于动力煤2014年去库存的压力显著减少。
2013年秦皇岛5500大卡动力煤均价同比下跌115元/吨至585元/吨。
综合考虑到库存和动力煤的供给弹性较为充足等因素，我们预测2014年的秦皇岛5500大卡动力煤价格将回落至570元/吨。
但同比2013年均价仍下跌15元/吨。
钢铁需求测算：
2012年是钢铁去库存之年，而2013年是钢铁产业链库存恢复之年。
我们预计2014年钢铁存货周期不会经历大调整。
根据多种方法的测算，2014年中性假设情况下的钢铁消费量为7.61亿吨，内外需增长合计3624万吨，同比增长5%。
由于考虑到行业补库行为较谨慎，不再需要考虑存货需求，这个增速基本可以看做是对上游的采购需求。
2013年1~10月份年全球粗钢产量增速为3%，中国粗钢产量占比为50%，从国内钢产量增速可以判断增量基本来自于中国。
在中性假设前提下，2013年中国粗钢产量增长将拉动全球2.3个百分点的增长，由此我们预计全球产量增速将接近2.5个百分点。
与去年的情形正好相反，今年三四季度焦煤库存上升至较高水平。
从全年走势看，钢厂及独立焦化厂库存与电厂库存趋势正好相反，电厂库存下滑，而2013年钢厂库存呈上行趋势。
目前淡季约18天库存量，我们认为2014年下游不会对焦煤备货形成放大效应，而且对短期还会有一定的压力。
由于目前焦煤库存处于较高水平，下游钢厂对补库的相对谨慎态度可能使得春季焦煤旺季行情延后。
我们初步预测库存的低点可能延迟到2014年的2~3月份。
以澳大利亚硬焦煤FOB价格为基准，我们预测2014年均价为150美元/吨，对应中国进口CRF价格为1181元/吨。
同比2012年的均价略有下滑。
总体而言，我们对2014年的需求持相对平稳的态度。
预计2014年需求总量将从去年的6.73%回落至6.26%。
经济转型的渐进以及改革进程涉入深水区，决定了重化工业短期不会出现大幅反弹，单位GDP能耗缓慢下滑，这也是控制能源消费总量，解决资源、环境生态协调发展的必然需求。
政府在实现保增长的同时，更多的核心是放在解决制约经济长期发展的战略性问题。
但支撑经济增长所需要的能源需求必然会提升，煤炭的综合需求仍将继续惯性增长。
2、供给端仍有压力，产能惯性增加：
以销定产，淘汰落后产能仍有空间
行业盈利大幅下滑，亏损企业数量创历史新高。
虽然2013年下游需求同比有明显好转，但由于产能释放以及进口的不断增加，导致煤价延续下跌趋势，大量企业亏损或接近亏损边缘。
今年行业的竞争异常激烈，以中国神华为代表的龙头企业竞相压价，以获取更多市场份额。
2013年前三季度，秦皇岛5500大卡动力煤均价从去年701元/吨下跌至今年的585元/吨，跌幅19.85%。
全国焦煤平均价格从去年的1396元/吨下跌至今年的1112元/吨，跌幅25.6%。
2013年前三季度，全行业实现营业收入2.36万亿元，同比下滑1.36%；实现利润总额1507亿元，同比下降38.7%。
大约1/4的企业步入亏损状态。
全国煤炭产量单月持续负增长，但降幅持续收窄，至2013年9月已开始同比持平。
在需求增速不高的情形下，去库存和进口成为压制国内煤炭销售的主要障碍。
部分小煤矿继续因为价格下跌或安全整顿因素而停产，其他大矿也出现减产现象。
2013年10月山西出台安全大整顿，要求所有在建和改扩建煤矿停产进行安全大整顿，对短期煤炭产能释放期待一定的缓解作用。
另外，运输成为煤矿竞争力的重要考量因素。
根据煤炭运销协会数据，2012年1~9月份，全国煤炭产量27.66亿吨，同比减少1.4%。
其中，1~9月份煤炭主产地内蒙古、山西、陕西煤炭产量分别为7.07、6.99、3.57亿吨，同比分别增长-9%、3.16%、8.16%，增速同比环比均大幅回落。
内蒙古煤炭产量下滑最为显著，主要是单位发热量运价处于劣势地位。
煤炭产量开始放缓，进口冲击将逐渐减小。
从2012年年初至2013年三季度末，由于全球煤炭需求的大幅放缓，国际煤炭价格连续走低，对国内煤炭市场产生较大冲击。
根据我们的测算，2013年中国煤炭进口量在去年增加8200万吨再增加3200万吨至3.2亿吨。
因此，国内煤炭“西煤东运、北煤南运”的调度需求仍然处于低位。
我们预计2014年煤炭进口将大幅放缓。
国际需求较差，国际煤价低于国内仍然是进口继续增长的主要因素，大量廉价的煤炭涌入中国市场。
2013年1~10月中国煤炭累计进口2.6亿吨，同比增长17.3%。
但我们预计2014年煤炭进口增速将大幅放缓，主要原因是基数大幅提高，以及煤价大跌之后海外扩产的意愿减弱。
从2013年10月单月数据看已经出现进口减弱的迹象，10月份全国煤炭进口量2121万吨，创下今年以来的新低，环比下降452万吨，降幅为17.56%。
全国铁路煤炭发运量略有回升，但铁路运力紧张的时代难以再现。
2013年1~10月份，全国铁路煤炭发运量17.09亿吨，同比增长1.4%。
主要港口煤炭发运4.89亿吨，同比增长5.6%。
同时，铁路煤炭发运量占全国货运比重在42~43%左右徘徊，显示铁路运力并不紧张。
我们认为，目前在建朔黄铁路扩能、中南铁路、兰新铁路和蒙华铁路等大型货运线将形成完整的煤炭运输网络，可满足未来新增煤炭调度需求。
铁路运力在未来的5~10年内将不再呈现瓶颈问题。
未来国内煤炭市场的供应版图是：
新增煤炭产能将全部集中在西北和华北地区，辐射华东、华中、华南以及西南市场。
在东部沿海地区形成以国外煤炭和国内煤炭同台激烈竞争的格局，由于运输成本的因素，进口煤的市场份额在沿海地区将上升。
库存压力有所减轻，全国煤炭社会库存量下降。
根据最新统计数据，截止2013年6月末（三季度数据还未公布），全社会库存2.98亿吨，比年初减少4900万吨。
截止2013年10月底，重点电厂煤炭库存可用天数达到21天，比去年同期减少约7天。
库存充当供给的压力显著减小。
由于行业景气的大幅下滑，煤炭行业固定资产投资从2012年年初开始放缓，2013年前三季度负增长，十月份开始转正。
但仍然大幅低于下游电力、钢铁、水泥等其他行业固定资产投资增速。
但是由于煤炭产能建设周期的滞后影响，2014年煤炭产能仍然呈现过剩局面。
2012年1~10月份，煤炭固定资产投资增速为1.29%，同期下游电力、钢铁、水泥固定资产投资增速分别为13.3%、3.3%、14.49%。
煤炭固定资产投资的下降说明市场机制正在发挥作用。
过去的高投资增速是以需求和技术红利推动的高回报率为前提，而需求增速放缓以及煤价下跌，回报率也由正转负。
一些技术条件和运输条件落后的煤矿投产即亏损，煤炭投资增速低于下游行业投资增速，有利于缓解未来3年后的长期供给过剩压力。
如果考虑到建矿周期的滞后影响，未来几年的煤炭总产能大于需求局面仍将持续。
一般而言，煤矿的建矿周期是3年时间，因此，即使现在投资增速为零，过去几年煤炭投资的20%以上高速增长将在未来3年逐步形成产能。
2010~2012年年均新增产能基本在3~4亿吨左右，2013年实际有效产能大约46亿多吨，明显大于2013年预期产量37亿吨。
煤价疲软的情形下，部分煤矿建设进度可能放缓，预期后续每年新增生产能力约3亿吨。
产业整合、淘汰落后产能仍有空间。
根据《国务院关于进一步加强煤矿安全生产工作意见的通知》，2012年全国煤炭产量达到36.5亿吨，且仍有14亿吨产能已开工建设或规划建设，煤炭产能过剩的矛盾已经显现。
目前全国仍有年产9万吨及以下的煤矿7501处、产能仅4.42亿吨，数量占煤矿总数的57%、产能仅占12%；但事故起数和死亡人数均占事故总量的2/3左右，百万吨死亡率是大中型煤矿的4倍、是全国煤矿平均水平的2倍以上。
因此，全国计划到2015年底关闭2000处以上小煤矿。
在政府严控淘汰落后产能，新建产能延迟投产的形势下，2014年煤炭行业产能利用率将出现小幅反弹，但不会回到之前90%的水平。
而且消化在建产能的释放需要时间和持续的新增需求（包括传统行业，以及新型煤化工耗煤量增长）。
3、澳元弱势运行，进口维持高位
汇率的变化对全球煤炭贸易将产生影响，特别是澳元、印尼盾、印度卢比持续大幅贬值对国内煤炭企业均为负面：
澳大利亚和印尼是煤炭的主要出口国，由于国际煤炭贸易以美元标价，澳元和印尼盾贬值是降低海外煤炭企业成本，提升其国际竞争力，如果两国货币持续贬值将使得国内煤企面临严峻的竞争环境；另外，作为煤炭进口大国印度，其货币大幅贬值或抑制煤炭进口，对国际煤炭需求造成压力。
美元走强、人民币走强的可能支撑国内煤炭进口维持高位。
美联储退出QE可能对大宗商品，国际资金流向造成冲击。
量化宽松推高资产价格，反之，QE的退出则可能压低资产价格。
随着美联储退出量化宽松日益临近，二而人民币汇率市场改革可能出现美元指数走强、人民币走强的双重局面，从而有利于国内煤炭进口。
我们预计2014年中国煤炭进口将达到3.4亿吨左右的历史高位，但由于基数的原因，同比增速显著放缓至7%左右的水平。
4、供需过剩的矛盾短期难以扭转，但阶段性机会依然存在
综合上文供需结构的分析，我们认为2014年的基本面将呈现以下格局：
1、下游需求侧将保持平稳增长，短期需求或略有回落（房地产投资是最大的不确定性）；2、由于新建产能周期滞后的原因，新增产能将给供给侧带来压力，但淘汰落后产能的力度将会有所增强。
3、进口将继续维持高位增长，但增速大幅回落。
4、由于2013年全社会库存相比年初明显回落，库存压力减轻，即库存充当供给的量减小。
因此，我们认为2014年的供需格局不会出现大的变化，煤炭仍处于景气向下的调整周期，但形势应略好于去年，煤价难现大的趋势性机会，但阶段性机会仍然存在。
即大的需求周期中还有库存周期和季节性周期，这是除市场因素之外，围绕行业指数波动的主旋律，也是产生结构性机会的主要推动力。
但与2013年不同的是，由于去库存滞后于旺季需求，2014年的阶段性机会可能会延迟。
初步预期补库可能在春季的2~3月份出现。
三、能源体制改革与能源结构：
变革时代已经开启
1、理性看待能源结构变化：
煤炭仍是稳定器，清洁能源是大方向
2013年全国多个人口密集区持续雾霾天气把能源结构问题推上了风口浪尖。
以PM2.5为代表的大气颗粒物导致的雾霾天气频在各大中型城市频繁出现，尤其是以北京为代表的华北地区连续重度污染，主要来自于化石燃料的燃烧（火电厂、机动车等）、道路扬尘和空气中气态污染物的二次转化。
因此，举国上下开始对能源消费结构问题再次密切关注。
我们认为，从中国电力生产结构可以判断，支撑中国经济增长的能源消费需求仍然主要依赖于煤炭。
煤炭仍是主导发电能源，用电量增长将导致煤炭的需求量继续增长。
分布式能源对煤电的冲击还远未出现，环保政策难对现有格局产生颠覆性影响。
这也预示着雾霾天气可能在短期内难以得到根治，但是发展清洁能源已经成为改善能源结构的必经之路。
从现实发展趋势和技术可行性角度看，天然气是未来5~10年内替代煤炭的最有效的清洁能源。
根据BP能源统计数据，2012年中国天然气消费占一次能源的比重为4.73%。
而同期煤炭、石油的比重为68.5%、17.68%。
我国天然气消费占一次能源消费的比重不仅远低于美、欧等发达国家，而且与世界24%的平均水平有较大的差距。
而在电力市场结构中，煤电占80%的市场份额，其余基本上是有可再生能源发电构成，天然气发电基本可以忽略不计。
根据《国家能源“十二五”发展规划》，十二五期间：
非化石能源消费比重要从7.6%提高到11.4%，非化石能源发电装机比重达到30%。
天然气占一次能源消费比重要从4.12%提高到7.5%，煤炭消费比重从70%降低到65%左右。
从现实情况看，要完成能源结构的转型目标仍然面临较大的挑战。
其中，既有中国资源禀赋特征（富煤缺油少气）造成，同时也受到了不合理的能源体制因素抑制。
中国能源结构的调整时被动进行的，以目减煤增气为例，其背景是在全国大面值PM2.5严重超标环境不可持续的强大压力下不得不有所作为的操作。
能源工业的改革落后于其他大多数行业，在煤电油气领域，真正实现市场化的只有煤炭，而天然气价格体系的市场化改革才刚刚启动。
如果政府要改变能源结构目前的现状，必须大力推进能源体制改革，激发市场的活力，发挥市场配置资源的基础作用，而核心仍然是价格体制的改革。
实际上，在今年价格形势比较宽松的条件下，我国电、煤、天然气、成品油等资源性产品的价格改革已次第展开。
2、煤电体制改革
煤炭价格市场化进程基本完成。
2012年年末，国务院办公厅发布了《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》，电煤价格取消双轨制。
抓住煤炭供需形势近年来少有的宽松局面，自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发改委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。
煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。
至此，电煤价格已经完全放开由市场调节。
然而，十年前就启动的电力市场化改革，却走得异常艰难。
根据2002年既定的“电改方案”即业内通称的“5号文”，电力体制改革可以归纳为十六个字：
厂网分离，主辅分开，输配分开，竞价上网。
要求电网企业逐步对配电业务实行内部财务独立核算，从实现电网企业输配分开的重组。
同时，对输配电价也进行独立核算，并最终形成上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价的四类电价。
从现实情况看，上述电力市场化目标短期内难以实现。
目前，国家电力价格实行“统一领导、分级管理”。
按生产经营环节，电价管理分为上网、输配和销售电价。
今年以来，电力改革力度再度加大。
电力改革的方向仍然是加大市场在价格形成机制中的作用，同时鼓励可再生能源的发展，逐渐在电力市场化中反应环境生态的外部性成本。
2012年12月，完善煤电价格联动机制。
继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。
推进电力市场化改革。
鼓励煤电联营，增强互保能力。
2013年7月，实行核电标杆电价，完善核电上网电价机制。
同月，规范销售电价分类结构，将现行销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电、工商业及其它用电价格三类，此举为推进销售电价改革、推动产业结构优化调整提供了有利条件。
2013年9月，国家发改委提高了可再生能源电价附加征收标准，并出台了调整和完善光伏发电价格及补贴政策的文件，为促进可再生能源发展和减少大气污染排放提供必要的政策支持。
在电力市场化探索方面，电力大用户直购电试点范围正在扩大。
今年内，国务院取消国家能源局对大用户直购电试点的审批，国家能源局、工信部下文明确提出支持各地开展规范的电力用户与发电企业直接交易，并要求纠正各种变相的让利优惠行为。
3、天然气价格体制改革
天然气是优质高效的清洁能源，也是我国化石能源中需求增长最快的品种。
但我国天然气消费占一次能源消费的比重还不到5%，远低于24%的国际平均水平。
如果要完成“十二五”规划的目标，2015年天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，煤炭消费比重降低到65%左右。
按照能源“十二五”规划中提到的能源消费总量40亿吨标准煤，天然气占比7.5%的目标，对应的天然气消费量为2396亿立方米，同比2010年的1069亿立方米增长124%。
2012年天然气表观消费量1438亿立方米，产量1072亿立方米；如果要达到“十二五”规划目标，2013~2015年天然气消费量的年均符合增长将达到18.6%。
2015年天然气产量将达到1565亿立方米，对外依存度将从2012年的25.5%上升至34.8%。
由于我国天然气资源相对贫乏，剩余可采储量不足世界总量的2%，人均探明剩余可采储量只有世界平均水平的7%左右，但长期以来，我国天然气出厂价格大大低于进口天然气到岸价格。
无论是从扩大进口天然气、调整能源结构的角度，还是从激励社会资本投资勘探开发天然气资源的角度，都要求调整不合理的天然气价格。
因为天然气价格不调升，供应不可持续。
但如果调升幅度太大太猛，消费不可持续。
因此，2013年7月，在总结广东、广西开展天然气价格改革试点基础上，经国务院批准，出台非居民用天然气价格调整方案，增量气门站价格一步到位，存量气门站价格每立方米提价幅度最高不超过0.4元，建立天然气价格与可替代能源价格挂钩的动态调整机制。
2013年的这次天然气价格调整，在一定程度上解决了进口管道气、LNG价格倒挂问题，对保障国内市场供应、优化能源结构、促进节能减排将发挥重要作用。
更重要的是建立了新机制，为将来天然气价格走向市场化奠定了基础。
因此，也是天然气价格市场化改革过程中的一步，未来天然气的行业管理体制、价格形成
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