5月中旬以来，快速升温模式使得电厂日耗超预期，电厂日耗高位运行，动力煤供需面表现良好。

1.供给：从前4个月产量来看，先进产能释放仍较为缓慢，据国家统计局数据，2018年1-4月原煤产量10.97亿吨，去年同期未调整前为11.08亿吨。

2.需求：Wind数据显示，六大电厂日耗连续半个月保持在75万吨以上水平，库存可用天数在15-16天左右徘徊，处于往年同期最低水平，往年同期均在20天左右。随着迎峰度夏旺季的到来，电厂日耗将进一步提升，我们预计今年电厂日耗有望突破90万吨，据此来看，目前的电厂库存水平是值得担忧的。

煤炭基本面跟踪报告：

《20180422一周煤炭动向：动力煤价格企稳，下周将迎一季报集中发布》

《20180506一周煤炭动向：煤炭基本面继续改善，关注业绩确定性强、低估值动力煤企业》

《20180513一周煤炭动向：快速升温模式或使电厂日耗超预期，关注环保政策演变下的双焦行情》

《20180520一周煤炭动向：动力煤价破去年夏季高点，贸易战停打利好煤炭板块估值修复》

《20180527一周煤炭动向：政策施压短期动力煤价格震荡下行，供需面不弱旺季价格依旧看好》

20180601《神华6月月度长协超预期，继续看好旺季动力煤价！》

20180603一周煤炭动向：6月长协落地助推看涨情绪，煤炭板块估值待修复

1.发改委9项措施影响短期煤价，旺季坚定看好！

据上海证券报消息，5月21日国家发改委召开煤电工作会，主题是控制电煤价格，要求神华、中煤带头落实。具体措施如下：

1、在现有电煤长协合同量的基础上，新增2～3亿吨铁路配置运力的产运需三方长协合同，包括新增合同量和原来没有配置铁路运力的长协合同重新配置铁路运力，要求本周五（25号）前汇总报到国家发改委运行局；

2、要求神华、中煤带头先把5500大卡的月度长协价格降到绿色区间570原每吨以内；

3、要求各央企、重点省属电厂不要高价抢购电煤，在现有基础上降低5天左右库存，以稳定煤炭市场平抑煤价，待价格回归合理区间（预计时间2～3周）后再补充库存，期间如果因为合理下降库存出现供应紧张，发改委协调铁路予以抢运保障；

4、进口煤方面在不超去年总量的基础上定向支持发电企业，通关、质检等方面予以便捷。

我们认为：

1. 短期动力煤价或有回调

从具体细则来看，此次调控政策是非常严厉的，截止上周五CCI5500报价657元/吨，已超过去年夏季的峰值645元/吨，周报中我们也提示了“关注政策调控风险”。此次调控措施出台，不管是从直接力度上还是市场情绪上都对动力煤价形成一定压力。另外，从基本面看，梅雨季节即将来临，下游工地施工进度受影响，水电出力增加，上周的异常高温也被雨水浇灭了些，总体来看，动力煤下游需求受到一定影响。二者叠加下，短期动力煤价可能会有回调。

2.??依旧看好旺季动力煤价，理由：

（1）政府调控项目越细，力度越大（包括此次的公布煤炭市场违法违规行为举报方式），或也从另一个侧面反映了目前市场上能释放的产能有限。如果供给端能够足够释放，所有问题即随之而解，也毋须这么多调控细则来硬性约束。

（2）调控手段是把双刃剑，此次发改委提到的一个重要手段是“停止采购高价煤，降电厂库存”，短期或有立竿见影的效果，但是值得注意的是，Wind数据显示截止5月22日六大电厂库存可用天数在16.6天，已经处于近5年来最低水平，往年这个时候电厂处于“迎峰度夏”补库阶段，如果现在不补库反而继续降库存，而至旺季的时候，产能依旧放不出来、电厂库存又补不上来的话，此时的调控或引发反向效果。

（3）发改委提到进口煤的前提是“不超去年总量的基础上”，据海关总署数据，2017年1-4月进口煤量8949万吨，18年1-4月进口量9767万吨，去年是7月份开始限制进口的，17年年进口量为2.71亿吨，若要不超过去年进口量，今年接下来月均进口量为2165万吨，不管是同比还是环比均相对减少，说明在这个前提下，进口煤依旧是受限的。

详细报告链接：

20180523：《发改委煤价调控措施解读》

2.释放优质产能VS煤监局开展 “煤矿超能力生产专项检查”

5月22日，发改委指出，将协调重点产煤地区和煤炭企业，在确保安全的前提下提高产能利用率，努力增加产量，特别是晋陕蒙地区要力争实现每日增产30万吨以上。进一步完善和落实产能置换指标交易等优惠政策，鼓励引导优质产能加快释放，有序增加1亿吨优质产能。

5月25日， 国家煤矿安监局发布《关于开展煤矿超能力生产专项检查工作的通知》，指出“超能力生产煤矿一律停产整顿” 、“9万吨/年及以下的煤与瓦斯突出矿井一律依法关闭”，并于近期对大同市、朔州市、榆林市、鄂尔多斯市等地区的煤矿组织开展煤矿超能力生产专项检查。

我们认为 ：

从政策来看，动力煤供给端“增量”和“减量”都有政策支撑。

从执行来难度来看，先进产能释放相对较难，前4月原煤产量具有一定的参考意义，2018年1-4月原煤产量10.97亿吨，低于去年1-4月未调整的产量11.08亿吨。相比于“增产”，煤矿安监局“查超关停”更为容易。

从执行效果来看，先进产能释放进程较为缓慢，而安监施压下，其影响范围不仅局限于查处的矿井，对其他煤矿生产能力威慑的影响也更为明显。

我们统计了2017年以来煤矿安监局的共10次发文（不包括这次），发现煤价或股价对煤矿安监局政策发布事件窗口均有一定的短期利好反应。

煤矿安监局的发文一定程度上加大了旺季补库的难度，对于旺季动力煤价我们维持此前观点，继续看好！

详细报告链接：

20180528：《针对煤矿安监局开展“煤矿超能力生产专项检查”的看法》

3.如果从美国增加进口煤影响大吗？

据新华社报道，中美两国5月19日当日在华盛顿就双边经贸磋商发表联合声明，双方达成共识，不打贸易战，并停止互相加征关税。根据该协议，中方同意有意义地增加美国农产品和能源出口。据彭博社消息，中国正在研究增加从美国进口煤炭，目前考虑从西弗吉尼亚州进口。美国商务部长罗斯将于6月2日至4日率团访华，双方团队将继续就中美经贸问题进行磋商。

我们认为：

暂不考虑后续政策是否落地，仅从美国煤炭竞争力角度分析“增加美国煤炭进口”对我国煤炭进口量的影响。

综合来看，美国煤炭煤质相对较差，且运距远，海运费贵，另外需要缴纳关税，我国从美国煤炭进口占比少，即使以历史峰值2012年从美国进口煤炭免税的时候来看，我国从美国进口煤量仅为879万吨，我们认为抛开政治因素来看，美国煤炭出口至我国竞争力弱，且根据EIA预测，2018年、2019年美国煤炭产量较2017年下降，因此我们认为不管后续是否从政治层面增加从美国进口，对我国煤炭进口影响均较为有限。

理由：

1.我国从美国煤炭进口量占比少，影响弱。

2018年Q1我国从美国进口煤炭32万吨，占我国进口煤量的0.4%。我国从美国进口煤炭量的峰值为2012年，进口量为879万吨，即使以历史峰值来看，美国进口煤最高占比也仅达到3%。

2.美国煤炭出口至中国竞争力差。

（1）美国东部沿海动力煤煤质较差，发热量较低，含硫量较高。

（2）美国煤炭出口至我国需缴纳3%关税。印尼、澳洲均为我国零关税进口国，2017年我国动力煤零关税进口国进口量占比76%，褐煤96%，美国煤炭出口至我国需要以最惠国身份缴纳烟煤、褐煤3%关税，缴纳其他煤、煤砖、煤球5%的关税。

（3）运距远，海运费高。据Wind数据显示，澳大利亚至我国海运费约10.5美元/吨，印尼海运费约5.5美元/吨，美国东部至我国海运费在30美元/吨左右。

（4）美国3151大卡，硫份1.2的测算目前中国到岸价=完税价格*（1+关税税率）

=（进口货物货价+运费+保费）*（1+关税税率）=（进口货物货价+运费）*（1+3‰）*（1+关税税率）=（68.6+30）*（1+3‰）*（1+3%）=101.9美元/吨=650元/吨（不含增值税，尚未计算港口费、报关费用等）=754元/吨（含增值税，尚未计算港口费、报关费用等）

（5）从美国进口焦煤也不具有明显的价格优势。

2015年以来从美国到天津港的主焦煤库提价基本均高于山西产主焦煤库提价，即使不考虑进口风险、手续费等额外成本因素，从美国进口焦煤也不具有明显的价格优势。

3.美国2018和2019年产量相较2017年下降。

2017年美国煤炭产量702万吨，根据EIA 2018年2月份发布的《Annual Energy Outlook 2018》预测，美国2018年及2019年煤炭产量分别为670百万吨，679百万吨，分别相较2017年减少32百万吨和23百万吨。

2018年5月8日，EIA发布《SHORT-TERM ENERGY OUTLOOK》，调整了美国2018年和2019年煤炭产量预测，预计2018年和2019年煤炭产量分别为681百万吨，682百万吨，虽上调预计产量，但相较2017年依旧减少。

根据EIA周度预计数据，2018年1-5月美国煤炭产量2.63亿吨，相较2017年原始预计数据和实际产量数据均有所减少。

4. 5月21日国家发改委召开煤电工作会，提出“进口煤方面在不超去年总量的基础上定向支持发电企业，通关、质检等方面予以便捷”。据此来看，2018年进口煤量不会大幅放开。

详细报告链接：

20180530：《如果从美国增加进口煤影响大吗？》

神华6月月度长协超预期，市场情绪再次提升

2018年5月31日，神华公布6月份年度长协和月度长协，6月年度长协557元/吨，环比持平，同比下降1元/吨；月度长协625元/吨，环比上涨31元/吨，同比上涨55元/吨。

5月21日，国家发改委召开煤电工作会，要求神华、中煤带头先把5500大卡的月度长协价格降到绿色区间570元/吨以内，6月长协出来不降反升超出市场预期。主要原因为：自2018年开始月度长协同样以公式定价，月度长协价以上一个月的API8、CCI、CCTD的最后一期值为参考，据煤炭江湖资料计算公式为：月度长协=（上月最后一期CCTD+CCI+API8指数）/3。（API 8指数是Argus和麦氏联合发布的，以美元计价公布，折算的时候需要乘以汇率，再乘以增值税税率转换成含税价），即API8（元/吨）= API8（美元/吨）*汇率*（1+17%）API8指数是以CFR的模式到中国华南地区（广东、广西、福建）的卡值为5500的国际煤舱底不含税价格，产地没有限制，主要包括澳大利亚、南非、印尼等地。同时，API8指数也考虑从秦皇岛运至广州的国内煤，反映的是此区域最有竞争力的价格。如果说CCTD代表电厂的沿海价格，API8更像是“生产商指数”，以此作为月度长协定价公式的平衡。以公式定价月度长协，一定程度上减少了政策对月度长协的控制程度，增加了月度长协对市场现货价的反应，这或也是在长协占比提高的过程煤电妥协的结果。因此在供需偏紧，现货价走高的过程中，月度长协中枢预计高于去年。

详细报告链接：

20180601：《神华6月月度长协超预期，继续看好旺季动力煤价！》

发改委强势调控政策下，Wind数据显示，截止5月25日（上周五），动力煤CCI5500含税价为646元/吨，较本次高点下降19元/吨。

截止6月1日（本周五），Wind数据显示，动力煤CCI5500含税价为672元/吨，较5月28日上涨27元/吨。

从用电结构分析看用电需求为什么这么好

2018年以来全国发用电延续了去年四季度以来的快速增长态势，2018年4月全社会用电量为5,217亿千瓦时，同比增长7.83%，2018年1-4月全社会用电量21,094亿千瓦时，累计同比增长9.32%。2018年以来全社会用电累计增速保持在9%以上的水平，增速为近7年以来的新高，远高于2017年底中电联预测的5%的增速。

超预期的全国发用电量到底是什么因素在驱动？

我们通过对用电结构的拆分，认为主要原因有以下几点：

1.经济活跃度增强，各行业用电增速均出现较为不错的增长；

2.从用电增长动力来看，第二产业用电增长仍是全社会用电增长的最主要拉动因素，制造业表现出企稳回升的良好态势；

3.“需求后移”再次得到印证，2018年4月份第二产业用电量10年中第二次出现环比回升（还有一次为同样春节较晚、两会又迅速衔接的2015年）。

4.电力消费结构持续优化：

（1）三产和城镇居民用电需求占比提升，

1.第三产业用电增速主要贡献来自交通运输业

2.城镇化率和人均可支配收入的大幅增长推动居民家用电器拥有量提高，从而推动人均用电量的快速增长，但与美国相比人均用电量仍有较大差距。

（2）制造业内部结构优化调整：非高能耗制造业同比增速较快

5. 第一产业用电增速较快，主要为农网改造释放农村用电需求，但第一产业用电占比很低总体影响小。

6.气温对用电量的影响：1-2月受极寒天气影响，全国气温均值较往年明显偏低；3-4月份气温与往年无明显差异，5月份特别是第一周过后，气温较往年显著升高。整体来看城乡居民生活用电和天气密切相关，随着人们生活水平的提高，大家能忍受的体感温度要求在提高，故而在夏季（8月、9月）和冬季（1月、2月）城乡居民用电更容易出现大幅增长，5月的气温提前“入夏”需关注今年真正盛夏时候带来民用电负荷的增加。

用电结构详细拆分见报告链接：

20180524：《从用电结构分析看用电需求为什么这么好》

现代煤化工发展成为被忽视的最大煤炭需求变量——2020年现代煤化工耗煤量或增加2亿吨

2016年12月，中国煤炭加工利用协会煤化工事业部副主任阮立军在答记者表示：我国现代煤化工每年耗煤量不足6000万吨。

据中国石油和化学工业联合会统计，2017年1-6月，我国煤制油产量155万吨；煤（甲醇）制烯烃产量530万吨；煤制乙二醇产量70万吨；煤制天然气产量11亿立方米。根据中国煤控项目煤化工产品能耗标准，测算2017年1-6月现代煤化工项目耗煤量为5704万吨，年化来看2017年我国现代煤化工耗煤量约1.1亿吨。

我们统计了截止2018年4月底全国208个煤化工项目产能及其项目进展情况：

（1）假设目前所有在建项目都均投产，届时现代煤化工耗煤量约3.1亿吨，相较目前增加约2亿吨。

（2）假设目前所有在建和拟建项目都均投产，届时现代煤化工耗煤量约8.1亿吨，相较目前增加约7亿吨。

现代煤化工产业的发展有望推动进入“后煤炭时代”。

详细报告链接：

20180527：《被忽视的最大煤炭需求变量——2020年现代煤化工耗煤量或增加2亿吨（附208个煤化工项目详细名单》

看好低估值动力煤企业，首推陕西煤业。

1.资源禀赋优良，亿吨高效产能。

公司煤炭资源储备优势明显。截至2017年底，按照中国矿业统计标准，公司煤炭资源储量达164.33亿吨，可采储量达102.69亿吨，仅次于中国神华和中煤能源，位列A股煤炭上市公司第三位。公司煤炭资源品质优良，97%以上的煤炭资源位于陕北、彬黄等优质煤产区，呈现一高三低（高发热量、低硫、低磷、低灰）的特点，是优质的环保动力、冶金及化工用煤。根据当前的可采储量，公司所属煤矿服务年限超过100年，其中高热值的陕北矿区平均服务年限超过110年。公司目前控股矿井17对，设计产能合计11,995万吨，核定产能合计10,185万吨。控股的15对在产矿井中，有14对达到安全高效矿井标准，有13对矿井达国家安全质量标准化一级标准，有7对矿井被中国煤炭工业协会评定为先进产能矿井，有5对被评为国家一级安全生产标准化煤矿。公司目前拥有参股矿井5对，核定产能总计2500万吨，权益部分为1039万吨。

2.不考虑未来集团矿井注入，未来3年产量均有增量。

公司目前有3对在建矿井，均位于资源禀赋优良的陕北地区：（1）小保当一期：设计产能1500万吨，目前置换出800万吨，公司拥有60%权益，预计18年9月投产；（2） 小保当二期：设计产能1300万吨，目前置换出800万吨，公司拥有60%权益，预计19年9月投产；（3）袁大滩：核定产能500万吨，公司拥有34%权益，预计18年年中投产。集团目前在建及“十三五”前期项目矿井7个，基本上均为大型现代化矿井，除沙梁矿外设计产能均在600万吨以上，且都位于煤质优、效益好、发展前景大的彬长矿区和陕北矿区，合计产能6020万吨，权益产能5247万吨。集团目前处于“在建”状态矿井4个，设计产能合计2820万吨，权益产能合计2047万吨。不考虑未来集团矿井注入，未来3年公司是上市煤企中少有的连续有增量的上市公司。

3. 受运输条件限制，煤质最优的陕北矿区售价是公司三大矿区最低的，随着蒙华铁路投运陕北矿区煤价有望上涨。

陕北矿区地处陕西省最北端，远离消费市场，同时受制于铁路运力的匮乏，目前煤炭销售公路运输占比超过60%。2017年陕北矿区吨煤售价仅为327.8元/吨，相较彬黄矿区吨煤售价低92元/吨。陕北矿区虽然售价在三大矿区中是最低的，良好的资源禀赋叠加大型矿井高机械化程度，使其成本优势非常明显，2017年吨煤净利润与彬黄矿区基本持平。随着蒙华铁路及其支线靖神铁路投运，陕北矿区煤炭外运问题有望得到缓解，公司现有销售格局将得到优化和改善。蒙华铁路连接蒙陕甘宁“金三角”地区与鄂湘赣等华中地区，鄂湘赣三省受制于自身煤炭资源禀赋限制，一直以来为我国煤价高地。随着煤炭去产能的稳步推进，鄂湘赣三省小煤矿逐步出清，省内煤炭供给进一步收缩，煤价高地进一步隆起。2016年9月，鄂湘赣三省电煤平均售价为508元/吨，相较于全国平均价414元/吨高出94元/吨。截至2018年3月，鄂湘赣三省电煤价格指数均价为715元/吨，较全国平均价547元/吨差距已扩大至168元/吨。

4.低估值优质动力煤企业。

2018年煤价中枢预计进一步上移，煤企良好的业绩较为有保障。经过前期板块下调，目前煤炭板块估值低，目前公司市值对应2018年业绩pe不到7倍，随着动力煤消费旺季到来，煤价上涨有望带动板块估值修复。从长期来看，陕西煤业是未来3年煤炭上市公司中少有的有望“量价齐增”的优质煤企，良好的盈利能力有望持续。

投资建议：根据预测假设和模型测算，我们测算陕西煤业2018-2020年归母净利润分别为118.20亿、130.89亿和149.47亿，对应eps分别为1.18、1.31和1.49元/股。考虑公司目前估值优势明显，维持“买入”评级，上调目标价至11.82元/股。