《旺季需求或超预期 煤炭年底有望量价齐升》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2020-11-25
  • 煤炭板块估值优势凸显且近期行业基本面改善明显,11月23日,煤炭板块继续走强。截至当日收盘,大同煤业、西山煤电、陕西黑猫、兖州煤业等相继涨停;阳泉煤业上涨8.83%、平煤股份上涨7.11%、露天煤业上涨超6%。

    业内人士指出,冷冬天气来临,叠加全国性安全检查导致产地增产不及预期,煤价看涨情绪依旧浓厚,行业有望出现量价齐升的局面。

    价格持续上涨

    近期国内动力煤市场整体高位运行。截至目前,环渤海动力煤价格指数报收于566元/吨,环比上涨1元/吨。现货平仓价方面,秦皇岛动力煤现货平仓价为616元/吨,环比上涨2元/吨。长协价方面,11月,动力煤长协价(Q5500)为575元/吨,相比上月每吨上涨28元。

    据业内人士透露,由于雨雪天气影响短途汽运受限,以及煤矿安检等多因素叠加刺激,近来产地煤价上涨提速,涨价幅度在每吨5元-20元不等。

    具体来看,产地煤矿稳中有涨。数据显示,11月20日,榆林神木地区三大主流煤矿进行竞拍,最高成交价上调14元/吨-51元/吨不等,其中N煤矿洗中块起拍价460元/吨,环比上调10元/吨,最高成交价531元/吨,环比上调51元/吨。因当地部分小型煤矿受检查影响暂停生产,加之下游用户需求良好,支撑坑口煤价上涨。鄂尔多斯地区多数在产煤矿生产正常,销售情况较为稳定,部分煤矿因月底煤管票不足,开始减量生产,区域内煤价稳中上涨5元/吨-10元/吨。山西晋北地区多数煤矿价格高位坚挺运行。

    在供应方面,目前陕西榆林神木地区大矿生产情况良好,鄂尔多斯地区少数矿煤管票开始紧张,晋北地区大矿多数以供应港口及直达电厂为主;山西平鲁地区部分煤矿还在停产中,周边市县在产小矿安全检查频繁,整体供应紧张。

    下游需求或超预期

    中国气象局在日前召开的新闻发布会上表示,受“拉尼娜”现象影响,我国今冬总体冷空气比较频繁,势力偏强。今年我国大部分地区气温是正常到偏低的分布。

    业内人士指出,气象部门对今年“冷冬”的预判,或将使得今年冬季煤炭市场需求提升,整体供应趋紧。据了解,伴随“冷冬”临近,目前华东部分地区气温下降,居民用电和供暖的需求提升,火电耗煤负荷增加。而华南部分电厂进口煤配额已经耗尽,北上拉运的积极性也在明显增强。

    此外,由于供暖期采购积极,加之部分产地仍受安全检查影响,港口煤炭现货资源紧缺问题严重。天风证券分析指出,短期内煤价仍有支撑。总体来看,煤炭供给延续偏紧,下游需求仍有支撑。

    平安证券指出,我国冬季供暖仍然以煤炭为主,在“冷冬”天气预期下,煤炭消费量将边际提升;叠加经济复苏,非供暖用煤呈现较好的增长态势,同时供给端受到安全检查、进口煤平控政策等因素影响,如果出现极端天气或影响煤炭运输。整体来看,煤炭价格易涨难跌,“冷冬”天气下,煤炭行业有望出现量价齐升。

    机构看多四季度煤价

    由于市场预计今年冬季煤炭市场整体供应或将趋紧,中国煤炭工业协会表示,为确保冬季煤炭稳定供应,目前有关部门及煤炭上下游企业已开足马力,全力确保冬季煤炭供应充足。

    该协会预计,四季度煤炭市场供应将保持总体充足,冬季取暖煤需求增加以及稳增长措施落地显效将使煤炭需求保持增长,煤炭市场供需总体将维持相对平衡局面,煤炭价格将以稳为主、小幅波动,但不排除局部区域、个别时段出现供应偏紧的情况。

    此外,近来,多家机构发布了四季度煤炭价格强势、看多煤炭板块的报告。国投安信期货能源首席分析师高明宇认为,四季度,“冷冬”状态下中东部气温较往年同期偏低的概率较大,加上水电出力挤压火电的高峰期已基本结束,预计全年火电耗煤同比增长0.1%。

    华西证券研报指出,煤炭价格将维持强势。供给方面,“蓝天保卫战”开始,同时晋陕两省发布暴雪预警,两因素叠加,供给和运输将持续紧张。需求方面,多项经济数据延续恢复进程,煤炭需求进入季节性顺周期,预计煤价强势将维持到年底。

    信达证券研报认为,当前正处在煤炭经济新一轮周期上行的初期,基本面、政策面、公司面共振,现阶段配置煤炭板块正当时。中长期看,供给端受“十三五”期间新增产能释放接近尾声,煤炭生产严格要求合法合规的限制,供给缺乏弹性;同时在“能源安全”战略下,煤炭在一次能源消费占比降幅有望明显收窄,随着经济逐步恢复,煤炭需求有望继续提升,展望明年煤炭供需形势更为趋紧,全面看多煤炭板块,继续推荐关注煤炭的历史性配置机遇。重点推荐两条投资主线:一是具备显著成长性同时受益限制澳煤进口催化的平煤股份、盘江股份、西山煤电、淮北矿业;二是现金流强劲的低估值、高股息动力煤龙头的陕西煤业、兖州煤业、中国神华。

    此外,也有分析认为,由于当前煤价已经处于高位水平,为缓解国内煤炭供需紧张的局面,后期进口煤不排除有放开的可能性,若进口煤额度增加,煤价继续上涨动力不足,不排除有回落的风险。

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    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2019-07-23
    • 导读:竞价项目的落地,将促使光伏平稳过渡到平价上网的阶段;龙头企业继续凭借资金优势,在平价与竞价项目中遥遥领先于同行。 7月11日,国家能源局综合司发布了《关于公布2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》,北京、天津等22个省(区、市)的3921个项目拟 竞价项目的落地,将促使光伏平稳过渡到平价上网的阶段;龙头企业继续凭借资金优势,在平价与竞价项目中遥遥领先于同行。 7月11日,国家能源局综合司发布了《关于公布2019年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知》,北京、天津等22个省(区、市)的3921个项目拟纳入2019年国家竞价补贴范围,总装机容量22.8GW。 同时,国家能源局给出了年内可建成并网装机容量40-45GW的预测指引。 并网消纳降成本 目前,分布式光伏正处于快速增长阶段。2019年一季度,国内光伏新增并网5.2GW,其中分布式增量2.8GW,超过集中式的2.4GW。截至5月,2019年国内光伏电站累计新增并网7.6GW,其中集中式光伏3.8GW,分布式光伏3.77GW。 竞价补贴名录的22个省市中,共有9个省份的补贴规模超过1GW,前三名为贵州省3.6GW、山西省3.1GW、浙江省2.5GW,前三名省份的装机容量占比达到40%,其中浙江省的分布式光伏补贴项目有1650个,居全国首位。 事实上,尽管此次竞价项目的规模符合市场预期,但补贴强度是明显低于预期的:补贴总金额约为17 亿元,低于可供支配的22.5亿元。 此外,就纳入2019年国家竞价补贴范围项目的电价情况来看,从I类资源区到Ⅲ类资源区,普通光伏电站平均电价分别为0.33元/千瓦时、0.37元/千瓦时、0.46元/千瓦时,全额上网分布式项目平均电价分别为0.34元/千瓦时、0.40元/千瓦时、0.48元/千瓦时。从I类资源区到Ⅲ类资源区,普通光伏电站平均电价降幅分别为0.072元/千瓦时、0.076元/千瓦时、0.091元/千瓦时,其中Ⅲ类资源区最高电价降幅达到0.193元/千瓦时。 国家能源局的数据显示,光伏成本和电价下降的幅度明显,在补贴强度上,自发自用、余电上网的分布式项目和Ⅲ类资源区普通光伏电站的最低补贴强度均为0.0001元/千瓦时,补贴退坡明显。 随着光伏行业技术成本的不断降低,并网消纳日益成为光伏新增装机的前置条件。在5月30日发布的《2019年光伏发电项目建设工作方案》中,国家能源局强调,各省级能源主管部门应与当地省级电网企业充分沟通,对所在省级区域光伏发电新增装机容量的接网和消纳条件进行测算论证,有序组织项目建设。按照申报的结果,各省组织有力有序,且严格落实了消纳条件。 对于电价补贴的改变,民生证券认为,本次光伏项目申报结果中电价降幅相对理性,能够在保障项目收益率的基础上,降低国内光伏补贴强度,并有效推进光伏装机建设。 在7月10日召开的光伏行业会议上,国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶介绍道,2019年1-5月,全国新增光伏装机达到7.6GW,同比下降44%,其中集中式光伏新增3.8GW,同比增长9%;分布式光伏新增装机同比下降61%。5月,全国光伏发电新增装机为1.4GW,同比下降42%,预计6月份新增装机规模显著增长,有望达5GW左右。 截至5月,2019年全国光伏发电累计装机容量达到182.1GW,其中集中式光伏电站 127.7GW,分布式光伏54.4GW,分布式光伏自2017年以来明显提速,占比由2015年的13.7%持续增长至2019 年5月的29.8%。 此外,竞价项目的落地对于缓解补贴压力、平稳过渡到光伏平价上网有着重要的意义。据申港证券测算,2019年全国光伏竞价项目补贴总额度约为17亿元,其中集中式项目补贴14.5亿元,分布式为2.5亿元。相对于2019年30亿元的补贴总预算,除去7.5亿用于户用分布式,此次竞价节省补贴约为5.5亿元。 光伏竞价项目虽然最终补贴量较预期略少,但对稳定市场需求起着至关重要的作用。 平安证券认为,短期来看,随着竞价项目、平价项目等启动,光伏组件产业链价格有望企稳,部分环节价格可能提升;中长期看,竞价机制降补贴效果明显,技术进步推动度电成本持续下降,未来两年国内光伏全面平价可期,行业成长性依然突出。 项目竞价增收益 不可忽视,自2018年起,国有企业对光伏行业的投资在加大,在平价与竞价项目中凭借资金优势领先于行业水平。在本批次竞价补贴目录所列项目中,前十名的企业装机规模达到 7.5GW,占全国的33%,其中国有企业占据5 席,总装机规模达到4GW。 从装机规模角度来看,国家电力投资集团与阳光电源(10.050,-0.07,-0.69%)分别在国有企业和民营企业中占据绝对领先地位。国家电力投资集团在2019年首批平价上网项目名单中装机规模达到1.1GW,2019年竞价补贴项目名单中装机规模为1.67GW,合计2.77GW。阳光电源在平价和竞价项目方面都在民营企业中排名首位,平价和竞价总规模为2.43GW,其中竞价装机规模为1.57GW,仅次于国家电投。 从各省的补贴需求来看,贵州省和山西省都属于 III类资源区,作为装机规模前两名的省份,补贴规模也居于各省前列,两省的补贴竞价总额达到7.4亿元。浙江省由于分布式规模最大,补贴需求中分布式占比也最高。 根据国家可再生能源信息管理中心统计,入围的 22.8GW竞价项目中,约0.9GW已实现并网,其他 21.9GW申报并网时间均在2019年。为避免逾期造成补贴降低,绝大部分未并网的竞价项目预计将于下半年建成并网,从而推进了上游光伏组件步入需求旺季。虽然2019年前5个月国内光伏装机仅为7.61GW,同比下降44%,但从整体上来看,光伏电池产量累计已达到43.3GW,同比增长16.4%。 随着竞价项目的开工建设,在出口及竞价项目的推动下,光伏上游具备产能、技术、成本优势的制造商将维持高增长性。 值得注意的是,此次纳入国家补贴竞价范围项目名单仅仅是取得补贴资格,最终能否按公布标准享受国家补贴,还要以项目是否按期全容量建成并网为准。对于逾期未全容量建成并网的,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时;在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格;能源局将根据项目条件落实和建设实施等实际情况进行名单动态跟踪管理。 光伏相对于其他发电品种最大优势是建设期短、融资方式灵活、建设方式多样化,因而更适合民企投资者参与,但由于过去项目补贴占比高以及补贴拖欠,对项目现金流伤害很大,阻碍了很多投资者进入光伏领域。此次竞价结果可以看出,由于竞价项目补贴敏感性减弱,项目现金流和收益确定性都在增高,投资方也呈现出了多样化的特征。由此,获得大量竞价项目的光伏中游龙头制造民企,将会充分受益于此次国内市场的启动,有助于未来光伏平价后更大规模地推广。 例如,单晶硅料和单晶PERC电池片龙头通威股份(13.600,-0.09,-0.66%)近年来在下游电站投资领域的力度也日益加大。截至2018年年底,通威股份已有1.2GW的光伏电站。在2018年结束的第三批领跑者中,通威股份和晶科电力联合体中标了泗洪200MW项目;在2019年上半年的平价和竞价项目中,通威股份又获得1240MW的项目规模。 同样,获得大量竞价和平价项目的逆变器龙头阳光电源,业务以BT和EPC为主,其在下游光伏电站领域的投资也是分外亮眼。在2018年结束的第三批领跑者中,阳光电源与三峡新能源联合体中标了陕西渭南100MW和青海格尔木500MW,共600MW的项目。其中,青海格尔木500MW项目的中标电价0.31元/千瓦时,是迄今为止国内光伏项目的最低中标电价;在不久前结束的齐齐哈尔示范基地的招标中,阳光电源投出了0.3元/千瓦时的电价。不仅如此,在2019年上半年的平价和竞价项目中,阳光电源又获得了2430MW的项目规模,项目规模仅次于国家电投。从公司近一年的电站开发领域的表现来看,阳光电源无疑是光伏制造业民企中的一匹黑马。 当然,国家电投在光伏领域的老大地位依旧是无可撼动的。截至2018年年底,国家电投集团累计持有的光伏项目总规模达到15.9GW。在历次的领跑者基地招标中,国家电投都是最大的赢家。2018年结束的第三批领跑者中,国家电投累计中标1645MW,占到总规模的33%;2019年上半年的平价和竞价项目中,国家电投又获得了2774MW的项目规模,遥遥领先于同行。 不仅如此,国家能源局还特别指出,“国家将……进一步完善工作机制,保持政策的连续性、稳定性,提早谋划、及早安排明年竞价相关工作。” 国金证券(9.690,0.19,2.00%)预测,2020年的补贴额度和政策机制落地时间将显著早于2019年,从而为2020年的国内光伏建设创造更好的条件,预期2020年国内新增装机规模有望上看50GW。
  • 《煤炭价 "淡季不淡", "旺季不旺", 后续又将如何呢?》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2018-08-06
    •   今年4月中旬以来,国内煤炭价格出现了快速上涨,当时煤炭市场还处于消费淡季,进一步推涨了煤炭需求方在迎峰度夏前囤煤的动力。然而,7月以来,煤价却步步走跌,近来煤价已经接近600元/吨。并且由于港口煤价持续下跌,与主产地煤炭价格形成倒挂。   今年煤炭价格“淡季不淡”,“旺季不旺”,后续又将如何呢?金联创分析师认为有两点:   1、预计短期内港口方面煤炭价格持弱   截止到7月31日,沿海六大电厂库存为1483.19万吨,相比6月同期减少17.28万吨。日耗为81.37万吨,比6月同期增加4.14万吨。煤炭可用天数为18.23天。随着优质产能的不断释放,今年迎峰度夏沿海电厂的库存一直处于高位。   并且环保安检即将结束,停产煤矿陆续复产,库存逐渐增多。在高产能、高库存的支撑下,煤价步步走跌。再加上天气原因,煤炭容易自燃,煤炭储存更加不易,并且自燃后的煤炭价格下跌。贸易商加快出货,这样更加拉低煤炭价格。预计短期内港口方面煤炭价格持弱,港口与主产地煤价倒挂局面还是僵持不下。   2、预计短期内动力煤现货市场仍将弱势运行   今年下半年煤炭去产能主要是坚决处置“僵尸企业”,加快淘汰落后产能、对于违法违规的产能严格治理。   今年以来,炎热天气较多,煤炭需求增长较快。国家有关部门要求做好去产能、保供应、稳价格的协调措施,继续推进中长期合同的签订,在运输方面也不断强化,加强政策引导和监管。随着煤炭主产地多数矿区已完成环保改造,环保检查对煤炭的产量影响逐渐减少,煤矿库存有所增多。另外,近期全国大部分地区雨量充沛,水力发电有所增加。   在政策引导,高库存的压制下,预计短期内动力煤现货市场仍将弱势运行。