动力煤 屋漏偏逢连夜雨

供给受限不敌库存庞大

进口渠道受挤压

海关总署公布的数据显示，1—8月我国累计进口煤量同比下降5.3%，1—9月下降6.7%，1—10月下降7.7%，1—11月下降9.4%。11月进口煤数量约878万吨，环比有所增加，不过，和2013年同期相比，减少100多万吨，无形中拉低了1—11月进口煤量。

尽管10月开始国内大型煤企上调港口煤价，吨煤价格上涨了逾40元，拉大了进口煤与内贸煤之间的价差，但进口一反常态，月均进口量与2013年近3000万吨的量有很大差距。进口煤量的缩减，受两方面因素的影响。

一方面，2014年10月15日，政府取消进口煤零关税，恢复实施3%—6%的最惠国税率，抑制了澳洲煤的进口。虽然中澳签订了自贸协定，澳洲煤有望实现进口零关税，但是时间被控制在两年内，加上港口对于进口煤微量元素要求严格，贸易商的采购更加谨慎，导致进口煤量近3个月均保持在2000万吨的水平。2015年进口煤处境将更加艰难，通过限制进口鼓励出口来缓解煤炭行业窘况的手段依然凌厉，南方依靠煤炭进口过日子的贸易企业苦不堪言。

另一方面，南方接卸港口的库存压力很大，进口煤接卸困难。凭借着地域优势和运输便利，华南地区内贸煤增加，进口煤量缩减。相比而言，华东地区进口煤接卸情况略好于华南，但是由于国内偏低的煤价，电厂对进口煤的需求不如往年，目前进口煤市场整体偏冷，处于有价无市的状态。

限产保价措施出台

国家能源局、国家发改委以及煤矿安监局在2014年8月联合发布了《关于遏制煤矿超能力生产规范企业生产行为的通知》，要求所有煤矿要按照登记公布的生产能力和承诺事项组织生产，合理安排年度、季度、月度生产计划，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。

这就说明，所有2014年上半年产量超出50%的企业下半年都要减产，其中神华集团宣布在年初计划的基础上，对煤炭产量限产5000万吨，减销6000万吨。而数据显示，2014年1—7月，神华集团煤炭产量为1.82亿吨，同比只减少了240万吨。这也意味着，神华集团要在随后的5个月内减产4760万吨。另一煤炭巨头—中煤集团发布公告，将2014年度的原煤计划产量较原计划调减约10%，调整后的原煤计划产量较2013年度的原煤实际产量减少约5%。实际上，中煤集团在2014年上半年的产量增长了3%，其全年要完成减产2000万吨的任务。

大型煤炭企业带头，严格执行限产政策，确实对煤炭供应增速形成一定的抑制。但是，由于基数太大，全社会煤炭库存依然高企。截至2014年9月底，全社会煤炭库存已经持续34个月在3亿吨以上。到12月底，煤炭企业存煤8700万吨，比年初增长2.6%；重点发电企业存煤9455万吨，比年初增加1409万吨，增长17.1%。限产对于煤炭行业庞大的库存来说是“杯水车薪”。

传统领域需要寻找突破口

电煤需求前景堪忧

国家能源局的统计数据显示，2014年，全社会用电量55233亿千瓦时，同比增长3.8%，这一数据比2013年7.5%的增速大幅回落3.7个百分点，创下2003年以来的新低。我国经济正处于改革调结构的阶段，加之环保压力较大使传统的重工业发展放缓，必然导致全社会用电量增速下滑，预计2015年用电量增速也将放缓。

2014年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时数为4286小时，同比减少235小时。其中，水电设备平均利用小时数为3653小时，同比增加293小时；火电设备平均利用小时数为4706小时，同比减少314小时。2014年，全国电源新增生产能力（正式投产）10350万千瓦，其中，水电2185万千瓦，火电4729万千瓦。

火力发电作为动力煤下游最主要的需求来源，在相当长的一段时间内在走下坡路。火电受到水电的强力挤压，火电新增装机容量逐年下降，发电设备的平均利用小时数也在持续萎缩，而2014年前10个月仅三峡电厂送出的电量增幅就超过70%。这样严峻的需求形势，直接制约了我国的电煤用量。虽说这其中有自然因素的助推（2014年是丰水年），但是国家对环保的重视外加对新能源的大力扶持才是根本原因，而且这一趋势只会在未来愈演愈烈。

新型煤化工序幕已拉开

传统的煤炭消费无外乎作为能源用于发电，作为工业添加剂用于工业化生产。面对庞大的煤炭产能以及数千万依靠煤炭吃饭的职工，开发新的煤炭经济增长点成了煤炭行业的发展重点。

2014年1月，国家能源局发布的《2014年能源工作指导意见》提出，稳妥推进煤制油气产业示范。4月，国家发改委发布《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见的通知》，强调有序推进煤制气示范项目建设。5月，国家发改委发布《关于印发能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》，提出拓展新的成品油来源，发挥煤制油超低硫的优势，在坚持最严格的环保标准和水资源有保障的前提下，推进煤制气示范工程建设，目标是到2017年煤制气产量达到320亿立方米，煤制油产量达到1000万吨。此外，还提出，重点建设鄂尔多斯(600295,股吧)盆地煤制清洁燃料基地、蒙东褐煤加工转化基地以及新疆煤制气基地，增强我国清洁燃料保障能力。

与传统的煤炭产业相比，新型煤化工主要包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、褐煤提质、煤制乙二醇和煤制油等。新型煤化工是以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯原料、聚丙烯原料、替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭—能源化工一体化的新兴产业。煤炭能源化工产业将在能源可持续利用中扮演重要角色，是今后20年的重要发展方向，这对于减轻燃煤造成的环境污染、降低我国对进口石油的依赖均有重大意义。可以说，煤化工行业在我国面临新的市场需求和发展机遇。不过，新型煤化工项目投产需较长的周期，短期对动力煤市场的刺激难见效。

新能源“虎视眈眈”

水电挤压火电的剧情正上演

在经济转型、深化改革的背景下，水力发电的地位日渐增强。《水利发展规划（2011—2015年）》（下称《规划》）强调，把水利作为国家基础设施建设的优先领域，把严格水资源管理作为加快转变经济发展方式的战略举措，加快水利基础设施建设，加强水资源管理，不断提升水利服务于经济社会发展的综合能力，为促进经济长期平稳较快发展和全面建设小康社会提供坚实的水利保障。

与此同时，保护水电、优先水电的政策也写入了《规划》，加强运行调度管理，确保新能源、可再生能源发电优先上网，提高电力消费中新能源、可再生能源的发电比重。除此之外，水电的用电方式也决定了其对火电的直接挤压。在枯水期，火电的负荷是不能改变的，水电站要担任调峰任务，根据用户的需求发电，而在丰水期，水电厂会满负荷运转，电网会适当关停火电机组，以调节总量。

火力发电量占比随水力发电量占比周期性波动而波动，当7、8月汛期来临，水力发电迎来高峰，火力发电只能让路。随着水力发电建设的不断扩张，火力发电占总发电量的比重将进一步被挤压。

水电经过高速发展，产能开始全面释放。中国电力企业联合会发布的数据显示，2014年1—5月，我国新增水电835万千瓦，这包括了5月溪洛渡水电站两台77万千瓦机组。作为世界第三大千万千瓦级电站，溪洛渡水电站共有18台77万千瓦机组。由此推断，在2013年我国水电装机已达到2.8亿千瓦的基础上，2014年6月底7月初溪洛渡、向家坝两座电站的投产，改写了我国水电排行榜“前三甲”，“十二五”提出的2.9亿千瓦水电装机目标已经提前超额完成。

国家能源局局长曾透露，为了达到2020年非化石能源在一次能源中占比15%的目标，水电将承担9个百分点，2015年全国水电装机容量计划达到3亿千瓦。据官方发布的消息，预计2015年全年新增水电装机容量1000万千瓦。

光伏能源将掀风暴

近年环境污染问题严重，政府越来越注重清洁能源的发展。其中，利用太阳能并网发电的光伏发电日益兴起。

从2011年开始，光伏发电规模快速扩张，2011年光伏发电安装量比2010年增长5倍，2013年光伏发电站的数量是2012的两倍多。

光伏发电主要集中在江苏、甘肃、内蒙古、青海、新疆等地。这些区域煤炭储量较少，电力供应不足，但太阳能资源丰富，具备发展光伏的有利条件。

国家能源局发布的数据显示，2014年前三季度，全国光伏发电量约180亿千瓦时，相当于2013年全年发电量的200%。其间，甘肃、青海和新疆累计光伏电站并网容量最多，分别达到466万千瓦、365万千瓦和313万千瓦；江苏、浙江和广东累计分布式并网容量最多，分别达到70万千瓦、46万千瓦和44万千瓦。

光伏发电潜力巨大，配合积极稳定的政策扶持，到2030年，光伏装机容量将达1亿千瓦，年发电量可达1300亿千瓦时，相当于30多个大型煤电厂的发电量。未来几年，政府将拿出200亿元补贴光伏业，光伏发电将迎来新一轮的快速增长，也将吸引更多的战略投资者融入到这个行业中来。

我国光伏产业的发展目标是，2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上。按照2015年装机容量3500万千瓦、设备利用小时数1300小时来计算，2015年光伏发电量将会达到445亿千瓦时。可见，光伏发电将在未来继续呈现直线上升的趋势。

风电复苏之风徐徐吹

我国风力资源较为丰富，可开发资源约为2.53亿千瓦，主要集中在新疆、内蒙古和甘肃等地。一般认为，风电场风况可分为三类：年平均风速6米/秒以上时为较好；7米/秒以上为好；8米/秒以上为很好。我国相当于 6米/秒以上的地区，在全国范围内仅限于少数几个地带。就内陆而言，大约占全国总面积的 1/100，主要分布在长江到南澳岛之间的东南沿海及其岛屿，这些地区是我国最大的风能资源区及风能资源丰富区，包括山东、辽东半岛、黄海之滨，南澳岛以西的南海沿海、海南岛和南海诸岛，内蒙古从阴山山脉以北到大兴安岭以北，新疆达板城，阿拉山口，河西走廊，松花江下游，张家口北部等地区以及分布各地的高山山口和山顶。

截至2013年年底，风电在我国能源消费总量中仅占比2.6%，而同期德国和丹麦风电消费量占比均超过20%。即便在国内，独立于国家电网体系之外的蒙西电网，2013年风电发电量占全网发电量的比例也高达13.4%。而根据“十三五”能源规划，到2017年，京津唐电网风电等可再生能源电力占电力消费总量的比重将提高到15%，当前这一比例仅为4%。这说明，在未来的几年内，风力发电必将呈现飞速增长。

根据规划思路，“十三五”期间，风电新增装机将达1亿千瓦，年均新增规模达2000万千瓦。其中，“三北”大风电基地5年内新增装机6000万千瓦，中东部中低风速资源区新增3000万千瓦，海上风电争取累计达3000万千瓦。这意味着，“十三五”期间，风电行业发展的重头戏仍然在九大千万千瓦级风电基地。到2020年，国内风电累积总装机可达3亿千瓦；到2050年，总装机规模将在此基础上增长9倍，达到300亿千瓦，其所消费电量将占据国内能源总消费量的80%，成为名副其实的主体能源。

核能发电发展空间大

现阶段，我国投入运行的核电站一共有6座，在役机组20台，且规划在建机组28台，累计装机容量超过1500万千瓦。此外，还有12座在建核电站，25座筹建中的核电站，在建及筹建项目装机容量预计超过3100万千瓦。2013年年底，核电发电装机容量12.5亿千瓦，核电占比1.2%。

与全球核电平均供应比例超过16%相比，当前我国核电占比不到2%，未来发展空间较大。全球运行核电机组超过450台，核电装机容量约4亿千瓦。考虑到我国能源结构的特殊性，预计未来核电增长空间在5倍以上。

《核电中长期发展规划（2011—2020年）》提及，到2020年，我国核电装机容量将达到8000万千瓦，仅次于美国，位列世界第二。2013年全年，核能累计发电1051亿千瓦时，增长率为13.5%，预计2014年全年发电将达到1200亿千瓦时，2015年全年将超过1350亿千瓦时。目前，我国在用核废弃放射源总数量超过20万枚，且以每年15%左右的速度增加。

火电份额减少，新能源发电蓬勃发展，预计2015年动力煤市场难回暖，现货价格将下行至450元/吨，期货价格也将在450—530元/吨的区间内运行。