陕西煤业分析二

陕西煤业(601225)：每股净资产 5.82元，每股净利润 1.19元，历史净利润年均增长 29.34%，预估未来三年净利润年均增长 0.0%，更多数据见：陕西煤业601225核心经营数据

陕西煤业的当前股价 7.26元，市盈率 6.48，未来三年的估值假设和预期收益率如下：
15倍PE，预期收益率 145.87%；20倍PE，预期收益率 227.82%；25倍PE，预期收益率 309.78%；30倍PE，预期收益率 391.74%。

此篇主要针对陕西煤业的供应端、需求端开展分析。

一、供应端分析

陕西煤业的主业比较集中，营收96%都是跟煤炭开采、销售有关（含代销集团的贸易煤），其它的铁路运输等可以忽略。煤炭开采企业主要的资源：采矿权，一旦采购后可以开采很多年，这是它和一般企业不同的地方。

所以，它的供应端主要是煤炭开采的采矿权和集团提供的贸易煤，其它的运输等成本可以忽略不计。

1) 煤炭采矿权，目前已有的采矿权，即使每年的开采1.5亿吨，也够可以继续开采64.4年，所以目前存量部分足够让我们放心。已有的采矿权价款总额为215亿，目前可开采储量96.6亿吨，采矿权平均成本2.22元/吨，即使未来从集团手里收购新的矿井，增加的采矿权成本对煤炭的总成本影响微乎其微（即使采矿权的收购成本较现在翻一番，达到4.4元/吨，相比于现在煤炭每年少则30-50元/吨的价格可以忽略），不会对企业的成本构成压力。

2) 集团提供的贸易煤，通过2019年年报分析可知，给股份公司带来了几个亿的营业利润，可以看做是股份公司完善的销售体系帮集团卖煤，顺带赚点辛苦钱，相信集团后续让股份代销煤，既不会让股份公司赚太多，但是还是会多少有点辛苦费（一年10个亿以内），所以这方面的供应基本没有什么波动。

综上，陕西煤业在供应端未来基本都掌控在自己手中，不会有什么大风险和波动。

二、需求端分析

《2019煤炭行业发展年度报告》数据：2019年全国原煤产量38.5亿吨，同比增长4%，进口煤炭2.99亿吨，同比增长6.3%，其中电力行业消费22.9亿吨，钢铁行业消费6.5亿吨，建材行业消费3.8亿吨，化工行业消费3亿吨。

从这个数据我们很明显知道，电力行业的煤炭消耗占了全国煤炭消耗量的55%以上，可以说，电力行业的煤炭需求，很大程度上决定了未来煤炭行业的需求情况。

我在大学学的专业就是火电厂相关，毕业后在火电厂工作了20年，最近10来年煤价很明显跟火电厂的需求有关，迎峰度夏、迎峰度冬的几个月火电厂发电量大煤炭消耗量大时，基本都是当年煤价比较高的几个月。

但是作为火电行业的从业者，我对未来中国的煤炭消耗量是抱不乐观态度的。主要是因为LD已向世界宣布，中国2030年实现碳达峰，2060年实现中和，十四五的规划新能源装机增加到12GW。能向世界承诺，基本上是必然要实现的。中国从一五到十三五的规划，这么多条，有专家专门统计过，平均实现的占比为70-80%左右。所以，更不用说对世界的承诺了，我相信在宣布前国内也是经过测算肯定能实现的。这给未来煤炭消耗定下了大发展方向。

而且，光伏和风电的发展优势越来越明显。

过去十年，光伏和风电的度电成本分别下降了约八成和四成，且仍有进一步下降空间。

隆基股份总裁李振国曾对《财经》记者表示，到2035 年和2050年，中国的光伏发电成本会比当前分别下降50%和70%，达到0.20元/千瓦时和0.13元/千瓦时的水平。

远景能源高级副总裁田庆军对《财经》记者说，“十四五”期间预计每台风机的发电量可提升30%，风电场的建设成本可下降30%，再加上良好的运维和风机质量，风电的度电成本最低可降至0.1元/千瓦时。目前，三北地区风电度电成本约为0.2元/千瓦时，中东南部约为0.3元-0.35元/千瓦时。

据国际能源咨询公司伍德麦肯兹近期发布的报告，未来十年，火电的成本还将上升，光伏、风电则有40%—50%的成本下降空间。2035年是一个分水岭，届时中国所有可再生能源发电的成本都将比煤电低。如果再加上为碳排放支付的费用，煤电成本将高出10%—15%。

正所谓：天下大势浩浩荡荡，顺势者昌，逆势者亡。我们做投资的，也要尊重常识和规律，不能跟发展大势对着干。

这是我对投资陕西煤业最大的一点忧虑。如果一个行业进入了夕阳行业了，身处其中的单个公司，就像在一艘渐渐下沉的大船上，无论它多么努力和优秀，未来的命运是注定是每况愈下。

但是，担忧不能靠空想，还是动手来分析，用数据说话吧。

电力行业数据：2020年，全国全口径发电量同比增长4.0%。其中，水电发电量为1.36万亿千瓦时，同比增长4.1%；火电发电量为5.17万亿千瓦时，同比增长2.5%；核电发电量3662亿千瓦时，同比增长5.0%。并网风电和并网太阳能发电量分别为4665、2611亿千瓦时，同比分别增长15.1%和16.6%。全国全口径非化石能源发电量2.58万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全国全口径发电量的比重为33.9%，同比提高1.2个百分点。全国全口径煤电发电量4.63万亿千瓦时，同比增长1.7%，占全国全口径发电量的比重为60.8%，同比降低1.4个百分点。

二是煤电装机容量占总装机容量比重首次低于50%，新增并网风电装机规模创历史新高。2020年，全国新增发电装机容量19087万千瓦，同比增加8587万千瓦，其中新增并网风电、太阳能发电装机容量分别为7167万千瓦和4820万千瓦，新增并网风电装机规模创历史新高。截至2020年底，全国全口径水电装机容量3.7亿千瓦、火电12.5亿千瓦、核电4989万千瓦、并网风电2.8亿千瓦、并网太阳能发电装机2.5亿千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量合计9.8亿千瓦，占全口径发电装机容量的比重为44.8%，比上年底提高2.8个百分点。全口径煤电装机容量10.8亿千瓦，占总装机容量的比重为49.1%，首次降至50%以下。

三是水电、核电设备利用小时同比提高。2020年，全国发电设备平均利用小时3758小时，同比降低70小时。其中，水电设备利用小时3827小时，历年来首次突破3800小时，同比提高130小时；核电设备利用小时7453小时，同比提高59小时；火电设备利用小时4216小时，同比降低92小时，其中煤电4340小时，同比降低89小时；并网风电设备利用小时为2073小时，同比降低10小时；太阳能发电设备利用小时1281小时，同比降低10小时。

LD在气候雄心峰会上的重要讲话：中国二氧化碳排放2030年前达到峰值、2060年前实现碳中和，以及2030年非化石能源占一次能源消费比重达到25%、风电、太阳能发电装机达到12亿千瓦以上的新目标。根据国家能源局数据，截至2019年底风电累计装机2.1亿千瓦、光伏累计装机2.04亿千瓦，1月20日，国家能源局发布2020年新能源装机数据显示，2020年新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。2020年底风电和光伏的合计5.34亿千瓦。

风电、光伏产业对未来十年年均新增装机规模预测分别为5000万-6000万千瓦和7000万-9000万千瓦。这一预测下，届时新能源装机规模将大大超过12亿千瓦的国家承诺下限，达到17亿千瓦以上。增速也将显著超过“十三五”时期。过去5年，风电年均新增约3000万千瓦（其中2020年新增超过7000万千瓦），光伏年均新增约5000万千瓦。即便是第三方机构，给出的风光合计年均装机预测也普遍达到1亿千瓦以上。

我对2030年进行测算：2020年总装机22亿瓦，若按照2030年新能源装机达到17亿千瓦（2021-2030年均新增1亿千瓦新能源装机），到2030年新增约12亿千瓦时的新能源（主要是太阳能、风电），按照2020年的利用小时数水平，到2030年新增容量按照太阳能7亿千瓦时、风电5亿千瓦时（这个是根据目前风电资源开发利用程度比光伏高，而且过去十年光伏单位千瓦装机成本已经下降了80%，光伏的单位千瓦装机成本已经追平火电，未来随着技术进步还在下降，光伏的投资收益在不需要补贴电价的前提下可以与火电一拼了），会增加8976亿千瓦时、10365亿千瓦时，合计1.93万亿左右的新能源发电量。

2020年全社会发电量为7.62万亿，若2030年新能源装机达到17亿千瓦时，新增1.93万亿发电量，会导致发电量较2020年增长25%左右（新增水电和核电发电未考虑，主要是未来10年新增装机相比风电、光伏较小），平均每年2.3%复合的增长。这里面的估算，对于风电和光伏的利用小时数偏乐观，因为前期建设的风电、光伏都是资源最好的，后期的风电、光伏估计难达到2020年的利用小时数。

这是过去10年的发电量增长情况，即使在疫情爆发的2020年，发电量增速也到到3.96%，最低的一年为2015年2.5%。所以，即使在2021-2030年中国经济增长进入中低速，但是发电量的增长超过2.3%的复合增速应该是大概率事件。

也是就是说，到2030年，风电、光伏按照乐观估计新增12亿装机，发电利用小时数按照2020年水平，新增的发电量可能还不能满足经济发展的要求，虽然火电的发电量占比不断下降，但是其发电量至少可以保持在2020年水平（水电、核电未来10年新增装机跟风电、光伏比相对较少，可以暂不考虑，抓主要矛盾），甚至还有少量增长。

火电未来随着新机组替换老机组、更新换代，供电煤耗会逐步下降，但是新能源装机提高后火电要配合调峰，机组负荷率会逐步下降导致供电煤耗升高，两者此消彼长，在推算2030年火电的耗煤量，我认为供电煤耗维持在2020年水平，在发电量不变的情况下，火电耗煤量与2020年基本差不多。

上面分析了这么多，主要就是在大的层面上推算出2030年的煤炭主要用户之一：火电的需求。细节上不可能特别准确，但是大概的方向没问题，至少可以通过数据告诉我自己：未来10年国家对煤炭的需求量还是基本稳定的，不会出现明显的下滑。

这里面没有考虑随着经济发展钢铁行业、建材行业、化工行业对煤炭消耗量的增长需求，建材行业可能随着房地产规模控制会有下降，化工行业对煤需求会有一定增长，此消彼长，就把它看做一个小的安全边际吧。

这是清华大学分析的数据，2020-2030年煤炭的消耗量基本稳定，略有下降，2030年后会开始明显下降。

跟我的分析2020-2030年煤炭需求的局面差不多，但是2030年以后，煤炭需求量就急转直下，这我现在还没想明白，新能源的发电量也没有明显上升，煤炭的需求量快速下降，如何实现？单位GDP能耗因为科技突破突然大幅下降？

有一种可能导致火电煤炭需求量大幅下降：电储能技术有了革命性突破，因为风、光的发电有一个致密的短板就是适应用户需求能力差，用户缺电的时候可能无风、无光，用户不缺电的时候光、风充足发的电没法消纳，所以需要火电作为无风、无光时的补充。

从这里也得出了一个未来的方向，如果储能技术有了突破，火电的需求就会大大下降，煤炭的消耗量会出现断崖下跌。如果真的有那么一天，那么煤炭行业这个大船真的是要加速下沉，到时候大家可要提前上岸。

基于以上分析，在未来10年煤炭需求基本盘初步明确的前提下，陕西煤业的需求端怎么样？有多大的增长空间？

如果不考虑收购兼并式的增长，企业收入的增长通常有三种途径，即潜在需求增长、市场份额扩大和价格提升。

1) 潜在需求的增长，在行业内不会产生受损者（仅受益程度不同），不会遭遇反击，增长的可靠性最高；但是煤炭行业潜在需求未来基本没有增长空间。

2) 份额的扩大，是以竞争对手受损为代价的，势必遭受竞争对手的反击，因而要评估竞争对手的反击力度及反击下增长的可持续性。

陕西煤业未来的增长，只能是在存量市场争夺其它煤炭企业的市场份额，好在这个市场目前统一度不高，陕西煤业2019年的销售量只占全国煤炭消耗量的4.4%，未来随着淘汰落后产能和产量低矿井，加上陕西煤业的煤矿产煤品质各方面都比较好，先进的产能在安全生产方面有一定优势，在市场的竞争过程中，竞争力应该是处于上游水平，简单的说，只要陕西煤业的煤产量上得来、运力跟得上，卖出去基本问题是不大的。

3) 价格的提升，是以客户付出更多为代价，可能迫使客户减少消费或寻找替代品。

对火电等行业来说，大家知道其上游的煤炭价格已经市场化，其下游售电价格是受到严格管控的（标杆电价被封顶，市场电价只可能比标杆电价更低），在市场交易和现货交易的发展趋势下，火电电价越来越没有保障。所以煤价只要涨到一定程度，如火电入厂煤价达到800元/吨（矿发价格+运输价格+少量杂费），火电基本就开始进入亏损状态了。

如果火电厂长期处于亏损，ZF一定会出来干预，所以煤价看似是市场化了，但是它被设限的电价倒逼也是受限的。

因此，高煤价一般不会持续太长时间。

按我多年观察来看，ZF是希望煤价在一个能让火电有微利的空间波动（把火电行业利润控制在类似公共事业的利润范围，0-10%净利润率，也不能让火电长期亏损，否则不利于行业和GJ稳定），所以，煤价的波动，不像茅台等产品，有不断的提价权，它价格天花板的上升，只有电价上升后才能打开，但按常识来说这基本是很难的。

说了这么多，未来陕西煤业的增长，还只能靠其增加先进产能来实现，并随着煤价在一个区间波动而螺旋上升。

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作者：瞅地的农民
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