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目录 | l 2014年，受制于用电量低迷及水电冲击，动力煤价格震荡下跌，BSPI年度收跌16.8%，均价下跌11.4%。郑商所动力煤期货主力合约收报477.2，年度收跌15.2%。 l 展望2015年，遏制煤矿超能力生产、大型煤企带头减产依然值得期待；年内行政干预对进口煤的影响较为明显，进出口关税调整、《商品煤质量管理暂行办法》的影响范围尚且有限，但限制进口煤冲击的趋势已经形成，关注明年进口煤优势波动和后续政策的跟进情况。 l 随着中国经济增长由“高速”进入“中高速”的新常态，发电量增速已回落至4%-6%的低位区间，我们预计2015年发电量将自今年低位增长5.69%。随着清洁能源装机容量增速回落、发电设备平均利用小时数陷入负增长，2015年其对火电的挤压将得到释放。预计2015年火电增速将自今年的0.29%回升至7.09%左右，在总体发电量中占比由77.33%回升至78.36%，由此带动火电煤耗需求增长6.04%。 l 综合动力煤2015年的供需情况，我们预计动力煤期货价格陷入宽幅震荡，区间大致在480-550，振幅14.6%，均价与2014年可能大致持平，预计在510-515之间。行情节奏上，我们预计上半年动力煤行情震荡偏强，动煤期货主力可能在4-5月份大秦线检修期间或者7-8月份迎峰度夏期间达到540-550左右的高点，价格的低点可能出现在9-10月份，届时可能面临产量及进口急剧上升的压力，动煤期货主力可能再度打到500以下，甚至480的水平。
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| 2015年动力煤投资策略报告 2014年12月29日
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| 国投中谷期货 动力煤策略团队 高明宇 +86 (10) 5874 7615 gaomingyu@zgqh.com.cn
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第一部分 2014年行情回顾一、2014年动力煤行情涨跌情况2014年，受制于用电量低迷及水电冲击，动力煤价格一路震荡下跌。环渤海指数收报525元每吨，相对于2013年底下跌16.8%。郑商所动力煤期货主力合约收报477.2，相对于2013年底下跌15.2%。从年度均价看，环渤海指数相对于2013年下跌11.4%。由于天生的滞后性，环渤海指数波动剧烈，年度振幅高达32%。相对于来说，动力煤期货则相对及时及理性，不过度走高走低，年度振幅18.1%。
图一：2014年环渤海动力煤指数及郑商所动力煤期货行情走势 表1：2014年动力煤行情涨跌 | | | | | | | | | BSPI | 631 | 589.57 | 525 | 522 | -16.8% | -11.4% | 32.0% | | | | | | | | |
2014年的动力煤行情大概经历了4个阶段。第一阶段是年后到3月底，动力煤价格在内外价差的带动下受到进口动力煤的大幅冲击，价格一路下行；第二阶段是4月份至5月份，大秦线检修期间，港口库存下降，动力煤行情暂时止跌企稳；第三阶段是6月份至7月份，在用电量低迷及水电的双重冲击下，动力煤价格遭遇“旺季不旺”，港口库存及煤矿库存迅速被动累积，价格再遇跳水；第四阶段则是8月份至年底，发改委牵头稳定煤炭价格，限制煤炭进口及限制煤炭产量，价格企稳回升。在每个阶段，动力煤期货走势都领先于环渤海指数。 二、2014年动力煤期货的主导因素 动力煤基本面处于明显的供过于求的状态，同时开工率具有较好的弹性，这意味着行情本质上是由于需求主导。2014年动力煤行情的弱势本质上源于动力煤需求的弱势，这种弱势主要表现在两个方面：其一，经济增速下行常态下全社会用电量增速的下降；其二，水电装机容量上升及今年来水急增情况下水电的冲击。1、2014年经济增速下降0.3个百分点，用电量增速下降3.75个百分点2014年，经济新常态下，我国政府对经济增速表现出更大的容忍度，更加追求经济的质量，促进经济增长方式的转变，经济增速下行，单位GDP的耗煤量也下行。在“经济增速下降”及“低煤耗经济增长方式转变”的双重影响下，全社会用电量大幅下降3.75个百分点至同比增长仅3.75%，发电量大幅下降3.72个百分点至同比仅增长3.9%，用电量及发电量双双创出98年金融危机以来最低值。 图二：2013年1季度及2季度，GDP增速连续大幅下滑 2、水电及进口动力煤冲击2014年，受装机容量增速及来水的双重影响，水电产量同比大增22.4%，贡献了发电增速3.9%中的3.4%。新增发电量中86.4%来自于新增水电量。根据我们的估算，22.4%的水电增速中，大约9.1%来自于装机容量的上升，13.3%来自于来水增加的影响。 图三：2014年水电增速高达22.4% 3、原煤产量被动负增长，动力煤进口增速大幅消减随着动力煤需求的低迷以及价格的不断下挫，动力煤供应被动调整。国内产量上看，由于诸多企业陷入亏损状态，产量增速由2013年0.8%的正增长降为-2.1%的负增长。进口量来看，进口增速由11.4%大幅下降至1.8%。产量及进口作为供应面的被动调整有利于动力煤价格的趋稳，减缓下跌势头，但是在产能严重过剩及用电量低迷的情形下，无法根本扭转动力煤价格的颓势，无法拉动动力煤价格的持续回升。 图四：预估2014年全国原煤产量同比下滑2.1%，动力煤进口增1.8% 第二部分 2015年动力煤供给面展望2013年煤炭行业固定资产投资完成额首次进入负增长区间，但受到此前投资高速增长的影响，截至2013年末仍有10.04亿吨/年的原煤产能有待投放，煤炭行业产能过剩压力依然较大。为助力煤炭行业脱困，2014下半年以来国家集中出台了一系列压缩内产和进口的救市政策。我们发现，8月以来原煤产量和动力煤进口量的同比增速确有下滑，但由于限供给政策于年中才推出，全年总体减产、减进口的效果尚且有限，前11个月原煤产量同比增加2.85%，动力煤进口量同比增加1.81%。 展望2015年，遏制煤矿超能力生产、大型煤企带头减产依然值得期待；年内行政干预对进口煤的影响较为明显，进出口关税调整、《商品煤质量管理暂行办法》的影响范围尚且有限，但限制进口煤冲击的趋势已经形成，关注明年进口煤优势波动和后续政策的跟进情况。 一、内产压缩：减产效果尚且有限，2015年有望大施拳脚随着煤炭行业“黄金十年”的终结，2013年首次出现煤炭开采与洗选业固定资产投资负增长2%的情况，2014年前11个月的累计投资额又同比下降8.5%。 图五：煤炭开采和洗选业固定资产投资减速 尽管煤炭行业投资萎缩的时代已经来临，但受过去十余年投资高速增长的影响，煤炭产能投放压力依然突出：2012年以来，原煤开采新增产能虽出现小幅度回落，但总体仍保持在3.98亿吨/年之上的高位水平，2013年新增原煤开采产能3.99亿吨/年；截至2013年末，仍有产能10.04亿吨/年的已施工原煤矿井有待投放，其中2013当年新开工的原煤开采规模也有4.42亿吨/年之多。 图六：原煤开采新增产能 图七：原煤待投放产能依然较高 2014年，为助力煤炭行业脱困，国家出台了一系列压缩国内供给的救市政策： 表2：2014年压缩内产政策一览 | | | | 2014-5-12 | 《国家安全监管总局等十二部门关于加快落后小煤矿关闭退出工作的通知》 | 到2015年底全国关闭2000处以上小煤矿。以辽宁、黑龙江、江西、湖北、湖南、重庆、四川、云南、贵州等省（市）为重点地区，逐步淘汰9万吨/年及以下煤矿，重点关闭不具备安全生产条件的煤矿，加快关闭9万吨/年及以下煤与瓦斯突出等灾害严重的煤矿，坚决关闭发生较大及以上责任事故的9万吨/年及以下的煤矿。 | | 2014-8-15 | 《关于遏制煤矿超能力生产规范企业生产行为的通知》 | 煤矿年度原煤产量不得超过登记公布的生产能力，月度原煤产量不得超过月均计划的110%；无月度计划的，月产量不得超过登记公布生产能力的1/12。2014年上半年煤炭产量已超过登记公布生产能力50%的煤矿，下半年要合理安排生产计划，确保年度煤矿不超能力生产。 | | 2014-9-23 | 《关于进一步做好煤矿生产能力登记公告工作的通知》 | 各地要抓紧对本地区生产煤矿的生产能力进行建档登记，并按规定及时向社会公布生产能力情况。现有生产煤矿的产能登记公告工作应于9月30日前完成，逾期未完成的，暂停核增生产能力，并依法依规限制生产。 | | 2014-10-28 | 《关于调控煤炭总量优化产业布局的指导意见》 | 今后一段时期，东部地区原则上将不再新建煤矿项目；中部地区（含东北）将保持合理开发强度，按照“退一建一”模式，适度建设资源枯竭煤矿生产接续项目；西部地区将加大资源开发与生态环境保护统筹协调力度，重点围绕以电力外送为主的千万级大型煤电基地和现代煤化工项目用煤需要，在充分利用现有煤矿生产能力的前提下，新建配套煤矿项目。 各地不得核准新建30万吨/年以下煤矿、90万吨/年以下煤与瓦斯突出矿井。要对未按规定取得项目核准文件的煤矿建设项目，进行全面清理；已开工的违规项目一律停建，已投产的违规项目一律停产，履行项目核准等相关法定手续。同时，要加强对现有煤炭生产能力管理，查处超能力生产行为；加快淘汰落后产能，继续淘汰9万吨/年及以下煤矿，鼓励具备条件的地区淘汰9万吨/年以上、30万吨/年以下煤矿，鼓励各地主动关闭灾害严重或扭亏无望矿井。 | | 2014-11-6 | 《关于全面清查和坚决制止煤矿违法违规建设生产的紧急通知》 | 落实主体责任、全面排查清理违法违规煤矿建设生产、落实各项停产措施、加大问责力度 | | | 从2014 年10 月起至2015 年4 月，在全国煤矿开展隐患大排查大整改行动，防范和遏制重特大事故，减少较大事故，降低事故总量。重点排查停产及停产整顿煤矿、煤矿建设项目和生产矿井。 |
资料来源：国投期货研究部整理 从政策实施的效果来看，8月以来主要原煤产地的当月产量同比增速确实有所下滑，但受上半年煤炭增产明显的影响，2014年前11个月全国原煤产量仍同比增长2.85%，增速较2013年全年的0.82%进一步升高；从“三西”产地来看，除内蒙古前11个月累计减产7.35%之外，山西原煤增产2.53%，陕西原煤增产4.88%，但增速已较2013年的5.39%、6.52%回落。 图八：全国原煤产量 图九：山西原煤产量 图十：陕西原煤产量 图十一：内蒙古原煤产量 在环比分析中，我们使用销量与库存增量倒推出产量的方法来增强数据可信度。从估计产量来看，2014年9月以来的3个月全国煤矿产量增加1420万吨，其中11月环比增加2744万吨；其中，国有重点煤矿3个月累计减产1149.79万吨。由此可见，国有重点矿在减产政策中起到一定的表率作用，年末煤矿增产主要是地方中小煤矿受价格利诱增产。 图十二：全国煤矿估计产量 图十三：国有重点煤矿估计产量 由此来看，2015年国内供给端减产压力依然较大，我们认为具体减产力度如何将主要受如下三个问题影响。 1、遏制煤矿超能力生产：限产空间有多大？8月15日，国家发改委、能源局、煤矿安监局联合发布《关于遏制煤矿超能力生产规范企业生产行为的通知》，特别提出“煤矿年度原煤产量不得超过登记公布的生产能力，月度原煤产量不得超过月均计划的110%；无月度计划的，月产量不得超过登记公布生产能力的1/12。” 截至今日，煤监局累计公布7个批次、26个产煤省的煤矿生产能力，整理数据显示全国登记公布的煤矿生产能力供给31.11亿吨。今年8月和9月，国家发改委两次发文部署遏制煤矿超能力生产的工作，可见其决心较为坚定。参照2013年全国原煤产量36.8亿吨，若该政策能够严格执行，可遏制超额产量5.69亿吨，占2013年原煤产量的15.46%，限产空间可观。 表3：2014年全国煤矿登记公布生产能力 | | | 山西 | 72225 | | 内蒙古 | 71432 | | 陕西 | 29941 | | 山东 | 16943 | | 河南 | 16916 | | 贵州 | 15027 | | 黑龙江 | 11407 | | 其他 | 77190 | | |
资料来源：国家煤矿安监局，国投期货研究部整理 2、大型煤企减产：诚意几何，落实情况如何？7月下旬，中国煤炭工业协会召开14家特大型煤企座谈会，特别提出“控制总量，全国下半年煤炭产量需调减10%以上”，号召大型煤炭企业减产，神华、中煤等多个大型煤企纷纷公布减产计划。根据我们对各家煤企减产措辞的解析和实际落实情况的跟踪，多家企业的减产参照为2014年原计划产量，调整为同比后减产承诺的力度已大幅缩水，部分企业甚至“明减暗增”；除神华、中煤两家的减产承诺得以落实部分之外，其余煤企基本没有履行减产承诺。由此来看，2015年煤企减产更多要倚仗龙头企业加大减产力度、同行企业跟紧减产步伐。 表4：大型煤企减产承诺及落实情况 | | | | 神华集团 | “年度限产5000万吨、减销6000万吨。” 即产销量分别较2013年下降10.04%、10.66%。 | 2014年前10个月，中国神华商品煤减产660万吨/2.5%，煤炭销量下降3700万吨/8.96%。 | | 中煤能源 | “较原计划的2014年度原煤计划产量调减约10%，调整后的2014年度原煤计划产量将较2013年度的原煤实际产量减少约5%。” 即产量较2013年下降861万吨/5.5%。 | 2014年前11个月，中煤能源商品煤减产298万吨/2.72%，煤炭销量下降20万吨/0.14%。 | | 同煤集团 | “下半年煤炭产量和销量分别下降1000万吨以上。” 若减产参照为去年同期，则年度产量较2013年下降351.99万吨/2.45%；若减产参照为今年上半年，则年度产量较2013年下降89.35万吨/0.62%。 | 2014年前10个月，同煤集团增产1237.66万吨/10.53%。 | | 阳煤集团 | “调整下半年煤炭生产计划，按全年商品煤计划总产量的10%执行，年底前集团煤炭产量将下降700万吨以上。” 即产量较2013年下降9.8%。 | 2014年前10个月，阳煤集团减产6.47万吨/0.11%，增销14.97万吨/0.28%。 | | “把全年产量由年初的5000万吨下调至3850万吨，主动减产1150万吨。” | 2013年度报告显示冀中能源原煤产量3747.06万吨，2014年计划产量3600万吨。 即产量调整后较2013年增产2.75%，较2014年计划产量增加6.94%。 |
资料来源：上市公司公告，国投期货研究部整理 3、煤炭资源税费改革如何影响动力煤成本支撑？10月9日，财政部和国家税务总局发布了《关于实施煤炭资源税改革的通知》，自12月1日起在全国范围内实施煤炭资源税从价计征改革，同时清理相关收费基金，具体适用税率由各省财税部门在2%-10%的幅度内自行拟定。本次煤炭资源税费改革以“清费”为基础，具体包括清理涉煤收费基金，停止征收煤炭价格调节基金，取消原生矿产品生态补偿费、煤炭资源地方经济发展费等，取缔省以下地方政府违规设立的涉煤收费基金，严肃查处违规收费行为，原则上不加重煤炭企业总体负担。 截至今日，有消息显示山西拟定煤炭资源税适用税率为8%、内蒙古为9%、陕西为6%，经过对“清费立税”总体影响的梳理，我们发现改革前后煤炭企业负担普遍下降，多个动力煤品种的成本支撑直接下降15-20元/吨。随着动力煤边际成本曲线下移，将有更多的中小煤矿扭亏为盈，从而加大总体供给压力。 表5：煤炭资源税费改革总体影响 | | | | | | | | | | 山西省 | 煤炭可持续发展基金+煤炭稽查管理费+矿产资源补偿费+煤炭价格调节基金+水资源费+水土流失防治费+森林植被恢复费+环境治理保证金+转产发展基金 | 大同动力煤 | 388 | 45.75 | 5 | 8% | 31 | -20 | | 大同南郊动力煤 | 352.5 | 44.86 | 5 | 8% | 28 | -22 | | 陕西省 | 煤炭价格调节基金+煤矿维简费+水土流失防治费+煤炭计量费+矿产资源补偿费+水资源费 | 神木烟煤块 | 332.5 | 33.98 | 5 | 6% | 20 | -19 | | 神木烟煤末 | 235 | 33 | 5 | 6% | 14 | -24 | | 榆林动力煤 | 320 | 33.85 | 5 | 6% | 19 | -20 | | 榆林烟煤末 | 242.5 | 33.08 | 5 | 6% | 15 | -24 | | 煤炭价格调节基金+煤矿维简费+煤炭运输保价费+矿产资源补偿费+水资源费+水土流失防治费+森林植被恢复费 | 霍林郭勒褐煤 | 120 | 21.35 | 5 | 9% | 10.5 | -15.5 | | 赤峰烟煤 | 170 | 27.85 | 5 | 9% | 15 | -18 | | 鄂尔多斯动力块煤 | 340 | 29.55 | 5 | 9% | 30 | -4 | | 鄂尔多斯混煤 | 150 | 27.65 | 5 | 9% | 13.5 | -19.5 | | | | | | | |
资料来源：国投期货研究部 二、进口压缩：行政干预效果显著，关税调整意在长远为配合内产压缩，2014年国家通过调整煤炭进出口关税、出台《商品煤质量管理暂行办法》和行政干预的方式缓解进口煤对国内市场的冲击。2014年9月，发改委曾部署今年煤炭进口量同比减少5000万吨，1-8月中国煤及褐煤进口量同比下降1114.8万吨，顾后四个月尚需压缩进口量近4000万吨，其中主要电力企业承担减少2000万吨，由9家参会企业分担减进口指标。 表6：9大电企减进口指标 | | | 华能集团 | 816万吨 | | 国电集团 | 320万吨 | | 大唐集团 | 185万吨 | | 华电集团 | 150万吨 | | 中电投集团 | 100万吨 | | 浙能集团 | 116万吨 | | 粤电集团 | 206万吨 | | 华润电力 | 72万吨 | | |
资料来源：瑞茂通 2014年前11个月，我国累计进口煤及褐煤2.64亿吨，较去年同期大幅下降9.37%。 7月以来，煤及褐煤进口量的同比增速已开始下滑，受行政干预进口煤的影响，下半年单月煤炭进口量总体处于低位水平。分煤种来看，2014年煤炭进口量主要受无烟煤进口减22.64%、炼焦煤进口减18.65%的影响，前11个月动力煤进口增速较2013年回落9.57个百分点，但依然正增长1.81%。
图十四：煤及褐煤进口量 图十五：煤炭进口增速 由于本次政府对煤炭进口量的行政干预仅限于2014年，因此2015年的煤炭进口前景如何仍需对进出口关税调整、《商品煤质量管理暂行办法》的有效性进行评估。 1、煤炭进出口关税调整影响几何？10月8日，国务院关税税则委员会发布了关于调整煤炭进口关税的通知： 自2014年10月15日起，取消无烟煤（税号：27011100）、炼焦煤（税号：27011210）、炼焦煤以外的其他烟煤（税号：27011290）、其他煤（税号：27011900）、煤球等燃料（税号：27012000）的零进口暂定税率，分别恢复实施3%、3%、6%、5%、5%的最惠国税率。 其中涉及动力煤的品种为“炼焦煤以外的其他烟煤”（6%）和“其他煤”（5%），由于“其他煤”仅涉及印尼动力煤，而印尼属东盟十国依旧享受自贸协定零税率，故本次关税上调的直接影响是将自澳大利亚、俄罗斯、南非、朝鲜、美国等主要国家进口的动力煤关税上调至6%。以10月进口澳大利亚和俄罗斯动力煤的单价为基准，进口关税上调后成本分别增加29元/吨和24.8元/吨。 尽管进口关税上调在一定程度上增加了进口煤成本，但我们发现在8月国内动力煤价格上涨、澳元走弱带动澳煤美金价格下跌的综合作用下，进口澳煤相对于国内下水煤的价格优势已连续3个月上行，11月更是高达57.9元/吨。在此背景下，下半年动力煤进口量同比下降更多是国内需求疲弱、行政干预电力企业分担减进口指标的结果。 图十六：动力煤进口量及进口优势 除印尼因享受“中国-东盟自由贸易协定税率”免受影响之外，中国和澳大利亚已于11月17日完成自由贸易协议谈判，现对其动力煤征收的6%关税将在2年内豁免。从今年前10个月动力煤进口情况来看，澳大利亚和印尼分别占动力煤进口来源的53.1%和25.46%，二者合计在动力煤进口总量中占比近80%，可见动力煤进口关税上调的决心尚不坚决，政策力度尚且有限。 12月12日，财政部发布《2015年关税实施方案》，将煤炭出口暂定税率自10%下调至3%。我们梳理了历次煤炭进出口关税调整政策，发现关税的调整对煤炭进出口量具有趋势性影响。当前煤炭进口关税上调、出口暂定税率下调的窗口已经打开，后续政策决意加强、调整趋势形成将有利于抑制进口煤冲击、为国内过剩产能寻找外围出路。 图十七：煤炭进出口关税政策调整 2、《商品煤质量管理暂行办法》对进口劣质煤是否构成约束？2014年9月15日，《商品煤质量管理暂行办法》正式出台，并将于2015年1月1日起实施。相对于5月份征求意见稿中的内容，正式出台的《商品煤质量管理暂行办法》对商品煤的质量规定更为严格，但是对进口煤更为放松。同时，也为实际操作留下空间。 表7：商品煤质量管理办法细文 | | 商品煤 | 远距离运输（进口）商品煤 | | 褐煤 | 其他煤种 | 褐煤 | 其他煤种 | | 灰分 | ≤30% | ≤40% | ≤20% | ≤30% | | 硫分 | ≤1.5% | ≤3% | ≤1% | ≤2% | | 发热量 | | | Q≥3946 kcal | Q≥4305 kcal | | 商品煤质量管理暂行办法（征求意见稿） | | 商品煤 | 远距离运输和进口动力用煤 | | 炼焦用煤 | 褐煤 | 其他煤种 | | | 灰分 | ≤12% | ≤40% | ≤40% | ≤25% | | 硫分 | ≤1.75% | ≤3% | ≤3% | ≤1% | | 发热量 | | Q≥2870 kcal | Q≥3587 kcal | Q≥4544 kcal | | | | | | | | | | | | |
资料来源：国投期货研究部整理 此前市场认为正式稿将严厉打击进口劣质煤，一是特别对运距超过600公里远距离运输的商品煤提高了质量要求，二是提出“京津冀及周边地区、长三角、珠三角限制销售和使用灰分（Ad）≥16%、硫分（St,d）≥1%的散煤。” 但随后已有省级检验检疫局出面澄清：1）不达远距离运输标准的进口煤炭，可以在600公里内的中转地通过配煤达到相应标准，再运至消费地。2）明确“散煤”定义，表示散煤即为家庭自用的蜂窝煤，与进出口的散装煤区别开。由此来看，《商品煤质量管理暂行办法》对进口劣质煤的遏制作用尚且有限。 第三部分2015年动力煤需求展望随着中国经济增长由“高速”进入“中高速”的新常态，发电量增速已回落至4%-6%的低位区间，我们预计2015年发电量将自今年低位增长5.69%。随着清洁能源装机容量增速回落、发电设备平均利用小时数陷入负增长，2015年其对火电的挤压将得到释放。预计2015年火电增速将自今年的0.29%回升至7.09%左右，在总体发电量中占比由77.33%回升至78.36%，由此带动火电煤耗需求增长6.04%。 一、“新常态”下发电量增速总体放缓，2015年稳中有升当前中国经济正处于经济增长速度换挡期、结构调整阵痛期、前期刺激政策消化期“三期叠加”的新常态之下，其重要特点便是经济增长从高速档切换至中高速档。根据国投期货宏观团队对经济增速的预测，2014、2015年我国GDP同比增速将分别达到7.4%和7.3%。 图十八：电力消费弹性系数 图十九：全社会用电量同比增速 2011年以来，受电力消费结构调整、工业用电占比向第三产业转移，以及能源使用效率提高的影响，我国的电力消费弹性系数已呈现明显的下降趋势。今年前三季度电力消费弹性系数为0.52，即1%的GDP增长将带来0.52%用电量需求的增长。我们假设2015年的电力消费弹性系数与2012年相似，今明两年的电力消费弹性系数分别为0.55、0.75，则今明两年的全社会用电量增速将达4.07%、5.48%。以今年前11个月发电量与全社会用电量增速的相关性为参照，2014、2015年发电量将达54669.75亿千瓦时和57780.46亿千瓦时，同比增速分别为4.23%和5.69%。 图二十：发电量及同比增速 二、2014年清洁能源投产总体减速，火电新增容量稳中有升2014年前11个月，电源基本建设投资完成额2886.56亿元，较去年同期下降6.14%。其中，水电、火电、风电、核电在全部电源基本建设投资完成额中分别占比27.2%，27.12%、25.64%和16.3%。受去年基数偏高的影响，今年前11个月水电电源基建投资完成额同比大幅下降28.51%，核电投资额同比下降10.48%，火电投资额同比微降1.01%基本持平，风电投资额则同比大增51.19%。 图二十一：电源基本建设投资完成额 图二十一：电源基本建设投资完成额同比增速 受基数效应和发电设备投产节奏的影响，我们发现发电新增设备容量具有明显的大小年现象，表现为新增发电总容量的同比增速在正负区间交替波动。2013年为发电设备投产大年，总体新增设备容量9400万千瓦，同比增长13.05%；2014年则为发电设备投产的小年，前11个月累计新增发电设备容量6706.09千瓦，较去年同期下降3.25%。 图二十二：发电新增设备容量 从分项结构来看，我们不难发现两个有趣的现象： 一是2013年为水电、太阳能、核电三大清洁能源发电设备的投产高峰，当年水电、太阳能、核电的新增设备容量分别为2993万千瓦、1130.46万千瓦和220.78万千瓦，依次同比增长78.58%、953.16%和234.52%。2014年水电、太阳能的投产规模则出现明显回落，前11个月新增发电设备容量分别较去年同期下降26.31%和45.08%，导致新增水电设备容量在总体发电新增设备容量中的占比自2013年的31.84%下降至27.16%，新增太阳能发电设备容量占比自12.03%下降至3.3%。 二是在国家侧重清洁能源投产的大趋势下，新增火电设备容量在连续5年低速、甚至负增长之后，2014年前11个月迎来了同比增长15.19%的局面，火电在总体发电设备新增容量中的占比也自2013年的38.83%回升至50.77%。 图二十三：发电新增设备容量解构 图二十四：发电新增设备容量同比增速 三、2015年发电设备容量增速总体下滑，火电设备增长中枢继续下移近几年来，我国规模以上电厂的发电设备容量增速总体呈现下降趋势。2013年为发电设备投产大年，6000千瓦及以上电厂发电设备容量同比增长9.3%；受基数偏高和2014年发电设备投产规模回落的影响，截至11月规模以上电厂发电设备容量的同比增速回落至8.8%。根据中国电力企业联合会对2020年电力装机容量的规划，我们对2015年总体和分项发电设备容量的增长速度进行了预测，预计明年规模以上电厂总体发电设备容量的同比增速将继续下降至6.1%。 图二十五：6000千瓦及以上电厂发电设备容量 表 8：2020年电力装机容量规划 | | | | 火电 | 8.62 （气电4309）亿千瓦 | 11（气电1亿）亿千瓦 | | 水电 | 2.8亿（抽水2000万千瓦） | 4.2亿（抽水7000万千瓦） | | 核电 | 1461万千瓦 | 运行5800万（在建3000万以上） | | 风电（海上风电） | 7000（50）万千瓦 | 2亿千瓦（3000） | | 光伏发电（分布式光伏） | 1479万千瓦 | 7000（3500）万千瓦 | | 生物质发电 | 769万千瓦 | 2000 | | | |
资料来源：中国电力企业联合会 从分项结构来看，2013年为水电设备投产的大年，规模以上水电发电设备容量同比增长12.3%，同样受到基数偏高和2014年水电投产规模回落的影响，截至11月规模以上水电设备容量的同比增速回落至9.06%，预计2015年进一步下滑至5.46%；与此相对应，继2013年规模以上火电设备容量的同比增速下滑至5.7%后，今年前11个月依然维持了5.83%的适当增速，预计2015年下滑至3.17%。此外，虽然规模以上风电设备容量的同比增速逐年下滑，但截至11月风电、核电设备容量的同比增速依然高达24.73%和28.61%，考虑中长期规划后2015年同比增速或回落至17.38%和20.67%，但清洁能源高速发展的趋势依然清晰。 图二十六：6000千瓦及以上电厂发电设备容量同比增速 四、今年来水偏丰，2015年清洁能源利用小时面临回落根据2014年前11个月发电设备平均利用小时数和水电、风电、核电工作小时的季节性规律，我们对2014年清洁能源发电的平均利用小时数进行了估计。2014年前11个月三峡平均入库流量14541立方米/秒，较去年同期增长18.98%。受今年来水偏强的影响，我们预计2014年将成为水电利用小时数的大年，全年平均利用小时数将达3649.84小时，同比增长10%。此外，受到用电需求低迷、装机容量大幅增长的影响，2014年风电和核电的平均利用小时被压缩至1856.01小时和7441.11小时，分别较2013年下降10.77%、5.73%。 图二十七：三峡月均入库流量 展望2015年的清洁能源发电设备利用情况，由于来水具有明显的“大小年”现象，连续两年丰水的情况较为罕见，我们预计2015年水电平均利用小时数降下降8.22%至3350小时左右；由于总体用电量需求增速仍处低位区间，2015年风电、核电的装机容量增速或有回落但仍处于高位区间，我们预计明年风电、核电的平均利用小时数将继续下降5.71%和1.9%至1750小时、7300小时的水平，降幅因今年基数已偏低而有所缩窄。 图二十八：发电设备平均利用小时 图二十九：发电设备平均利用小时增速 五、2015年清洁电力出力回落，火电或增产7.09%2014年，发电量分项结构的一个突出特点便是水电等清洁能源迅猛增长，对火电市场份额构成挤压：今年前11个月，火电产量同比下降0.3%，水电、核电、风电产量的同比增速则分别高达22.4%、18.28%和10.01%，累计产量在全部发电量中占比22.99%，较2013年提升3.17个百分点。为研究清洁能源发电量大幅增加的原因，我们特别将水电增长指数分解为装机容量增长指数和利用小时数增长指数。不难发现，2010、2012年水电大增主要受丰水年影响，而2014年水电产量大幅增加则是丰水年和2013年投产高峰后水电装机容量大增相叠加的结果。 图三十：发电量解构 图三十一：水电增长指数分解
基于前篇对清洁能源规模以上装机容量增速和平均利用小时数增速的分析，我们对今明两年清洁能源发电量进行了预测：2015年清洁能源装机容量增速总体回落，水电利用小时数受基数偏高、枯水年影响大概率将负增长8%以上，核电、风电的平均利用小时数也将继续回落。由此来看，我们预计2015年水电产量将下降3.2%至9162.8亿千瓦时，核电、风电产量分别将达到1587.87亿千瓦时、1725.85亿千瓦时，增速分别自2014年全年的21.24%、11.3%回落至18.38%、10.68%。 图三十二：发电量 图三十三：发电量同比增速 结合此前我们对今明两年总体发电量和清洁能源发电量的预测，继2014年火电产量微弱增长0.29%之后，2015年火电产量增速将回升至7.09%左右，发电规模达45275.04亿千瓦时。火电在总体发电量中的占比也将自2014年的77.33%，小幅回升至78.36%。 六、发电标准煤耗率趋降，2015年火电耗煤或增6.04% 受到火电机组大型化和能源使用效率提高的影响，我国发电标准煤耗率呈现下降趋势。预计2015年发电标准煤耗率将自2014年的299克/千瓦时进一步下滑至296克/千瓦时。以此为基础测算，2015年火电耗用原煤将自2014年的17.7亿吨增长至18.77亿吨，同比增速由-0.51%回升至6.04%。
图三十四：发电标准煤耗率 图三十五：火电耗煤需求及同比增速 第四部分 2015年动力煤行情展望2014年，受制于用电量低迷及水电冲击，动力煤价格震荡下跌，BSPI年度收跌16.8%，均价下跌11.4%。郑商所动力煤期货主力合约收报477.2，年度收跌15.2%。 展望2015年，我们对动力煤需求持相对乐观态度。一方面，我们认为经济增速下降趋缓，投资性活动上升，将带动全社会用电量增速由2014年预估的4.07%上升至5.48%，发电量将由2014年预估的4.23%上升至5.69%。另一方面，水电增速将由2014年预估的19.97%下降至-3.2%，其中水电装机容量增速预计5.46%，来水影响增速-8.22%。综合来看，我们预计2015年火力发电量增速在7.09%左右。 动力煤的供应面存在诸多变数。对于国内产量来说，产能过剩是不争的事实，政府对超产行为的管控执行力度将是影响国内产量的最大变数。我们认为，在当前价格下，不少煤矿本身已处于亏损状态，同时当前的核定产能远远小于2014年产量，所以当前520左右的实际成交价格下，国内产量的上升幅度可能有限。但是，由于核定产能本身是可变的，所以一旦价格上升至530-550的区间，我们预计利润的驱使下产量又将蜂拥而至。另一方面，煤企税费成本的下降可能提升煤企的盈利空间，从而刺激产量。综合来看，我们认为，国内产量总体上内生于价格及税费下煤企吨煤利润，530-550的价格区间难以持续维系，可能决定了明年的价格上限。对于动力煤进口，我们认为进口量的行政管制难以持续，进口煤指标约束的效果也有限，内外价差将是制约动力煤进口量大小的主导因素。其中澳元及人民币汇率将是最大的变数。我们认为，澳煤5500大卡动力煤FOB价格72澳元已经接近成本支撑，同时澳元汇率具备止跌反弹的可能，而人民币汇率在宽松政策可能贬值，当前人民币汇率相对于澳元汇率不排除10%的贬值空间，那么进口澳煤的CFR成本可能在480至530之间波动，对应期货盘面则在500至550之间波动。 综合动力煤2015年的供需情况，我们预计动力煤期货价格陷入宽幅震荡，区间大致在480-550，振幅14.6%，均价与2014年可能大致持平，预计在510-515之间。行情节奏上，我们预计上半年动力煤行情震荡偏强，动煤期货主力可能在4-5月份大秦线检修期间或者7-8月份迎峰度夏期间达到540-550左右的高点，价格的低点可能出现在9-10月份，届时可能面临产量及进口急剧上升的压力，动煤期货主力可能再度打到500以下，甚至480的水平。 | 研究员介绍 | 郭建权：中央财经大学金融硕士，国投期货黑色投研团队负责人。2010年-2012年期间，在中粮期货从事金属及宏观策略研究，主持完成上海期货交易所课题《钢铁生产企业套期保值策略研究》，担任中粮集团月度行情分析会大宗商品宏观策略主讲。2013年5月，加盟国投中谷期货资产管理部，从事黑色期货交易策略研究与资产管理业务，曾获2013年大连商品交易所首届焦煤焦炭研究员评选第1名。 高明宇：中国科学院研究生院经济学硕士，现任国投中谷期货研究部能源研究员，从业资格证号：F0302201，投资分析考试合格证号：TZ008682。专注原油、煤炭相关品种的基本面研发和策略设计，撰写原油、沥青、动力煤系列常规报告和专题报告，为客户设计投资和套期保值策略。 | 公司介绍 | 国投中谷期货：公司主要从事商品期货经纪、金融期货经纪、期货投资咨询业务及资产管理业务。国投中谷期货一直以良好的信誉、安全快捷的交易通道及规范严格的风险管理竭诚为投资者提供专业化期货服务。多年来，公司牢牢把握“为产业和机构客户服务”的宗旨，通过差异化竞争策略，在为客户提供多元化研发产品、一站式交割服务、风险管控体系设计方面形成了核心竞争优势，树立了“期货理财和风险管控专家”的品牌形象。 | 法律声明 | 一般声明 本报告由国投中谷期货有限公司（已具备中国证监会批复的期货投资咨询业务资格）制作。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国投中谷期货有限公司及其关联机构（以下统称“国投期货”）对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供投资者参考之用，不构成所述期货品种买卖的出价或征价。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业财务顾问的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国投期货及/或其关联人员均不承担任何法律责任。 本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国投期货可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。 国投期货的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国投期货没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国投期货的其他业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。 国投期货亦可依据其他国家或地区的法律法规和监管要求于该国家或地区提供本报告。 特别声明 在法律许可的情况下，国投期货相关股东单位可能会持有本报告中提及公司所发行的期货品种头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到国投期货及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一依据。 本报告的版权仅为国投期货所有，未经书面许可任何机构和个人不得以任何形式转发、翻版、复制、刊登、发表或引用。
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发表于 2016-11-11 14:42:34
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