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新增产能缓释与全社会库存水平低重叠，煤炭供应依然扎实。预计6月中旬至7月份夏季旺季到来时，动力煤市场价格将上涨，夏季高点可能达到700元/吨。继续看好该板块超卖反弹的机会。经济的弹性、该行业的低估值和政府政策的相机选择是确保反弹的先决条件。反弹推荐性能更好估值更低的动力煤:兖州煤业(01171)、中国神华(01088)。

产能进一步集中在“三西”地区，规模进一步扩大

2016年和2017年，总产能将达到5-6亿吨。据中国煤炭协会统计，截至2015年底，全国煤矿总产能57亿吨，其中正常生产改造39亿吨，停产煤矿3.08亿吨，新建扩建煤矿14.96亿吨(约8亿吨为未经批准的违法项目)。根据中国煤炭协会的数据，截至2017年11月，中国煤矿总产能为51-52亿吨/年，其中有效产能39亿吨，在建及技改煤矿12-13亿吨(中值12.5亿吨)。从两个数据对比可以看出，两年内共淘汰产能5-6亿吨(中值5.5亿吨)，与《2017年煤炭减容工作进展及2018年煤炭减容工作思考》披露的5.6亿吨数据吻合较好。

2017年底能源局公布的法定产能约为43.6亿吨。根据国家能源局2018年第3号公告，截至2017年底，安全生产许可证等许可证齐全的生产煤矿3907座，总生产能力33.36亿吨；已批准(审批)开工建设的煤矿1156个(其中生产煤矿同步改造项目83个)，生产能力10.19亿吨，其中已建成投产的煤矿230个，生产能力3.57亿吨，各类法定生产能力总量约43.6亿吨。值得注意的是，能源局公告的范围不包括未取得开工建设审批(审批)等审批手续的建设煤矿，以及未取得相关证照的生产煤矿。对比中国煤炭协会2017年11月的产能数据，可以发现，未办理法定合规手续的在建煤矿产能分别约为207/5.88亿吨(总产能中位数为51.5亿吨)。这些所谓的“非法和非法产能”并不是真正意义上的完全非法，部分原因是因为历史遗留的一些问题迟迟没有获得许可，实际上可能有一定的产量。

2017年下半年，预计将淘汰约1亿吨合规能力。根据能源局公告，2017年6月底法定生产能力为44.6亿吨，其中有安全生产许可证和其他许可证的生产煤矿4271个，生产能力34.08亿吨/年；已批准(审批)开工建设的煤矿1228个(其中生产煤矿同步改造项目89个)，生产能力10.53亿吨/年，其中已建成投产的煤矿231个，生产能力3.68亿吨/年。与两次公告相比，产煤矿产产能下降7200万吨，在建煤矿产能下降3400万吨，总量1.06亿吨，与2017年产能淘汰总量超过2亿吨相吻合。

就产能而言。根据能源局的数据，2017年底，山西(9.05亿吨)、内蒙古(8.22亿吨)、陕西(3.82亿吨)的总产能为21.1亿吨，占全国的63%。产能超过1亿吨的其他省份包括河南(1.55亿吨)、山东(1.53亿吨)、贵州(1.53亿吨)、安徽(1.43亿吨)。上述四大产煤省的总产能约为6亿吨，约占全国总量的18%。

就在建产能而言。山西、内蒙古、陕西在建产能分别为2.99亿吨、2.72亿吨、1.84亿吨，总量为7.55亿吨，占全国总量的71%以上，未来产能进一步向“三西部”倾斜。由于山西、陕西存在大量资源整合矿山，在建矿山实际新增产能较低，“三西”地区新增产能预计为5.4亿吨，约占全国总量的70.4%。除了“西部三区”，宁夏(5300万吨)、云南(4200万吨)、黑龙江(3200万吨)、贵州(2800万吨)等省份也处于全国前列，未来可能有产能释放。

从产能分布来看，产能主要集中在100-500万吨，总产能14.4亿吨，占总产能的43.1%，其次是500万吨以上(占30.1%)、3亿吨-100万吨(占21.5%)和30万吨以下(占5.3%)。100万吨及以上矿井产能24.4亿吨，占73%，是我国煤炭生产的主力军。

从生产矿井数量来看，30万吨以下的小煤矿多达1794个，占煤矿总数的45.9%，其次是30-100万吨(占32.7%)、1000-5000吨(占18.9%)和500万吨以上(占2.5%)。100万吨以下矿山3070个，占78.6%。小而散的矿山特点还是很明显的。

就在建矿井而言，单井平均产能为92万吨，比生产中的85万吨高出近8%，行业规模效应进一步增强。500万吨及以上的矿井产能占比最高，合计3.71亿吨，占35%，其次是30-1000吨(占33.3%)，1000-5000吨(占27.6%)及30万吨以下(占4.1%)。

从数量上看，30-1000吨规模是在建矿山的主力，共有624个矿山，占54%，其次是30万吨以下(占27.1%)，100-500万吨(占15.1%)，500万吨以上(占3.9%)。

行业视角:预计2018年产量将增加约1亿吨

2018年1-4月，产出发布依然缓慢。2018年4月，全国原煤产量2.93亿吨，同比增长4.1%(统计口径发生变化，可能是因为2017年统计局减少了非法矿产品和工程煤的数量)，比3月份高2.8%。增长率为1.1%。虽然产量从3月份的2.9亿吨略有回升，但仍然不高，产能整体释放率不高；1-4月，中国原煤累计产量10.97亿吨，同比增长3.8%，增速比第一季度低0.1个百分点。

山西、陕西、蒙古比例进一步上升。1-4月，产量排名前三的山西、陕西、蒙古原煤总产量7.4亿吨，占全国产量的67.5%，比去年同期提高1.0个百分点，主产区原煤产量占比进一步提高。其中山西、陕西原煤产量释放较快。山西省4月原煤产量7411.4万吨，同比增长1.4%，比3月增长6.5%，环比增长7.8%；1-4月总量26861.6万吨，与上年基本持平。陕西省4月原煤产量4915.8万吨，同比增长11.3%，比3月增长3.5%，环比增长5.5%；1-4月累计1.79306亿吨，同比增长14.6%。相比之下，内蒙古自治区4月份原煤产量为7719.8万吨，同比增长7.4%，同比增长1.7%，环比下降5.9%；1-4月累计2.92309亿吨，同比增长5.1%。

已进入联合试运行的在建煤矿。据国家能源局公布，截至2017年底，国内在建合法合规产能10.19亿吨，其中已建成投产煤矿3.57亿吨。所谓联试运行，是指煤矿竣工验收前的试生产磨合，一般时间为3-6个月。据我们统计，已宣布进入联合试运行阶段的煤矿主要集中在陕陕宁萌四个地区，总产能3.43亿吨，约占95%。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2.24亿吨、9800万吨、2000万吨和2100万吨。

(1)新建煤矿。新建煤矿总产能2.24亿吨，主要集中在蒙、陕、宁三个地区，三省合计2.17亿吨，约占总规模的97%。据我们对这类新建矿山的统计，很多已经成熟(前期可能在证照不全的情况下已经投产)，如查哈苏(1000万吨)、小荠汗(1000万吨)、三道沟(900万吨)、扎尼河露天矿(600万吨)等。，基本达到批准的生产能力。即使试运行后，产量也难以提高。这也可以从陕西、内蒙古两省的产出数据中看出。2017年，陕西和内蒙古煤炭产量分别超过核定产能1.88亿吨和5600万吨，合计2.44亿吨。我们认为，这与上述已投产的联合试运行煤矿有关(其中部分可能与非法矿井生产或尚未公布的超产能生产有关)。此外，部分矿井(如红旗岭煤矿)已于2017年和2018年开始试生产或正式投产，预计2018年随着产能利用率的提高，部分产量会有所增加。

(2)煤矿技术改造和煤矿改扩建。煤矿技术改造和煤矿改扩建是在原有生产能力的基础上提高生产效率或生产能力。与建设规模(2200万吨)相比，这两类煤矿新增产能较小。由于近两年企业规模较小，没有明显的扩张动力，预计这两类煤矿新增产量贡献较小。

(3)资源整合煤矿。煤矿资源整合是历史遗留问题，主要集中在山西和陕西两省。整体建设规模约9800万吨。由于生产条件复杂、安全系数低、所有制结构复杂、融资困难，我们预计这类矿山难以投产，产出贡献有限。

总体而言，已宣布进入联合试运行状态的在建矿山可以在2018年贡献一定的新产量，但由于陕蒙地区许多新矿山在前期已经投产，2018年的新产量有限，我们估计约为6000万吨。

尚未进入联合试运行状态的在建煤矿。根据煤炭行业十三五规划:“缩小鲁西、冀中、豫淮北大型煤炭基地生产规模，控制孟东(东北)、金北、晋中、靳东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模，有序推进陕北、神东、黄龙、新疆大型煤炭基地建设”，未来产能提升将来自资源禀赋优良的西北地区。根据能源局发布的数据，陕西、陕西、宁萌地区(未进入联试运行)在建矿井总产能为4.4亿吨，占总规模的63%，其中新建、技改、改扩建煤矿总产能约为1.74亿吨。考虑到新建煤矿需要3年左右的时间，联合试运行需要6个月，预计2018年这类煤矿贡献3000万吨左右。

无法解释的非法矿井。根据前面的分析，我们估计，中国在建的没有合法合规程序的煤矿的产能分别约为2.07/5.88亿吨，而这些所谓的“非法产能”由于历史遗留的一些问题而迟迟未能获得许可证。根据国家文件，此类矿山禁止生产，但有一定的产量贡献，但数量估计不多。国家发改委表示，为了加快优质产能的释放，增加行业的有效供给，可能会加快一些不达标矿山的产能置换和手续审批，并使其合法化。已投产或未来可能投产的此类矿井(如兖州煤业1500万吨的营盘号煤矿、陕西煤业500万吨的元大潭煤矿等。)可能会发布新的制作。但考虑到更严格的安全环保情况，整体释放的产量可能有限。我们希望如此

总体来看，很多已经进入联合试运行状态的新建煤矿，已经生产出了较为成熟的煤矿，资源整合型煤矿由于生产条件复杂、所有制结构复杂、融资困难等原因，难以投产。尚未进入联试运行状态的在建矿山仍需时间建设，未公布的“违法违规”矿山需要产能置换指标，在安全环保要求更加严格的背景下，产量释放受限。我们预测，2018年行业新产量将受到限制。根据我们前面提到的判断，新增产量可能在1亿吨左右，即2018年的产量预计在36.2亿吨左右(2017年为35.2亿吨)。

从上市公司来看:资本支出计划较为谨慎，没有明显的生产扩张计划

2018年，行业固定资产投资增速没有提高。2016年下半年以来，煤炭行业利润持续提升，行业资产负债表得到一定程度的修复。经过近两年的时间，煤炭行业的资产负债率已经从2016年4月底的70.2%的高点下降到2018年3月底的66.4%。虽然下降了3.8%，但仍处于高位。2013年以来，煤炭行业固定资产投资累计增长率一直处于持续负增长状态。在行业低迷时期，煤炭企业的资本支出更多地集中在设备更新上，而不是产能扩张上。虽然企业经营效率有所提高，政策条件有所放宽，但2018年前4个月固定资产投资累计增速仍为负值，同比下降5.4%，可能与煤炭企业资产负债率偏高，在需求预期偏弱的背景下对扩大生产缺乏信心有关。

2018年，大多数上市公司对煤炭资本支出持谨慎态度。从上市公司的角度来看，2011年基本对应资本支出高点，然后呈现整体下降趋势。2017年神华、兖煤、中煤的能源资本支出分别为46亿元、69亿元、56亿元，分别仅为2011年的26%、52%和26%。行业盈利能力持续改善一年半以上，但上市公司对煤炭行业的资本支出保持了较为谨慎的态度。2018年神华(第一批)、陕煤、兖州煤、中煤分别为24亿元(-47%)、35亿元(-22%)、97亿元(+41%)和94亿元(+67)如果兖州煤业剔除两个煤化工二期项目的支出，资本支出仅为50亿元，在同口径下同比下降5%；中煤能源2018年资本支出增加，主要投资小惠沟煤矿(300万吨)、木都柴登煤矿(600万吨)、那林河二矿(800万吨)、大海泽煤矿(1500万吨)等煤矿项目，其中前三家煤矿可能要到2019年才能投产，大海泽煤矿可能要到2020年及以后才能投产。总体而言，除中煤能源外，2018年其他大型煤炭企业的资本支出没有明显扩大。

据我们统计，2018年，29家煤炭上市公司计划产量同比大幅增长:兖州煤业(+2008万吨，涨幅+25%)、浩华能源(+376万吨，涨幅+46%)、新集能源(+216万吨，涨幅+16%)、犹大能源(+188%)，其中，兖州煤业产量因内蒙古新矿生产和收购联合煤炭公司的叠加和延伸而大幅增长。浩华的能源产量增加主要是由于高嘉良煤矿的核生产能力和红旗岭梁煤矿的试生产，新集能源主要是由于新集一矿恢复生产。

总体来看，兖州煤业29家上市公司的产量预计将增加2000万吨左右(其中约1600万吨是由于澳大利亚联合煤炭公司全年的整合)，增幅最大，其他大多数公司没有明显的增产计划。29家上市公司计划2018年生产9.69亿吨煤炭，同比增长2300万吨(2.4%)。如果剔除兖州煤业海外增量约1600万吨，占据国内煤炭生产市场约27%的煤炭上市公司增量仅为700万吨和800万吨，同比增长不到1%。虽然2018年煤炭生产计划只是作为参考(实际可能会超过生产计划)，但可以看出行业新增产量确实有限。

供给结构分析:区域供需矛盾加剧

供给侧结构改革加剧了地区间的供需矛盾。从区域来看，我们发现在华中、西南、东北、华东等小煤矿数量较多的地方，淘汰煤炭产能的规模高于其产出能力，这也验证了煤炭行业供给侧结构性改革更多是针对资源禀赋差、安全系数低、成本高的煤炭产能。

华中、西南、东北、华东四大区域，2015年总产量为9.6亿吨，占全国总量的26%。2016年和2017年，这些地区的煤炭减容量分别为101万吨、127万吨、53万吨和55万吨，分别占2015年该地区煤炭产量的47%、44%和39%

通过对比供方改革前后的数据，即2015年和2017年，我们发现西北地区可以外调的煤炭量(主要是因为陕西省的产量在增加)有所增加，2017年可以外调的量为2.64亿吨，比2015年的2.58亿吨增加约600万吨；在华北地区，2017年山西、内蒙古、河北等产煤大省产量较2015年有所下降，导致2017年可外调煤炭量下降，为6.8亿吨，较2015年的8.7亿吨减少约1.9亿吨。

除了华北和西北地区，中国其他地区都需要煤炭转移来满足消费需求。与2015年相比，经过两年的供给侧改革，2017年各地区煤炭需求差距有不同程度的扩大。增长，特别是华中、华东、东北、西南(不含西藏)、华南地区，与2015年相比，

供给侧结构改革下，西北、华北等主产区可转出的数量在减少，转入区需求缺口在增大，供需矛盾更加突出。根据我们的计算，2017年的供需缺口比2015年增加了3.4亿吨，这与进口量的增加(2017年比2015年增加约7000万吨)和全社会库存水平的下降(2018年初全社会煤炭库存比2015年底减少约2.2亿吨)是一致的。

随着煤炭行业供给侧结构改革的逐步深入，产能逐渐向陕陕宁萌地区集中，这就对产能结构的优化提出了进一步的要求，也对煤炭运输能力的配置提出了挑战。

进口煤:补充作用更突出，预计2018年稳中略有上升

近两年来，进口煤炭的补充作用更加突出

近两年来，国内煤炭进口增长迅速。从2016年开始实施的供应方改革将需要3-5年时间来淘汰8亿吨落后产能。与此同时，随着对非法煤矿的严厉打击和新增产能的有限，煤炭供应大幅下降，在下游需求仍在增长的同时，供应有限。煤炭行业供需格局继续紧张，进口煤炭的补充作用更加突出。2016年以来，国内煤炭进口呈现快速上升趋势。2016年，全国煤炭进口2.56亿吨，同比增长25.2%，占国内产量的7.6%；2017年，进口总量达到2.71亿吨，同比增长6.1%，占国内生产总值的7.9%；2018年，增长势头持续。1-4月，进口总量达到9800万吨，同比增长9.3%，占国内生产总值的8.9%。与此同时，出口业务正在萎缩。2018年前4个月累计仅148万吨，同比下降54.5%，出口量降至可忽略不计的水平。

2018年第一季度，动力煤进口快速增长。在煤种方面，2018年第一季度动力煤(包括动力煤和褐煤)进口量呈明显上升趋势，炼焦煤和无烟煤进口量有一定程度的下降。其中，褐煤进口量2753万吨，同比增长45%，动力煤2205万吨，炼焦煤1199万吨，同比下降28%，无烟煤214万吨，同比下降53%。不同煤种的进口差异可能与沿海电厂日耗较高有关，而煤焦、钢铁产业链受环保限制。

印度尼西亚和澳大利亚是中国最重要的进口煤炭来源。从总量来看，中国煤炭进口主要依赖印尼、澳大利亚、蒙古和俄罗斯。2018年第一季度，进口量分别为3861、2012、632和735万吨，分别占国内煤炭进口总量的51%和27%。8%和10%，其中印尼和澳大利亚约占煤炭进口总额的78%，比2017年高出70%

预计2018年进口将稳步上升

2018年，澳大利亚的产量预计将略有增加。澳大利亚是世界上最大的炼焦煤出口国和第二大动力煤出口国。其焦煤的98%和动力煤的80%都是出口的。澳大利亚联邦工业、创新和科学部最新发布的《资源与能源季度报告》预测，2018年煤炭出口将达到4亿吨，比2017年增加2700万吨，增长7.2%，其中电煤出口2.03亿吨，同比增长1.5%，炼焦煤出口1.97亿吨，同比增长11.5%。

预计2018年印尼产量将小幅增长。印度尼西亚的煤炭生产主要是褐煤和次烟煤，约占总量的85%。印尼煤炭资源浅采成本低，出口煤矿靠近海岸线，铁路运输距离短，水运方便。其对亚洲国家的煤炭出口具有很大优势，是世界上最大的动力煤出口国。随着市场的复苏，印尼煤矿普遍提高了2018年的生产目标。例如，第二大煤炭企业阿达洛能源(Adalo Energy)在2017年的基础上，将其2018年的生产目标提高了8.1%。根据印尼国家统计局公布的数据，2018年第一季度，煤炭出口1.05亿吨，同比增长1243万吨，增幅13.4%，其中炼焦煤出口1289万吨，同比下降34%，非炼焦烟煤出口1146万吨，同比增长26%。其他煤炭出口5876万吨，增长19%，褐煤出口2213万吨，同比增长。

商品寒冬过后，大型煤炭企业纷纷削减资本支出。2011年到2016年上半年，国际煤炭价格几乎一路走低。纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格从2011年的136.3美元/吨的高位跌至2015年底的50.5美元/吨，跌幅达63%。煤炭价格的下跌导致澳大利亚和印度尼西亚的大型煤炭企业减少资本支出。澳大利亚的必和必拓、嘉能可、英美资源集团、力拓等大型跨国综合能源公司，煤炭资本支出的峰值基本在2012年左右，然后严重下跌，2016年和2017年跌至低点。2017年，上述四家公司的煤炭资本支出分别为246万美元、644万美元、568万美元和8400万美元，分别为2012年的7%和7%。印度尼西亚煤炭巨头阿达罗、班普、基德科等煤炭企业的资本支出也持续下降。2016年，三家公司的资本支出分别为146万美元、20万美元和0260万美元，分别占2011年的22%、42%和5%。

由于产能释放滞后，我们认为以这些煤炭巨头为代表的澳大利亚和印度尼西亚煤炭企业很难在未来2-3年内实现显著的产量增长。

印尼和澳大利亚进口煤炭价格优势在5-20元/吨。2018年初至5月22日，印尼煤广州港、澳煤、神华集团神混一号、山西优润的均价涨幅分别为757，757，777，762元/吨。从印度尼西亚和澳大利亚进口的煤比国产煤便宜5-20元/吨。在沿海电厂日耗高、国内煤炭产量释放缓慢的情况下，沿海地区对动力煤的进口需求相对较强。

总体而言，由于澳大利亚、印度尼西亚等主要出口国煤炭资本支出下降，短期内难以实现海外产出的大幅增长。但2018年澳大利亚和印尼的出口量仍有望小幅增长，叠加进口煤炭有一定的价格优势。我们预计，2018年国内煤炭进口量将比上年稳步增长，大致在2.7-3亿吨的水平。

风险警告

(1)行政能力的不确定性。目前行业内还有很多潜在产能。如果不严格禁止产能过剩，不继续减产，不通过减产替代新增产能，未来行业供应将迅速恢复。

(2)经济增长率低于预期风险。结构调整和稳定增长仍然是主导因素。国内资产泡沫被挤压，货币政策被压缩，经济需求低于预期。

(3)新能源可持续替代的风险。环保因素的验证对煤炭的长期需求预期有一定影响。风能、太阳能、核能等新能源产业发展迅速。虽然它们尚未形成大规模，但替代需求的长期影响将持续存在。

(4)煤炭进口政策的不确定性。随着进口煤炭对国内市场的影响越来越大，如果政府不限制进口煤炭的数量和质量，可能会对行业的供应方产生更大的影响。

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