资产负债表

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


资料来源：Wind 资讯,安信证券研究中心预测

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


业绩和估值指标

2021A2022A2023E2024E2025EEPS(元)0.500.490.610.710.83BVPS(元)4.795.065.335.696.10PE(X)18.218.815.012.911.1PB(X)1.91.81.71.61.5P/FCF2.63.8-18.43.013.5P/S0.70.60.50.50.4EV/EBITDA1.4-5.6-0.5-2.0-1.8CAGR(%)12.8%18.6%9.9%12.8%18.6%PEG1.41.01.51.00.6ROIC/WACC-7.1-1.6-1.2-1.9-1.6REP--0.5-0.1-0.2-0.3

# 公司评级体系

# 收益评级：

买入——未来6个月的投资收益率领先沪深300指数  $15\%$  及以上；

增持——未来6个月的投资收益率领先沪深300指数  $5\%$  （含）至  $15\%$

中性——未来6个月的投资收益率与沪深300指数的变动幅度相差  $-5\%$  （含）至  $5\%$

减持——未来6个月的投资收益率落后沪深300指数  $5\%$  至  $15\%$  （含）；

卖出——未来6个月的投资收益率落后沪深300指数  $15\%$  以上；

风险评级：

A——正常风险，未来6个月的投资收益率的波动小于等于沪深300指数波动；
B——较高风险，未来6个月的投资收益率的波动大于沪深300指数波动；

# 分析师声明

本报告署名分析师声明，本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，勤勉尽责、诚实守信。本人对本报告的内容和观点负责，保证信息来源合法合规、研究方法专业审慎、研究观点独立公正、分析结论具有合理依据，特此声明。

# 本公司具备证券投资咨询业务资格的说明

安信证券股份有限公司（以下简称“本公司”）经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司及其投资咨询人员可以为证券投资人或客户提供证券投资分析、预测或者建议等直接或间接的有偿咨询服务。发布证券研究报告，是证券投资咨询业务的一种基本形式，本公司可以对证券及证券相关产品的价值、市场走势或者相关影响因素进行分析，形成证券估值、投资评级等投资分析意见，制作证券研究报告，并向本公司的客户发布。

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本报告仅供安信证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因为任何机构或个人接收到本报告而视其为本公司的当然客户。

本报告基于已公开的资料或信息撰写，但本公司不保证该等信息及资料的完整性、准确性。本报告所载的信息、资料、建议及推测仅反映本公司于本报告发布当日的判断，本报告中的证券或投资标的价格、价值及投资带来的收入可能会波动。在不同时期，本公司可能撰写并发布与本报告所载资料、建议及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息及资料保持在最新状态，本公司将随时补充、更新和修订有关信息及资料，但不保证及时公开发布。同时，本公司有权对本报告所含信息在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准，如有需要，客户可以向本公司投资顾问进一步咨询。

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德勤有限公司、其成员公司或其各自的关联公司均不对依赖本出版物的任何人所遭受的任何损失负责。

# 关于德勤

德勤是指德勤有限公司（一家英国私人担保有限公司（“DTTL”））中的一家或多家，其成员公司网络及其相关实体。DTTL及其每个成员公司都是法律上独立的实体。DTTL（也称为“德勤全球”）不向客户提供服务。在美国，德勤是指DTTL的一个或多个美国成员公司、在美国使用“德勤”名称运营的相关实体及其各自的附属公司。根据公共会计的规章制度，某些服务可能无法为客户提供认证。请访问www

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2021年深度行业分析研究报告 目录 1.大宗固废：综合利用是实现碳中和有力手段 6

资源分布 关联原料与成本 政策法规


安永会计师事务所是安永全球有限公司的印度客户服务成员公司之一。有关我们组织的更多信息，请访问www

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Haliade-X12兆瓦样机图片：通用电气

# 直接

# 避免转换为化石气体或不可持续生物质

应避免新建天然气或生物质电厂，尤其是避免将燃煤电厂转变为天然气、生物质或废物电厂。气候效益并非其所承诺的那样：化石气体生产泄漏甲烷，而生物质生命周期的排放量远非零。

# 行之有效的政策

天然气发电最初是一个威胁，但可再生能源的强劲增长意味着，即使逐步淘汰煤炭，英国的化石气体发电量也将在2025年前下降。英国的产能市场为建设新的天然气电厂提供了慷慨的15年合同，尽管如此，自2014年以来，仅有两家大型天然气电厂被宣布建设。
在荷兰，人们似乎在避免使用化石气体发电，因为可再生能源增长强劲，足以在2030年前减少天然气发电量，同时逐步淘汰煤炭。
尽管尚未确定，但德国的化石气体发电规模预计很小。一些新的天然气高峰期电厂将会建立，但预计天然气的总发电量不会增加。建立天然气高峰期电厂，既能弥补风电和太阳能发电的缺口，又能确保当地电网的稳定性。

由于西班牙的煤转气计划，2019年化石气体燃烧的增加应该是暂时的。是否将建设新的天然气电厂或将旧的燃煤电厂转化为天然气电厂，这一点无法预测。

葡萄牙可再生能源的增长率意味着，到2030年，天然气发电量所占比例将从  $27\%$  降至接近零。

芬兰的煤炭更多用于供暖而非发电。 $19\%$  的区域供暖来自煤炭，而电力则为  $7\%$  。由于供暖，芬兰有进入生物质陷阱的风险：在正常的情况下，供暖所用的煤炭将大部分被生物质或化石气体所代替。不过，此事已经开始取得进展：已有国家资助使用“超越燃烧”技术来替代煤炭，而且政府正在修订能源税，以使超越燃烧技术（例如，工业规模的热泵）成为一种更加有利可图的选择。

# $\times$  效果不佳的政策

英国政府早先决定对生物质发电提供补贴，仅德拉克斯发电站在十年内就将获得120亿欧元的补贴，主要用于燃烧美国进口的木质颗粒。但是自签订合同以来，风能和太阳能的成本大幅下降，以至于燃烧生物质明显成为一个代价高昂的错误。

在荷兰，生物质是一个巨大的问题，而且可能日益严重。已有四座燃煤电厂获得了36亿欧元的补贴，以混燃生物质与煤炭8年以上。根据该等合同，混燃始于2019年。尽管当前的政府联合协议包括终止对煤炭转生物质项目的新补贴，但煤炭经营者们仍建议将其中三座燃煤电厂转换为仅燃烧生物质。

煤炭在德国的供暖中也发挥着作用，区域供暖系统从煤炭到天然气的转换正在增加天然气的消耗。但是，人们越来越关注这些系统未来将如何转换为燃烧非化石气体——氢气或沼气。

天然气发电在意大利存在极大的风险：迄今为止，逐步淘汰煤炭导致新增天然气发电厂的授权请求，同时得到利润丰厚的产能市场的支持，其中不包括可再生能源和存储技术。

与欧洲很多国家一样，法国的燃煤电厂所有者们正在敦促政府向其提供资金，将其电厂转换为燃烧生物质。尽管政府不太热衷，但这种游说压力仍然意味着存在巨大的生物质发电威胁。EDF称正在为Cordemais燃煤电厂制定一项生物质转换计划；目前尚不清楚EPH对其最近从Uniper收购的两座燃煤电厂有何计划。

希腊存在化石气体发电的巨大威胁。一座新的826兆瓦发电厂已开始建设，预计将于2021年投入运行；计划至少再增加1-2座电厂。有多个意向正在推动Ptolemaida5（PPC新建的褐煤发电厂有望在2022年投入运营）转换为使用进口燃料的生物质发电厂。

# 天然气怎么了?

人们可能会误以为欧洲正处于天然气热潮之中。俄罗斯正在建设一条新管道 Nordstream 2（如图），而美国则大力宣传要增加液化天然气的出口。

但是，这一额外的天然气不会用于发电，因为欧洲新建的天然气发电厂很少。在从2016年到2020年的5年中，将建成的天然气发电厂产能为8吉瓦，而在美国，仅2018年便达到20吉瓦。

新建天然气发电厂的经济效益不高。首先，随着越来越多的风电和太阳能发电项目投入运行，未来的利用率将会太低。第二，完全脱碳的要求意味着将来甚至连低利用率的天然气发电厂都可能无法运行。第三，融资变得更加困难；例如，欧洲投资银行(EIB)刚刚更改其规则，防止对化石燃料基础设施进行任何投资。

NordStream2管道安装

图片：Bernd Wuestneck/dpa (AP)

# 可靠

# 保持亮灯

应在电力存储、联网线路和需求响应方面最大程度地投资。

天然气高峰期电厂应仅在例外情况下建立，且仅在有较大的计划建立足够的可再生能源电厂，使其利用率降至最低的情况下建立。

# 行之有效的政策

英国有产能市场，因此，人们很少因为燃煤电厂的关闭而对“保持亮灯”心存担忧。该产能市场为超过10吉瓦的新产能提供资金——一些化石燃料电厂（两座大型天然气电厂和多个小型天然气电厂），但主要是联网线路、需求响应和存储。这些投资使燃煤电厂能够迅速关闭，而不用冒着灭灯的风险。

荷兰正在大力投资新的灵活形式，例如，需求方响应、北海的海上风电战略、与英国、德国、比利时和丹麦的新型联网线路、氢能以及存储。

德国网络公司正在积极参与过渡。氢被越来越多地视为化石气体的首选解决方案。

西班牙的产能过剩率约为  $40\%$  ，因此，目前无需担心在燃煤电厂关闭时保持亮灯状态。的确，电网经营者表示，5吉瓦的燃煤发电产能很容易从目前的系统中淘汰，从10吉瓦的运行产能中淘汰。

葡萄牙电网经营者已开始建造两条新的高压线路，预计其中一座燃煤电厂将会关闭。这些线路将在燃煤电厂关闭时保持亮灯。

破解 煤炭难题

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欧盟已阻止各国支付“产能合同”，以补贴亏损的燃煤电厂。在英国，向燃煤电厂付款是为了保持亮灯状态，从而延缓了燃煤电厂的关闭，而在波兰，政府甚至计划签订15年的合同，以鼓励新建燃煤电厂。因此，欧盟制定了一项法律（使用550gCO2/KWh的排放性能标准），从2025年开始阻止为燃煤电厂的产能合同付款。

# $\times$  效果不佳的政策

英国产能机制的主要缺陷在于，在2022年前，燃煤电厂将一直获得付款。从2017年到2021年，这笔付款总额为6亿欧元。这挤占了用于帮助替代煤炭的产能投资。该问题最终得到解决：最终将制定排放性能标准，以免在2022年后向燃煤电厂支付补偿。

在西班牙，似乎没有一致的计划来最大化存储、互连和需求响应的部署。这些将是完成煤炭淘汰所必需的举措。

尽管意大利的产能市场旨在保持亮灯，但可能会给天然气带来冲击。其专为鼓励新建化石气体电厂而设，但没有给存储和其他技术提供足够的机会。

# 关停的燃煤电厂可能成为下一代能源存储的家园。

Siemens Gamesa 最近投入使用以火山岩(冷熔岩)作为介质的首个存储设备。1000吨的岩石能够存储热量，而热量则通过可再生能源产生的热空气注入。当电力需求达到峰值时，岩石可使用蒸汽轮机将存储的能量返流。这样，旧热力发电站的很多部分（例如，涡轮机）都可以投入使用，同时还能保留工作岗位。其他机构也正在研究类似的后锂存储材料，例如，德国航空航天中心正在测试液态盐作为测试设备中的储能物质。

热能储存 TESIS

图片：DLR(CC-BY3.0)

# 经济

# 煤炭应支付碳的价格

碳定价是有助于淘汰煤炭的有用政策，但绝不应是唯一的政策。较高的碳价格将加速关闭，但不能保证所有燃煤电厂都将关闭。碳税收入可为过渡提供资金，并减少燃料贫困。这就需要全面的“污染者付费”方法，因此，燃煤电厂不应获得免费的碳配额。

# 行之有效的政策

整个欧洲有一个单一碳市场(EU-ETS)，每个燃煤电厂及其他主要排放国都必须在此为其排放的每吨二氧化碳购买配额。该市场于2017年进行了改革，惟有在此之后，价格才升至每吨15-30欧元的合理水平。2019年约25欧元/吨的价格从三方面影响了燃煤电厂。首先，它意味着2019年燃烧煤炭的代价比天然气更加昂贵。其次，它剥去了盈利能力，使2019年欧洲五分之四的燃煤电厂处于亏损状态。第三，它意味着风电和太阳能发电通常可以在没有补贴的情况下竞争，从而鼓励政府大幅增加风电和太阳能发电的规模。

除EU-ETS外，英国还对发电征收碳税。该税在2013年为5英镑/吨，到2015年升至18英镑/吨（约6欧元/兆瓦时，升至20欧元/兆瓦时）。按照EU-ETS的价格，这意味着发电厂的总碳价超过40欧元/吨。通过加快关闭燃煤电厂的速度并降低新建海上风电政策的成本，这加快了电力转型。

随着煤炭的逐步淘汰，德国煤炭委员会建议取消欧盟碳市场的许可证。这应能防止德国淘汰煤炭导致供过于求并降低碳价的情况。

荷兰联合协议包括2020年的最低碳价为18欧元/吨CO2，到2030年为43欧元/吨CO2。这意味着即使EU-ETS价格崩溃，荷兰的碳价也不会崩溃。这是与煤炭淘汰计划和可再生能源计划同时宣布的，为电力转型提供了坚实的三点计划。

2018年，葡萄牙对使用煤炭发电进行了征税，该征税将逐步取消。该单一燃料税将煤炭孤立起来，这意味着更快地淘汰煤炭将不可避免。

# $\times$  效果不佳的政策

欧洲排放交易计划（设立于2005年）起步非常缓慢，且在十多年中基本毫无效果。直到2017年，碳价大多数都远低于10欧元/吨，对降低排放量几乎毫无效果。政策制定者们竭力制定一个框架，以给出一个有意义的碳价。在2013年以前，燃煤电厂获得了满足其大部分需求的免费配额，这鼓励它们继续运营；甚至从2013年到2020年，仍有一个基金(第10C条)提供免费的碳配额，甚至可以用于对燃煤电厂升级的投资。

荷兰联合协议承诺了最低碳价。目前正在实施的水平远低于公布的水平，甚至低于ETS价格：2020年为12欧元/吨CO2，到2030年为32欧元/吨CO2。荷兰政府确定这是实现2030年电力部门目标的必要水平。

德国煤炭委员会未提供有关碳定价的明确建议，因此，德国政府决定仅依赖EU-ETS。如果欧盟碳价下跌，则德国的煤炭淘汰计划可能比预期更加困难。

# 崩溃的煤炭经济

2019年10月，碳追踪计划(Carbon Tracker Initiative)在一份题为“大灾难”的报告中发布的调查显示，2019年欧盟  $79\%$  的煤炭发电厂处于亏损状态。他们表示，“由于来自成本更低的风能、太阳能、蓄电池的持续竞争和需求响应，再加上廉价天然气的优势，这些亏损在可预见的未来可能还会持续下去”。

他们继续表示“我们现在认为，欧盟政策制定者们应积极为到2030年无硬煤或褐煤发电做好准备。这种情况及其政治反应将对投资者产生影响。如果某些政府长期支持煤炭发电，他们将被迫在破坏股东价值、耗尽财政资源或破坏经济竞争力之间做出选择。”

Matthew Gray, “大灾难”报告的首席作者

图片：CarbonTracker

# 健康

# 首先关闭污染最重的电厂

应首先关闭污染最重的燃煤电厂，以立即获得健康益处。
这可以通过收紧污染限制来实现，尽管这些措施应鼓励关闭，
而非进一步投资于重污染燃煤电厂。

# 行之有效的政策

欧盟有严格的空气污染标准，这迫使污染最重的燃煤电厂投资或关闭。欧盟的工业排放指令制定了“最佳参考”(BREF)政策，该标准每七年更新一次。2021年，对SO2和NOx的限制将大幅收紧，欧洲很多电厂将无法遵守这些限制。这意味着公用事业公司必须做出选择：他们是将更多的资金投入到旧的燃煤电厂中，还是将其关闭？

英国很多燃煤电厂必须在2015年和2016年做出“投资或关闭”的决定。但是，由于政府已经发出信号，要求在2025年前逐步淘汰煤炭，并采取了高碳价等其他措施，因此，公用事业公司未进行新的投资，而是关闭了现有的重污染燃煤电厂。

# $\times$  效果不佳的政策

破解 煤炭难题

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来源：WIND，惠誉博华

附录1：本报告所载38家以煤炭开采与洗选为主业发债主体

惠誉博华2023年煤炭开采行业信用展望

开采与加工 疏港与转运 现货交易 终端需求


附录1：本报告所载38家以煤炭开采与洗选为主业发债主体

惠誉博华2023年煤炭开采行业信用展望

开采与加工 疏港与转运 现货交易 终端需求


# 法律声明

本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，

本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。

本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。

市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，海通证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。

本报告仅向特定客户传送，未经海通证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络海通证券研究所并获得许可，并需注明出处为海通证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。

根据中国证监会核发的经营证券业务许可，海通证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

海外煤炭专题之二：印尼一国内能源需求维持高位，煤炭出口增速有望趋缓 投资要点：

开采与加工 生产调节 现货交易 关联原料与成本 政策法规 企业经营与ESG


图表：煤炭行业供需平衡表

煤炭开采专题报告：拥抱央国企，价值属性突出

政策法规 企业经营与ESG


图表：煤炭板块重点公司大股东负债率及分红情况统计

煤炭开采专题报告：拥抱央国企，价值属性突出

政策法规 企业经营与ESG


东盟经济发展增长势头明显。整体来看，东盟五国与中国自2000年以来，经济均保持高速增长，且发展趋势相近。在2000-2020年，中国5年GDP复合增速均大于东盟五国，尤其2000年-2015年，中国增长势头更加较强，2005年-2010年中国GDP复合增速达到 $14.02\%$ ，2010年-2015年中国与东盟五国差距最大达到  $5.33\%$ 。在疫情之后的新发展阶段，东盟五国经济恢复更为迅速，2020年-2023年东盟五国GDP三年复合增速达到 $8.64\%$ ，高于中国  $7.51\%$ 。

图4：东盟五国与中国人口5年复合增速对比（%）

资料来源：IFIND，信达证券研发中心

图5：东盟五国与中国GDP5年复合增速对比（%）

资料来源：IFIND，信达证券研发中心

# 1.2一次能源消费随经济发展和人口增长明显提升

社会经济发展、城市化和机动化的进程是影响东南亚能源消耗的重要因素。过去二十年，东南亚能源需求的扩张是由较强的经济增长推动的（即使增长趋势受到疫情的干扰）。经济增长伴随着该地区社会的重大变化，特别是城市化和机动化的力量，这对能源使用模式产生了较强影响。2000年，东南亚约  $40\%$  的人口居住在城市地区；到2018年，这一比例已上升至  $50\%$  以上。家电保有量急剧增加：空调数量增加了两倍，冰箱数量增加了  $150\%$  。鉴于热带气候为主，空调设备的可用性和使用量的增加是生活质量提高的重要指标（尽管大多数国家的拥有率仍然相对较低），并且也推高了电力需求。在机动化方面，东盟过去20年来，道路上的车辆数量和铺设道路的长度增加了两倍。2019年，印度尼西亚成为全球第11大汽车市场。大量外资流入汽车行业，这也有助于鼓励这一进程。泰国在2022年是全球第11大汽车生产国，也是仅次于美国的第二大皮卡车市场。过去20年来，东南亚的能源供应状况显著改善。用电的人口比例已从2000年的  $60\%$  上升到2020年的  $95\%$  。2000年至2020年间，能够使用电力进行烹饪的人口比例从  $23\%$  上升到近  $70\%$  。

为了应对不断增长的需求，东盟一次能源供应总量（TPES）急剧增加。东盟五国数据合计，1980年一次能源消费量2.80EJ，1980-2000年一次能源消费复合增速  $7.04\%$  ，年增长率多次超过  $10\%$  ，在高速增长下，2000年达到10.92EJ。2000年-2022年，一次能源消费复合增速  $4.09\%$  。2022年在经济较复苏背景下，东盟五国一次能源消费总量达到26.37EJ，同比增长  $10.38\%$  。已恢复到疫情前消费水平，相较2019年25.07EJ，增长 $5.2\%$

图6：东盟五国1980-2022一次能源消费量（EJ）

资料来源：EI,信达证券研发中心

能源消费总量增速高于世界平均水平，近年增速有所放缓。东盟作为亚洲新兴经济体，2000年以来东盟五国一次能源消费5年复合增速均高于全球平均水平，整体与亚太地区复合增速相近。从时间维度看，2000年-2020年东盟五国能源消费量增速有所放缓，与全球以及亚太地区能源复合增速变化趋势相吻合。2020年-2022年，东盟五国一次能源消费增速  $6.32\%$  ，远高于全球平均水平  $3.26\%$  。

2000年后，人均能源消费量增速快于全球平均水平，绝对量仍处于较低水准。据东盟五国数据合计，2000年-2022年，东盟五国人均能源消费量复合增速为  $2.81\%$  ，高出全球平均

复合增速  $0.72\%$  。但是从亚太地区来看，东盟五国人均能源消费复合增速处于中等水平，与亚太平均复合增速  $3.14\%$  相差不大，低于中国、印度的  $5.67\%$  、  $3.29\%$  。从绝对量看，东盟五国未来仍有较大发展空间。

图7：东盟五国与全球人均一次能源消费5年复合增速对比（%）

资料来源：IFIND，EI，信达证券研发中心

图8：2000-2022全球新兴经济体人均一次能源消费量（GJ/人）

资料来源：IFIND，EI，信达证券研发中心

# 1.3一次能源消费结构中煤炭占主体地位且占比呈上升趋势

从静态结构来看，东盟化石燃料消费处于绝对地位。据东盟五国数据合计，2022年化石燃料占一次能源比重  $87.66\%$  ，化石燃料在一次能源消费中占主体地位，是东盟能源消费的主体与支柱。而新能源（风电、光伏）、水能、核能等清洁能源在东盟能源消费结构中占比较低，2022年合计为  $12.34\%$

从动态结构看，油、气消费量占比有所下降，煤炭消费量占比显著提升。2022年，东盟五国煤炭消费量8.92EJ，较2005年2.38EJ增加  $274.15\%$  ，煤炭消费占化石燃料消费比重 $38.57\%$  ，占一次能源比重  $33.81\%$  ；石油消费量较2005年增加  $29.48\%$  ；天然气消费量较2005年增加  $22.93\%$  。煤炭消费无论是在绝对量还是在能源结构中的占比均提升显著，在东盟能源结构中的主体地位日趋稳固。随水力、光伏、风能发展，近十年来化石燃料占一次能源比重呈现缓慢下降趋势，2012年为  $93.31\%$  ，到2022年降至  $87.66\%$

图9：东盟五国2005-2022一次能源消费量结构（EJ）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图10：东盟五国2000-2022化石燃料消费结构（%）

资料来源：EI，信达证券研发中心

东盟地区是全球重要的能源消费和煤炭消费增长点。2000-2022年，东盟五国煤炭消费增速持续高于全球综合水平，近十年该差距则体现得更为明显，主要原因在于中国作为全球最大的煤炭消费国增速降低。随着一次能源消费和煤炭消费的快速增长，东盟一次能源消费量与煤炭消费量在全球的占比迅速提升。截止2022年底，仅东盟五国一次能源消费量

在全球占比为  $4.37\%$  ，较2000年的  $2.75\%$  提升1.62pct；煤炭消费量全球占比为  $5.52\%$  ，较2000年的  $1.37\%$  提高4.15pct，随着未来东盟经济继续增长，能源需求持续增加，对国际能源供需格局，特别是煤炭市场的影响力将与日俱增。

图11：东盟五国2000-2022煤炭消费增速（%）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图12：东盟五国2000-2022煤炭消费占比（%）

资料来源：EI，信达证券研发中心

2000年后，相对中国，东盟五国能源消费增速略低而煤炭消费更高。2000年-2020年东盟五国与中国一次能源消费5年复合增速均为正，但增长速度呈现下降趋势。东盟五国一次能源消费5年复合增速由2000年-2005年的  $5.46\%$  下降至2015-2020年的  $2.39\%$  ，降幅3.07pct；而中国一次能源消费5年复合增速由2000年-2005年的  $12.25\%$  下降至2015-2020年的  $3.39\%$  ，降幅8.86pct，下降更为明显。2020年-2022年东盟五国一次能源消费增速  $6.32\%$  ，高于中国  $3.27\%$  。

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# 2.1.2 随经济发展，社会总发电量大幅提高

为了支持不断增长的电力需求，总发电量大幅提升，燃煤发电增幅最明显。受益于经济高速发展，2000年-2022年东盟五国总发电量由280TWH稳步增长至916TWH，实现增长 $227.14\%$  ，整体实现较高涨幅。2005年-2022年，煤炭发电量由108.7TWH增至430.5TWH，发电量占比由  $27\%$  提升至  $47\%$  ，成为主体电源；水能发电量由38.9TWH增至162.4TWH，发电量占比由  $10\%$  提升  $18\%$  ，煤炭、水电发电量在主要发电电源中占比较大提升。油品、天然气发电量占比均有收缩，其中油品发电量由29.9TWH减少至10.3TWH，天然气发电量由221.8TWH增至266.9TWH。2022年光伏与风能发电量分别为34.3TWH与11.8TWH，共占比  $5\%$  ，相对于装机容量占比较低。受疫情影响经济下行，2020年东盟五国发电量较2019年略有下滑，现已逐步恢复增长趋势，2022年东盟五国发电量916TWH较2019年发电量847TWH增长  $8.15\%$

图24：2000-2022年东盟五国发电量（TWH）

资料来源：EI，信达证券研发中心。注：该计算未包含生物质发电。

图25：2005各能源发电量占比（GW）

资料来源：ACE《第七次东盟能源展望》，信达证券研发中心

图26：2022各能源发电量占比（GW）

资料来源：ACE《第七次东盟能源展望》，信达证券研发中心

煤电增长带动总发电量快速增长。2000年-2022年间，东盟五国煤炭发电5年复合增速呈现下降趋势，与中国变化相近。但在高经济增速下，东盟五国煤炭发电增长势头较强，2010年-2015年煤炭发电5年增速达到  $10.99\%$  ，远高于中国同期数据。以煤炭为主体能源储蓄的国家，煤炭发电量提升得益于煤电装机的大幅提升和煤炭产能的提高，进而对总发电量产生拉动作用。整体来看，东盟五国煤炭发电增速常年保持在  $10\%$  左右，明显高于总发电量增速。2021-2022，由于疫情影响，东盟五国煤电增长陷入一定停滞。

图27：东盟五国与中国煤电5年复合增速对比（%）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图28：2000-2022年东盟五国煤炭发电增速高于总电量增速

资料来源：EI，信达证券研发中心

风电光伏发电量增长势头放缓，到2022年的发电量与装机容量不匹配。东南亚的风光发电量有几个较为明显的增长点，包括2012年  $280.8\%$  ，2019年  $112.6\%$  ，2021年  $73.5\%$  几个年份，尤其在2018年-2021年，风电光伏发电量由7.7GW增长至39.2GW，实现409.10%增长。然而相比于光能发电，风能发电在过去十年装机容量的更为明显的增长，直至2022年风电光伏装机26GW，约占东南亚总装机容量的  $10\%$  。2022年风电光伏发电量46.1GW，对总发电量的贡献仅为  $5\%$

图29：风电光伏发电量增长（TWH）

资料来源：EI，信达证券研发中心

图30：尽管装机容量有所提高，风能光伏贡献发电量较少

资料来源：ACE《东盟能源更新2023》，信达证券研发中心

现有购电合同与燃料供应合同的照付不议条款保证了发电端化石燃料的消费量。在东南亚，电力供应往往通过照付不议的购电协议满足，尤其是在印度尼西亚和泰国等垂直一体化电力系统中。该地区许多现有的燃煤和燃气发电厂从建设过程就是通过实物购电协议进行融资的，而这些融资性的购电协议具有大容量付款和/或最低接受条款。例如，泰国EGAT与国有天然气公司PTT的十年期天然气采购合同就包括每日最低照付不议义务，且购电协议范围内的发电方式优先发电。这意味着当用电负荷较小时，具有购电协议的化石燃料发电仍将作为优先选择，因为化石燃料成本实际上是已经支付的沉没成本。

# 2.1.3 燃煤发电在电力系统中承担的角色将更加重要

天然气曾是东南亚的主体发电能源，2016年后煤炭取代其地位。根据东盟五国发电量数据，1985年-2016年煤炭与天然气发电量均呈现稳定上升趋势，直至2016年-2022年两者发展出现分化。1985年-2000年，天然气发电增速显著高于煤炭，发电量在21世纪初期呈现快速上升趋势。但2000年后，天然气发电增速逐渐下降，甚至多次出现负增长，同期，煤炭发电增速较高，多数年份保持在  $10\%$  以上，天然气与煤炭的地位逐渐发生转变。2015年，天然气发电量达到峰值299.7TWH后开始小幅下降；2016年，煤炭发电量首次超过天然气发电量，之后煤炭发电增速略有下降但仍保持正增长。2022年煤炭发电量430.5TWH，较天然气发电量266.9TWH高163.6TWH。

图31：1985-2022年东盟五国煤炭/天然气发电量及增速（TWH，%）

资料来源：EI，信达证券研发中心

天然气储量下降明显是发电量降低的重要原因，IEA预测整个东南亚预计到2025年将成为天然气净进口国。2010-2020年期间东盟天然气储量大幅下降，降幅高达  $35\%$  。下降的原因是新发现的气田规模较小、天然气价格较低、天然气基础设施缺乏阻碍了上游投资以及高CO2含量气田的运营成本较高。印度尼西亚作为主要天然气生产国之一，该国天然气储备的大幅减少是区域储量大幅下降的主要原因。考虑到R/P比率，由于越南与印度尼西亚、马来西亚相比，产量较低，因此该国储量的使用寿命最长，可达74.1年。与此同时，缅甸、印度尼西亚和文莱作为东盟主要天然气出口国，假设产量保持在2020年的水平，ACE预计天然气产量将分别维持仅有24.4年、21.8年和17.6年。根据IEA预测，整个东南亚预计到2025年将成为天然气净进口国。由于管道互连的前景有限（加上印度尼西亚最近宣布停止向新加坡的管道出口），液化天然气可能成为满足天然气需求增长的主要来源。

对东盟来说转向进口天然气具有挑战性。东南亚拥有约5000万mtpa的LNG进口容量，这些项目的投产是为了弥补国内天然气田的枯竭（如缅甸和泰国），或作为首次进军全球天然气市场（如越南和菲律宾）的行动。然而，一些项目已被搁置或推迟，主要原因是许可监管障碍或困难的市场条件。在菲律宾或越南等地，液化天然气发电项目所需的复杂商业和金融结构影响了该产业的发展。此外，买家可能会在国际液化天然气市场面临激烈的竞争，例如，俄乌冲突后，欧洲和东北亚正在迅速淘汰俄罗斯天然气进口，而这些地区传统上愿意支付溢价并签署长期合同以确保天然气供应，从而造成更激烈的竞争。

图32：2000-2020天然气储量明显降低（百亿立方米）

资料来源：ACE《第七次东盟能源展望》，信达证券研发中心

图33：2020年东南亚各国天然气储产比

资料来源：ACE《第七次东盟能源展望》，信达证券研发中心

随着风电光伏等可变可再生能源接入电力系统，煤电和气电在电力系统中贡献的灵活性将更为重要。截至2022年，东南亚煤炭和天然气发电为主的化石燃料提供了主要的发电来源并满足了包括稳定性、爬坡灵活性、尖峰负荷在内的灵活性需求。并且，东盟地区许多火电资产相对年轻：泰国和印度尼西亚超临界燃煤电厂仅投入使用5至10年。到2030年，这些煤电资产的很大一部分的使用年份将不足其技术预期寿命的一半（假设燃煤/燃气电厂平均寿命为四十年）。此外，考虑到技术上的灵活性改造，许多东盟国家也将这些新电厂作为平抑风光可再生能源波动的选择之一，并将在未来的电力系统中发挥灵活性调节作用。

图34：2019年印尼-爪哇电力系统灵活性构成

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# 2.3.1 IEA两种预测下的能源结构差异较大，煤炭消费持续增长的STEP场景更为合理

STEP（现有政策场景）与过去能源发展趋势有更大连续性，化石燃料将保持主体能源地位。在STEP场景预测下，IEA以东南亚各国政府已实施或宣布的逐部门政策进行评估，这一轨迹反映了东南亚能源系统的发展方向，与过去的趋势有很大程度的连续性。尽管煤炭、石油和天然气的增长随着时间的推移而放缓，IEA预计直到本世纪中叶，每种燃料的消耗量仍呈上升趋势。到2050年，化石燃料在能源结构中的总份额仍将保持在  $70\%$  以上，仅略低于2023年的  $77\%$  。

SDS（能源转型场景）则预测更为激进的节能减排场景，可再生能源将取代化石燃料作为主体能源。在IEA的SDS场景预测下，到2030年，东盟的能源供应总量增长较为缓慢，每年增长约  $2.2\%$  ，然后在2040年代达到稳定水平。就SDS中的能源结构而言，石油和天然气需求短期会增加，但此后2030年后开始下降，而煤炭需求在25年左右就达到峰值，

并在2030年回落至2018年的水平。到2050年，化石燃料在能源结构中的份额将下降至三分之一左右。

图45：东南亚能源供应总量及结构在两种预测下区别较大，2010-2050年

资料来源：IEA《东南亚能源展望2022》，信达证券研发中心

东南亚能源转型的进程很难达到短期内目标，煤炭消费将保持有力增长。近年来，由于用电量的大幅增长及可再生能源发展的不及预期，叠加工业能源消费的显著增长，东南亚的煤炭消费保持了较高增速。同时，考虑到光伏风能的消纳问题与整个能源体系投资不足，到2030年，STEP或是参考性更高的预测场景，也即随着人口与经济增长带来的更高能源需求，东南亚保持以化石燃料作为主体能源的消费结构，以及持续增长的煤炭消费。

# 2.3.2 风电、光伏的波动性受制于电力系统的消纳能力，贡献发电有限

在东盟，随着以风电光伏为代表的可变可再生能源（VRE）数量的不断增加，对电力系统的消纳能力提出了更大挑战。以泰国为例，到2030年，要实现能源转型目标，风电光伏发电量占比须达到  $15\%$  ，电力系统将面临净负荷分布的更大变化，这对电力系统的灵活性要求产生影响。2019年，每日负荷差在4-11GW范围内（高达每日峰值的  $40\%$  ）。到2030年，这一缺口将增至8-20GW（日峰值的  $70\%$  ）。电力系统在不同的时间尺度上经历更大的爬升要求。3小时爬坡需求预计将从2019年的6.5GW增加到13GW，占每日峰值需求的  $50\%$  。最低需求和峰值需求之间的差距越大，就会带来更大的灵活性要求和运营挑战，这通常会导致传统火电发电厂的启动和关闭以及循环更加频繁。另一方面，为了实现能源转型的目标，印度尼西亚PLN提议将爪哇-巴厘岛系统中的多个火电机组进行灵活性改造，目标是  $20\%$  的最低负荷和  $5\%$  /分钟的爬坡率，而对应印度尼西亚主要发电机组的技术指标为  $53\% -80\%$  的最低负荷、  $1\%$  /分钟的平均爬坡率，差距较为明显。

图46：泰国：2019年与2030年（风光发电占比  $15\%$  ）情景下电网总负荷与净负荷（MW）

资料来源：IEA《Thailand Power System Flexibility Study》，信达证券研发中心，注：净负荷=总负荷-（风能+太阳能光伏）

可再生能源资源与经济人口的分布不均，是可再生发电的渗透率受限的原因之一。例如，印度尼西亚的人口、经济和能源资源在众多岛屿上分布不均。主岛爪哇岛的人口和GDP约占  $60\%$  ，电力消耗约  $75\%$  ，人口极其密集。然而，爪哇仅占该国太阳能光伏潜力的  $4\%$  和陆上风电潜力的  $14\%$  ，爪哇岛的大规模太阳能光伏部署可能面临土地利用挑战。因此，从附近可再生能源资源丰富且电力需求低的岛屿传输电力可能是一个重要的解决方案。岛间高压直流输电连接可以解决未来的供需失配问题并提高系统的可靠性，但需要较长时间建设。而且（最重要的是）可以提高可再生能源的渗透率以实现减排目标。不过，在连接岛屿之前，每个岛屿必须已经有合适的输电线路，例如苏门答腊岛和加里曼丹岛的系统互连必须先加强。在这种情况下，Java-Bali系统已经有了安装Java-Bali  $150~\mathrm{kV}$  环路保护的“最终网络路线图”。然而，由于建设岛间连接可能需要长达数十年的时间。

这种可再生能源的分布不均也体现在整个东盟地区，因此，跨国能源互通交易也需要更大规模的电路支持。例如，老挝人民民主共和国-泰国-马来西亚-新加坡电力一体化项目（LTMS-PIP）涉及四个东盟国家的多边跨境电力贸易，该项目从老挝人民民主共和国经泰国和马来西亚向新加坡输送高达100兆瓦的水力发电。而2022年在东盟运行的跨境互通项目容量为7.72GW，在规划中，还有约20GW的建设空间，涉及多数东盟国家与部分岛间电路，该建设过程也将十分漫长。

图47：印尼电力供需的地域性错配

资料来源：IEA《印度尼西亚零排放路径图》，信达证券研发中心

图48：东盟电力互联互通项目尚有大量建设空间

资料来源：ACE《第七次东盟能源展望》，信达证券研发中心

# 2.3.3要实现能源转型进程中的2030年目标，东南亚能源各领域投资均不足

2021年清洁能源投资为270亿美元左右，到2030年难以实现能源转型的相关目标。2021年，东盟国家在清洁能源及能源转型方面的投资估计为270亿美元，与2015年的水平相似。2021年清洁能源支出占能源投资总额的  $40\%$  多一点，该比例高于2015年（当时

约为三分之一)。这一增长主要是由于自2014年以来油价下跌导致石油和天然气投资稳步下降，能源总投资下降从而使能源转型相关投资的比重上升。2015-2021年期间，新建可再生能源装机和电网投资约占清洁能源投资的  $80\%$  。例如，越南为可再生能源领域调动了大量资金，2019年部署了约6GW的可再生能源项目（主要是太阳能光伏发电），2020年部署了超过10GW。而能源效率和最终用途的投资约占该地区清洁能源总支出的五分之一，占能源投资总额的不到  $10\%$  ，而该项投资需在2026-2030年增长约十倍左右。在IEA的预测中，要达到既定政策情景(STEP5)，即煤炭消费维持增长趋势的情景，在2026-2030年间清洁能源的投资需要达到年均800亿美元，相对于2021年的投资水平需增加近三倍。而能源转型情景(SDS)要求清洁能源投资更大幅度地增长，在2026-2030年间平均支出超过1500亿美元，需要达到2021年水平的五倍以上。

从资金来源看，民间资本在东南亚能源投资的占比较低。近年来东南亚的能源投资约有一半来自公共资金（包括公有金融机构和国有企业）。国有企业在许多受监管的市场中发挥着关键作用，例如电力网络（尽管也有一些例外，例如在菲律宾有私人特许权）以及化石燃料资产的开发和利用。而私人资本对于可再生能源项目的发展较为重要，尤其考虑到光伏发电的分布性。2016年至2020年期间，民间投资占东南亚清洁能源资本投入的  $60\%$  左右，这一民间投资占比远低于发达经济体  $90\%$  的占比。

图49：发电端、用电端的清洁能源投资占比都较为不足

资料来源：IEA《东南亚能源展望2022》，信达证券研发中心

图50：能源转型中民间投资提升空间较大

资料来源：IEA《东南亚能源展望2022》，信达证券研发中心

东南亚能源投资GDP占比低于大部分发展中经济体。2016-2020年间，随着GDP增长，东南亚各种形式的能源投资占GDP的比重略有下降，且比值低于其它发展中经济体一些地区。2020年，东南亚的能源投资约占GDP的  $2\%$  ，而印度为  $2.2\%$  ，北非和中东为  $4\%$  左右。到2026-2030年间，东南亚能源投资GDP占比需达到  $4\%$  ，才能实现能源转型的目标。

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图表25、新疆现有煤化工项目梳理

类型项目名称产能投产时间煤制气新疆庆华伊犁煤制气一期13.75亿立方米/年2013年新疆新天伊犁煤制气项目20亿立方米/年2014年煤制烯烃宁夏宝丰三期煤制烯烃项目50万吨/年2023年神华新疆煤基新材料项目68万吨/年2016年宁夏宝丰三期煤制烯烃项目50万吨/年2023年煤制乙二醇新疆天业电石尾气制乙二醇项目5万吨/年2013年新疆天业二期煤制乙二醇项目60万吨/年2020年广汇能源荒煤气综合利用年产40万吨乙二醇项目40万吨/年2022年煤炭分级提 质新疆广汇煤炭分级提质综合利用项目一期工程1000万吨/年2017年新疆天雨煤化煤分质清洁高效综合利用项目一期30万吨/年2020年传统煤化工新疆宜化合成氨、尿素项目40万吨/年合成氨、60万吨/年尿素2012年众泰煤焦化焦炉煤气制甲醇项目20万吨/年2021年信汇峡公司煤焦油加氢项目一期60万吨/年2021年煤基精细化 工新疆宜化三聚氰胺项目8万吨/年2015年新疆国泰新华煤制1,4-丁二醇项目20万吨/年2018年

资料来源：新疆自治区生态环境厅，煤化工信息网，国际煤炭网，广汇能源公司公告，姚云《新疆现代煤化工产业发展探析》，兴业证券经济与金融研究院整理
注：表中煤化工项目为不完全统计

图表26、新疆规划及在建煤化工项目梳理

类型项目名称产能投产时间截至日期煤制气其亚煤制天然气项目一期工程20亿立方米/年预计2027年投产2024.01新疆能源集团煤制天然气40亿立方米/年规划2023.01新疆庆华煤制天然气项目二期55亿立方米/年在建2024.01煤基化工耦合绿氢清洁能源示范工程—煤制天然气项目40亿立方米/年招标2024.04国家能源集团准东煤制天然气项目40亿立方米/年招标2024.01特变电工准东煤制天然气项目40亿立方米/年在建2023.12中煤新疆煤制天然气项目40亿立方米/年在建2024.01河南能源集团煤制天然气项目40亿立方米/年在建2024.01新疆天池准东煤制天然气项目40亿立方米/年在建2024.01新业煤化工煤制天然气项目20亿立方米/年规划2024.01煤制烯烃煤基化工耦合绿氢清洁能源示范工程—煤制烯烃项目150万吨/年招标2024.04中新建煤炭产业有限公司煤制烯烃项目150万吨/年招标2024.04东明塑胶有限公司煤制烯烃项目80万吨/年预计2024.08建成2023.12中泰新材料股份有限公司煤制烯烃项目70万吨/年在建2022.04伊吾疆纳新能源有限公司煤制烯烃项目70万吨/年在建2022.04新疆中新建煤炭产业有限公司煤制烯烃项目150万吨/年项目启动2024.03山能化工有限公司煤制烯烃项目80万吨/年已获环批2024.01新疆能化80万吨煤制烯烃项目80万吨/年在建2023.08煤炭分级提质新疆泰亨能源煤炭分质分级综合利用示范项目1000万吨/年在建2024.04新疆宣东煤炭分级分质项目1000万吨/年试生产2024.01传统煤化工中泰化学煤制甲醇项目100万吨/年预计2024年底前投产2024.04其亚新材料煤基甲醇项目600万吨/年预计2027年底建成2024.04新疆奇台煤制甲醇项目110万吨/年项目启动2024.04煤制油国家能源集团哈密能源直接液化煤制油项目计划年产油超400万吨预计2027年底建成2024.03伊泰伊犁100万吨煤制油项目100万吨暂缓建设2023.02

资料来源：中国生态环境部，煤化工信息网，伊泰B股公司公告，其亚集团官网，流程工业网，哈密市人民政府网，兴业证券经济与金融研究院整理
注：表中煤化工项目为不完全统计

新疆化工用煤量2019-2023年CAGR超  $10\%$  ，预计2024、2025年化工用煤年度增量超过700万吨。据新疆煤炭交易中心数据，2019年新疆地区化工行业煤炭消费量为4332万吨，占当年疆煤消费总量的  $18.2\%$  。至2023年，新疆化工耗煤量预计增至约6667万吨，自2019年以来的年复合增长率约为  $11.4\%$  ，占疆煤消费量比重提升至  $20.1\%$  。假定2024-2025年，新疆化工耗煤量增速维持  $11.4\%$  ，则预计2024年和2025年新疆化工耗煤量分别达到7425万吨和8270万吨，同比分别增加759万吨和845万吨。

图表27、新疆煤化工耗煤量占疆煤消费量比重稳中有增

资料来源：新疆煤炭交易中心，兴业证券经济与金融研究院整理注：2023年化工耗煤量为新疆煤炭交易中心预测。

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煤炭开采 优于大市（维持） 证券分析师

生产调节 终端需求 政策法规


持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。

卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘  $10\%$  以上。

# 广发证券—公司投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘  $15\%$  以上。

增持： 预期未来12个月内，股价表现强于大盘  $5\% -15\%$

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于  $-5\% \sim +5\%$

卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘  $5\%$  以上。

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# 法律主体声明

本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。

广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。

广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（4号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。

本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。

# 重要声明

广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。

本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明：（1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。

研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。

本报告仅面向经广发证券授权使用的客户/特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。

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本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。

# 权益披露

(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。

# 版权声明

未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。

煤炭市场焦点研究系列之三 如何看高频库存指标的有效性？ 核心观点：

厂内与社库 库存策略 经济指标 政策法规


2023年12月11日

# 看好

# 央企煤炭行业ESG评价结果分析：绿色合作彰显行业特色

——A股央企ESG系列报告之十

# 相关研究

# 证券分析师

施佳瑜 A0230521040004

陆灏川 A0230520080001

王胜 A0230511060001

# 研究支持

施佳瑜 A0230521040004

# 联系人

施佳瑜

(8621)23297818×

# 本期投资提示：

在本系列的上一篇报告《构建煤炭央企ESG评价体系：绿色合作安全是核心——A股央企ESG系列报告之九》中根据煤炭央企ESG相关政策要求构建了煤炭央企ESG评价体系。本篇报告选取申万一级行业煤炭行业中的5家央企作为研究对象，尝试通过已构建的评价体系对其进行评价分析，总结当前煤炭行业央企ESG绩效管理情况。
- 多数公司ESG整体得分不错，其中环境及社会表现较好，规范性和治理方面仍需加强。从评分结果来看，80分以上的公司占据多数，90分以上的有1家。
- “通用指标”评价：大部分企业发布ESG专项报告，且多数详细披露了报告编制依据，但仅有1家企业披露第三方鉴定报告。
- “环境指标“评价：多数煤炭央企环境指标披露完善，部分央企仍需改善。结果显示有4家公司得分超过26分，说明煤炭行业中的央企对于环境保护管理较为重视。评价指标中『防治污染及突发环境事件应急管理』、『减排措施』和『清洁能源』得分较高，披露率均达到  $100\%$  。但『能源消耗信息』、『温室气体排放及污染物信息』及『生物多样性』指标披露不完整，导致部分企业得分较低。
- “社会指标”评价：社会指标中，交流合作是煤炭行业特色指标。煤炭央企披露率较高，五家企业有四家做了披露。煤炭央企在乡村振兴、社会公益、职工权益保护方面得分均不错，但是部分企业在消费者权益保护方面披露有所缺失。
- “治理指标”评价：多数企业治理指标得分较高。在企业内部治理结构中，煤炭央企注重党建业务，大多数企业设立ESG领导机构，董事会下设立包括审计委员会在内各专业委员会，但是“ESG绩效与考核机制挂钩”仍有缺失。信息披露制度、合规管理制度、内部控制制度、风险管理制度、安全管理制度及供应商考核体系等基础设施建设均比较健全，但是在设立合规委员会和违规举报平台等方面还需要完善。
风险提示：ESG相关政策推动的节奏不及预期。

# 目录

1. 整体得分较好，第三方鉴定报告仍需完善 4
2. 环境：能耗及生物多样性披露仍需完善 5
3. 社会：得分较高，交流合作制度是煤炭特色指标……8
4. 治理：内部结构完善，基础设施健全 12
5. 核心假定的风险 16

# 图表目录

图1：煤炭央企ESG评分：多数公司ESG整体得分不错. 4
图2：『是否发布ESG专项报告』&『报告编制依据』：绝大多数公司披露……5
图3：『第三方鉴定』：仅有1家公司披露 5
图4：“环境指标”评价：多数煤炭央企环境指标披露完善，部分央企仍需改善5
图5：『能源消耗信息』：多数公司披露全部指标 6
图6：电投能源降热耗实践案例 6
图7：『温室气体排放及污染物信息』：完整披露的公司有3家，占比  $60\%$  ……6
图8：中国神华废弃物处置措施 7
图9：『生物多样性』：4家公司披露 8
图10：新集能源采煤塌陷区综合治理 8
图11：中国神华清洁能源相关项目 8
图12：社会指标评价：交流合作制度是煤炭行业特色指标 9
图13：中煤能源采购扶贫产品 9
图14：『社会公益』：共有4家企业做了社会公益案例描述. 10
图15：中煤能源组织青年志愿者协会 10
图16：消费者权益保护披露情况 11
图17：职工权益保护》：职工权益保护得分较高 11
图18：治理指标评价：内部结构完善，基础设施健全 12
图19：中国神华召开党建工作会议 13
图20：中国神华ESG治理架构 13
图21：中国神华董事会建设 13
图22：信息披露管理】：多数企业设立了信息披露制度，负责人机制不足……14
图23：『投资者关系管理』：披露情况较好 14
图24：『合规风险管理』：有4家企业披露了合规管理制度. 15
图25：有4家企业披露了对供应商的ESG风险评估 16
表 1:申万一级行业为煤炭行业且为央企的企业

在本系列的上一篇报告《构建煤炭央企 ESG 评价体系 绿色合作安全是核心——A 股央企 ESG 系列报告之九》中根据煤炭央企 ESG 相关政策要求构建了煤炭央企 ESG 评价体系。本篇报告选取申万一级行业煤炭行业中的 5 家央企作为研究对象，尝试通过已构建的评价体系对其进行评价分析，总结当前煤炭行业央企 ESG 绩效管理情况。评价数据来源包括公司年报、ESG 报告、公司公告、相关新闻报道等信息（报告中涉及的指数和成分股均是客观数据陈述（仅用于 ESG 评级结果分析，不涉及主观判断）。

表 1:申万一级行业为煤炭行业且为央企的企业

证券代码证券名称总市值（亿元）申万一级行业申万二级行业600508.SH上海能源100煤炭煤炭开采601088.SH中国神华6,193煤炭煤炭开采601898.SH中煤能源1,226煤炭煤炭开采601918.SH新集能源137煤炭煤炭开采002128.SZ电投能源323煤炭煤炭开采

资料来源：Wind，申万宏源研究（2023年11月29日收盘价）

# 1. 整体得分较好，第三方鉴定报告仍需完善

多数公司 ESG 整体得分不错，个别企业在环境、社会及治理方面仍需加强。从评分结果来看，70 分以上的公司占据大多数，其中 90 分以上的有 1 家，公司披露内容仍然有待完善。

图1：煤炭央企ESG评分：多数公司ESG整体得分不错

资料来源：公司公告，申万宏源研究

“通用指标”评价：大部分企业发布ESG专项报告，且多数详细披露了报告编制依据，但仅有1家企业披露第三方鉴定报告。

1、『是否发布 ESG 专项报告』：5 家企业中有 4 家披露 ESG 专项报告，仅有 1 家企业未发布 ESG 专项报告。
2、『报告编制依据』：发布 ESG 专项报告的 4 家企业全部披露报告编制依据。比如电投能源在其《2022 年可持续发展报告》中指出本报告的编制参照以下报告编制原则：

深圳证券交易所颁布的《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第1号——主板上市公司规范运作》《深圳证券交易所上市公司自律监管指南第1号——业务办理》、香港交易所颁布的《环境、社会及管治（ESG）报告指引》以及《社会责任报告编写指南》（GB/T36001-2015）、中国社会科学院编制的《中国企业社会责任报告指南(CASS-ESG 5.0)》等标准要求。

图2『是否发布ESG专项报告』&『报告编制依据』：图3：『第三方鉴定』：仅有1家公司披露绝大多数公司披露

资料来源：公司公告，申万宏源研究

资料来源：公司公告，申万宏源研究

3、『第三方鉴定』：仅有1家企业进行披露，比例较低。比如中国神华ESG报告是由毕马威华振会计事务所提供的鉴定报告。

# 2. 环境：能耗及生物多样性披露仍需完善

“环境指标”评价：多数煤炭央企环境指标披露完善，部分央企仍需改善结果显示有4家公司得分超过26分，说明煤炭行业中的央企对于环境保护管理较为重视。评价指标中『防治污染及突发环境事件应急管理』、『减排措施』和『清洁能源』得分较高，披露率均达到  $100\%$  。但『能源消耗信息』、『温室气体排放及污染物信息』及『生物多样性』指标披露不完整，导致部分企业得分较低。

图4：“环境指标“评价：多数煤炭央企环境指标披露完善，部分央企仍需改善

资料来源：公司公告，申万宏源研究

看好 央企煤炭行业ESG评价结果分析：绿色合作彰显行业特色

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


22、『供应链管理』：有4家企业披露了对供应商的ESG风险评估，占比  $80\%$  。如中国神华坚持责任采购，将履行可持续发展理念融入供应链管理要求之中，全面评估并有效规避供应商ESG相关风险，促进供应商不断提高环境保护意识，践行绿色发展理念。将“绿色低碳，节能环保”理念充分融入采购标准的基础上，2022年，公司制定了《供应商环境、社会及公司治理(ESG)管理办法（试行）》，进一步规范化供应商ESG风险管控机制与采购流程管理，范围涵盖全体供应商。中国神华要求供应商注重环境保护，鼓励制定与自身业务相关的环境保护政策；供应商应在生产和供应产品和服务时合理使用自然资源，严格控制污废物排放符合业务运营所在地（国）标准。

图25：有4家企业披露了对供应商的ESG风险评估

资料来源：公司公告，申万宏源研究

# 5. 核心假定的风险

ESG 相关政策推动的节奏不及预期。

# 信息披露

# 证券分析师承诺

本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。

# 与公司有关的信息披露

本公司隶属于申万宏源证券有限公司。本公司经中国证券监督管理委员会核准，取得证券投资咨询业务许可。本公司关联机构在法律许可情况下可能持有或交易本报告提到的投资标的，还可能为或争取为这些标的提供投资银行服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。客户可通过索取有关披露资料或登录www.swsresearch.com信息披露栏目查询从业人员资质情况、静默期安排及其他有关的信息披露。

机构销售团队联系人

华东A组茅炯021-33388488华东B组李庆021-33388245华北组肖霞010-66500628华南组李昇0755-82990609

# 股票投资评级说明

证券的投资评级：

以报告日后的6个月内，证券相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：

买入（Buy）：相对强于市场表现  $20\%$  以上；

增持（Outperform）：相对强于市场表现  $5\% \sim 20\%$ ；

中性(Neutral)：相对市场表现在-5%～+5%之间波动；

减持(Underperform)：相对弱于市场表现  $5 \%$  以下。

行业的投资评级：

以报告日后的6个月内，行业相对于市场基准指数的涨跌幅为标准，定义如下：

看好（Overweight）：行业超越整体市场表现；

中性(Neutral)：行业与整体市场表现基本持平；

看淡 (Underweight) :行业弱于整体市场表现。

我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重建议；投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告，以获取比较完整的观点与信息，不应仅仅依靠投资评级来推断结论。申银万国使用自己的行业分类体系，如果您对我们的行业分类有兴趣，可以向我们的销售员索取。

本报告采用的基准指数 : 沪深300指数

# 法律声明

本报告仅供上海申银万国证券研究所有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司http://

本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。

客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突，不应视本报告为作出投资决策的惟一因素。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本公司特别提示，本公司不会与任何客户以任何形式分享证券投资收益或分担证券投资损失，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。本公司未确保本报告充分考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。本公司建议客户应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。市场有风险，投资需谨慎。若本报告的接收人非本公司的客户，应在基于本报告作出任何投资决定或就本报告要求任何解释前咨询独立投资顾问。

本报告的版权归本公司所有，属于非公开资料。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。

看好 央企煤炭行业ESG评价结果分析：绿色合作彰显行业特色

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


表 2 26 家披露产销量的煤企价格、成本、吨煤净利变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 4 2023 年 35 家样本公司营收及利润变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 5 2024 年一季度 35 家样本公司营收及利润变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


资料来源：Wind，海通证券研究所

从企业ROE水平来看，2023年样本公司平均ROE为  $9.1\%$  ，较22年-9.4pct。2024Q1样本公司平均ROE水平按照一季度年化为  $4.5\%$  ，较23年降4.6pct。23年以来样本公司账面现金流有所回落，2023/24Q1样本公司账面现金均值为142/153亿元，较22年的164亿元分别  $-14\% / -7\%$

表 6 35 家样本公司 ROE 及账面现金

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 6 35 家样本公司 ROE 及账面现金

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


资料来源：Wind，海通证券研究所

# 2.3 2023年销售和管理费用率上升、财务费用率下降

三费方面，2023年煤炭公司平均销售费用率和管理费用率有所上升，财务费用率有所下降。2023年35家样本公司平均销售费用率  $0.72\%$  ，同比  $+0.10\mathrm{pct}$  ；平均管理费用率  $6.74\%$  ，同比  $+0.97\mathrm{pct}$  ；平均财务费用率  $1.79\%$  ，同比  $-0.07\mathrm{pct}$  ，主要受益于盈利较好，公司偿还债务致使财务费用下降。

2024年一季度，35家样本公司三费率同比上升，销售费用率  $0.69\%$  ，同比  $+0.08\mathrm{pct}$  销售费用率  $6.35\%$  ，同比  $+1.21\mathrm{pct}$  ；财务费用率  $2.05\%$  ，同比  $+0.20\mathrm{pct}$

表 7 2023 年及 2024 年一季度 35 家样本公司费用变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 7 2023 年及 2024 年一季度 35 家样本公司费用变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


资料来源：Wind，海通证券研究所

图435家样本公司季度各项费用率和营业税金变化情况

资料来源：Wind，海通证券研究所

# 2.423年行业债务规模持续提升，现金流持续改善

23年以来行业债务规模持续提升，24年2月创新高4.6万亿元，资产负债率整体维持在  $60\%$  左右。从全行业看，截至2024年2月底，行业债务规模总量为4.60万亿元，较2023年底的4.52万亿元增加828亿元，达到历史新高。我们认为，行业债务规模创新高或主要与企业盈利处于历史高位、加大资本开支加速智能化改造以及转型新业务有关。截至2024年2月底，全行业资产负债率为  $59.73\%$  ，较2023年底的  $60.39\%$  下降0.56pct，2023年行业债务规模持续提升，资产负债率基本稳定在  $60\%$  左右。

图5行业资产负债变化情况

资料来源：Wind，海通证券研究所

样本公司资产负债情况有所改善，但分化仍严重。从资产负债率水平来看，截至2024年3月底，35家样本公司算术平均资产负债率  $51.71\%$  ，较2023年底下降0.51pct。整体看，目前35家样本公司中，截至2024年3月底，资产负债率在  $30\%$  以下的公司有2家，占比  $6\%$  ，为中国神华（  $23.57\%$  ）、电投能源（  $29.3\%$  ）；在  $75\%$  以上的有2家，占比  $6\%$  ，为安源煤业（  $95.55\%$  ）和郑州煤电（  $78.8\%$  ），资产负债率分化严重，去杠杆依然任重道远。

从现金流情况看，由于回款周期因素，现金流基本都在年底达到全年峰值。2023年35家样本公司平均每股经营性现金流净额均值为1.72元，较2022年底下降1.56元。截至2024年3月底，35家样本公司平均每股经营性现金流净额均值为0.24元，较去年同期下降0.27元。

图6 35家样本公司资产负债变化情况

资料来源：Wind，海通证券研究所

图7 35家样本公司季度经营现金流净额（亿元）

资料来源：Wind，海通证券研究所

表 8 35 家样本公司资产负债表及现金流变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


资料来源：Wind，海通证券研究所

表 8 35 家样本公司资产负债表及现金流变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 8 35 家样本公司资产负债表及现金流变化

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


资料来源：Wind，海通证券研究所

# 2.5 2023年35家样本公司资本开支高达1554亿元，创近十年新高

从2018年起资本开支出现回升，2023年35家样本公司合计资本开支1554亿元，较2022年增加298亿元，较2021年增长644亿元，创下2011年以来的新高，体现了企业盈利好转后投资意愿有所增强，加大对煤炭资源开发支出或新能源转型。截至2024年3月底，资本开支合计344亿元，同比增加26亿元，年化资本开支达1376亿元，较23年减少178亿元。

表 9 35 家样本公司资本开支情况 (亿元)

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 9 35 家样本公司资本开支情况 (亿元)

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


表 11 35 家样本公司 2021-2024Q1 归母净利润及估值情况

业绩短期承压，红利策略价值尤具 投资要点：

终端需求 企业经营与ESG


资料来源：《冀中能源集团24年评级报告》，山西证券研究所

# 2.3.2 金融机构支持，转危为安

公司得以顺利化解短期债务危机离不开金融机构的帮助。表观上公司2020年以来公开债快速且大幅减少，而缺口主要靠银行贷款在短期内弥补。其中给予公司新增贷款支持的银行包括但不限于河北银行、建设银行、交通银行、农业银行以及邢台银行等。从公司授信使用情况来看，永煤事件后公司已使用信贷额度明显提升至历史最高水平，其债务危机在短期内也消耗掉大量地方金融资源。

图12：冀中能源集团信贷额度使用情况

资料来源：Wind，山西证券研究所

图13：冀中能源集团不同银行授信使用情况跟踪（亿元）

2020年3月2023年9月轧差银行类别授信额度已使用额度银行类别授信额度已使用额度授信额度已使用额度国开行15.6110.74国开行15.615.800.00-4.94进出口银行16.8012.95进出口银行19.8012.003.00-0.95工商银行128.5362.60工商银行128.5368.600.006.00中国银行149.54112.21中国银行141.13111.57-8.41-0.64建设银行216.90128.86建设银行216.60163.65-0.3034.79农业银行68.5345.57农业银行118.5457.3550.0111.78交通银行99.1055.27交通银行115.1081.8516.0026.58邮储银行63.0011.00邮储银行13.0012.50-50.001.50浦发银行100.0072.21浦发银行100.0069.360.00-2.85光大银行57.0049.40光大银行70.0068.6013.0019.20兴业银行250.0074.38兴业银行250.0075.380.001.00中信银行142.1841.41中信银行154.0354.0811.8512.67民生银行36.5530.25民生银行36.5512.990.00-17.26华夏银行26.2021.85华夏银行30.4522.484.250.63平安银行7.001.70平安银行7.002.260.000.56邯郸银行25.5618.88邯郸银行21.9021.62-3.662.74渤海银行25.456.20渤海银行25.454.800.00-1.40河北银行5.304.73河北银行79.3576.5774.0571.84张家口商行2.502.00张家口商行7.577.575.075.57邢台银行7.407.40邢台银行21.2119.6613.8112.26其他540.06361.57其他762.18513.92222.12152.35总计1983.211131.18总计2334.001462.61350.79331.43

资料来源：《冀中能源集团有限责任公司2020年度第十期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2023年度第七期超短期融资券基础募集说明书》，山西证券研究所

“债转贷”挪移乾坤。银行的短期信用借款和保证借款短期内大量置换了公开债务，为公司赢得周转时间。之后公司增加了质押品，部分信用借款被质押贷款替换。尽管“债转贷”为公司赢得不少周转时间，但一方面债务负担并没有明显减少，另一方面债务仍然偏短期化。

图14：冀中能源集团借款结构变化（亿元）

资料来源：Wind，山西证券研究所

表 5：冀中能源集团受限资金情况(亿元)

煤炭 煤炭信用专题报告

资源分布 开采与加工 现货交易 企业经营与ESG


图16：冀中集团财务公司存款来源

资料来源：《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司2019年一至六月风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司2019年度风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司2020年一至六月风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司二O

图17：冀中集团财务公司贷款去向

资料来源：《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司2019年一至六月风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司2019年度风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司2020年一至六月风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司二O

二〇年度风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司二〇二一年一至六月风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司二〇二一年度风险评估审核报告》、《冀中能源：关于冀中能源集团财务有限责任公司风险评估审核报告》、《冀中能源-冀中能源关于冀中能源集团财务有限责任公司二〇二三年六月三十日风险评估审核报告》，山西证券研究所

二〇年度风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司二〇二一年一至六月风险评估审核报告》、《冀中能源：冀中能源集团财务有限责任公司二〇二一年度风险评估审核报告》、《冀中能源：关于冀中能源集团财务有限责任公司风险评估审核报告》、《冀中能源-冀中能源关于冀中能源集团财务有限责任公司二〇二三年六月三十日风险评估审核报告》，山西证券研究所

上市公司持续高分红。分红方面，冀中能源在永煤事件后持续给集团大额分红，根据wind数据，20-22年累计分红约84.81亿元，分别实现分红比例  $179.94\%$  、  $128.99\%$  、  $79.27\%$  ；华北制药在21年也大幅增加分红比例至  $549.69\%$  。

图18：冀中能源16-22年分红情况

资料来源：Wind，山西证券研究所

图19：华北制药16-22年分红情况

资料来源：Wind，山西证券研究所

# 2.3.5 减员降本，众志成城

精简组织机构，轻装上阵。公司持续减员降本，在很大程度缓解了成本端压力。根据《冀中能源集团有限责任公司2018年度第四期中期票据募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2019年度第十二期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2020年度第十三期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2021年度第一期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2022年度第一期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2023年度第六期超短期融资券基础募集说明书》和Wind数据，公

司22年全部从业人员较19年减少  $9.54\%$  ；22年全部从业人员口径下的人均总成本较19年减少  $33.51\%$  ，22在岗人员口径下的人均总成本较19年减少  $44.47\%$  。人员大量减少和成本不断压降表现公司众志成城，为公司化债增加了更多确定性。

图20：冀中能源集团人力资源情况（人）

资料来源：《冀中能源集团有限责任公司2018年度第四期中期票据募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2019年度第十二期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2020年度第十三期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2021年度第一期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2022年度第一期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2023年度第六期超短期融资券基础募集说明书》，山西证券研究所

图21：冀中能源集团人均总成本

资料来源：《冀中能源集团有限责任公司2018年度第四期中期票据募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2019年度第十二期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2020年度第十三期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2021年度第一期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2022年度第一期超短期融资券募集说明书》、《冀中能源集团有限责任公司2023年度第六期超短期融资券基础募集说明书》，山西证券研究所

# 2.3.6 化债后的反思

化债后难言“轻舟已过万重山”。当前公司已经成功度过公开债务风波，但债务负担并没有显著减轻。一方面，母公司债务负担仍然较重。长期股权投资变化、拆借等因素导致母公司口径资产负债率持续上升，整体来看母公司债务负担仍然较重。另一方面，利息覆盖不稳定。由于公司债务规模较大，利息对现金流形成较大挤占。得益于煤炭价格上涨，公司现金流一度可以覆盖利息，但随着煤炭价格回落，公司内生现金流减少，导致对利息覆盖程度有所下降。此外，考虑到公司复杂的治理结构，信用瑕疵仍在。

图22：冀中能源集团资产负债率表现

资料来源：Wind，山西证券研究所

图23：冀中能源集团利息覆盖情况

资料来源：Wind，山西证券研究所

# 2.4 冀中化债案例值得回溯

尽管冀中能源集团至今仍难言“轻舟已过万重山”，但其以极强的偿债信念和积极的化债措施成功度过难关后重新激活公开市场，值得称赞的同时也为弱资质国企提供了一个应对债务风险的样本。

在当前时点回溯的意义。首先，冀中能源集团经历一整轮信用周期，期间形成完整的的观察样本，此时可以相对全面回溯。其次，当前债券市场缺少供给，而冀中这类企业未来仍然有大量公开债融资需求，近期公司公开债存量也快速上升。

案例价值。首先，冀中能源集团仍然为煤炭债主体的风向标之一。尽管永煤事件后，冀中的资质有所改善，但仍具备煤炭债典型风险特征且资质排序偏低。与其他煤炭企业不同的是，通常主要发债煤炭企业大多在各省份为支柱企业，而冀中在河北省系统重要性排次席，且河北金融资源较弱。因此冀中的“信仰”强度要弱于其他省属集团发债主体。相对靠后的排序和省内地位导致冀中对于信用风险和信用环境变化更为敏感，目前仍然是煤炭债主体的重要风向标。其次，在无实质违约的背景下，案例对弱资质国企在流动性危机下的应对具有较强启发和指导意义。冀中能源集团虽然经历过长期的流动性危机，但并无实质违约，之后债务融资逐步正常化，因此期间各种被市场验证的极限指标、公司自救措施等均具备较强的研究价值。

表 11: 各煤炭发债主体 YY 评级变动

煤炭 煤炭信用专题报告

资源分布 开采与加工 现货交易 企业经营与ESG


若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。

任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。

# 【郑重声明】

本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任。

相关报告


表 4: 煤炭板块主要公司2024年盈利预测敏感性分析及估值

煤炭市场焦点研究系列之二 从澳洲公司视角看进口煤成本支撑 核心观点：

终端需求 关联原料与成本


数据来源：Wind，广发证券发展研究中心

# 五、风险提示

(1) 下游需求增速可能低预期，主要由于今年来水情况明显好于去年，在丰水期对火电有一定挤出效应，影响火电厂负荷和耗煤情况。
(2)进口煤量过快增长，会加速煤炭供需关系恶化，叠加目前产业链库存总体充足，可能导致煤价超预期下跌。
（3）部分公司计提大额资产减值，或成本费用控制力度不足等影响，导致煤企业绩可能低于预期等。

# 广发煤炭开采行业研究小组

沈涛：首席分析师，对外经济贸易大学金融学硕士。

安鹏：首席分析师，上海交通大学金融学硕士。

宋炜：资深分析师，上海交通大学金融学硕士。

张云瀚：高级研究员，美国哥伦比亚大学硕士。

# 广发证券—行业投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘  $10\%$  以上。

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于-10%～+10%。

卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘  $10\%$  以上。

# 广发证券—公司投资评级说明

买入：预期未来12个月内，股价表现强于大盘  $15\%$  以上。

增持： 预期未来12个月内，股价表现强于大盘  $5\% -15\%$

持有：预期未来12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于  $-5\% \sim +5\%$

卖出：预期未来12个月内，股价表现弱于大盘  $5\%$  以上。

联系我们

地址广州市深圳市北京市上海市香港广州市天河区马场路26号广发证券大厦47楼深圳市福田区益田路6001号太平金融大厦31层北京市西城区月坛北街2号月坛大厦18层上海市浦东新区南泉北路429号泰康保险大厦37楼香港湾仔骆克道81号广发大厦27楼邮政编码510627518026100045200120-客服邮箱

# 法律主体声明

本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司/经营机构完成。

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本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。

# 重要声明

广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。

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研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。

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本研究报告可能包括和/或描述/呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法/分析中的部分论点/依据/证据，以支持我们对所述相关行业/公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。

# 权益披露

(1)广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去12个月内并没有任何投资银行业务的关系。

# 版权声明

未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。

煤炭市场焦点研究系列之二 从澳洲公司视角看进口煤成本支撑 核心观点：

终端需求 关联原料与成本


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# 山西证券研究所：

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煤炭 年度策略报告

生产调节 通关与进出口 现货交易 企业经营与ESG


截止到2023年底，我国火电总装机达13.90亿千瓦（其中煤电装机11.65亿千瓦，气电装机1.22万千瓦），占我国电力总装机的  $48\%$  。全年发电量62318亿千瓦时，同比增长  $6.1\%$  ，占我国当年发电总量的  $69.95\%$  。全年新增火电装机5793万千瓦，仅次于光伏、风电新增发电装机规模，排在第三位，相比于去年同期增加了1332万千瓦，同比增长  $30\%$  。

我们注意到2023年11月印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，现行的煤电单一电量电价机制调整为“两部制（容量电价和电量电价），要求新能源装机必须匹配一定容量的火电，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，侧面承认了火电的主体发电地位。

图72：2023年火电发电占当年发电量的近  $70\%$

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

图73：火电装机规模持续提升（万千瓦）

数据来源：Wind，国泰君安证券研究

新能源的发展，可能较市场想法有所不同。从2023-2024年部分省份发改委、能源局文件中，却发现不少省份光伏容量已经趋于饱和，同时新的光伏风能上网电价政策，全面市场化交易也将明显降低经济收益率，影响后续装机量。

根据山东省能源局文件山东省2024年全部136县市中37县市无新增，53

县市新增分布式光伏受限，43个县市光伏接入一般，意味着山东省分布式光伏容量已经趋于饱和；而河北多地分布式光伏容量为零，到2023年底河北调整光伏指标总计10.43GW，取消0.35GW，延长并网8.79GW，1.29GW转为储备；河南2024年深化电力市场改革，除扶贫项目外所有工业商业居民光伏风能全面纳入市场化交易，有所交易基准价不超过燃煤基准价，也意味着光风收益率将大幅度降低；黑龙江发改委发布分布式光伏接入电网承载能力公告，全省装机容量仅2GW，全省125个区县中，81个区县是红色区域说明消纳为0，基本宣告光伏暂停。

表 12：能源局文件中,多省光伏容量趋于饱和

时间省份政策文件简要内容2023/12/18山东省《关于发布分布式光伏接入电网承载力评估结果的公告》同时全省136个县(市、区)中,2024年有53个县(市、区)低压配网接网预警等级为“受限”,43个县(市、区)低压配网接网预警等级为“一般”,其余40个县(市、区)低压配网接网预警等级为“良好”。文件公布调整项目共设计100兆瓦风电,2.17GW光伏以及1.2GW地面光伏项目。具体的集中式风电、光伏项目中220兆瓦光伏项目、100兆瓦风电项目转为储备类项目,1900兆瓦光伏项目并网时限延期至2024年3月31日;101个规模共计412.13兆瓦的项目因未实质性开工视为自动放弃,取消指标;149个规模共计792.14兆瓦的项目已建成待并网,并网时限延期至2024年3月31日。2024/1/19河北省《关于对四季度风光集中并网行动到期风电、光伏项目拟调整情况公示》2023/12/25黑龙江省《关于分布式光伏接入电网承载力情况的公告》在此次公告的125个县(市、区)中,红色等级区域81个,消纳为0,占比达到65%;黄色等级区域5个,绿色等级区域39个,占比31%。其中佳木斯市、七台河市两市共14个县(市、区)全部为红色等级区域,同时黑龙江全省装机容量仅剩2GW,其中哈尔滨1GW。2023/11/27辽宁省《关于规范发展分布式光伏的通知(征求意见稿)》意见稿中提及光伏承载能力红黄区域暂缓备案,时在建设开发分布式光伏项目过程中要严格备案管理,严厉打击“光伏贷”、过度宣传、承诺保障项目收益等侵害人民群众合法权益行为,推动当地分布式光伏健康有序发展。2023/10/31广东省《广东省能源局关于发布接网消纳困难的县(市、区)名单及低压配网接网预警等级的公告》公告披露广东省36个县市可承载力为红色,无法消纳新增光伏,47个县市可承载力为黄色。其中韶关市乐昌市等11个接网消纳困难的县(市、区)以及汕头市南澳县等13个接网容量小于5万千瓦的县(市、区)。2023/12/30河南省《河南省优化工业电价若干措施》政策指出自2024年1月起,除扶贫光伏电量外,省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易,截至2023年第三季度末,福清市等10个试点县(市、区)分布式光伏接入电网承载力评估结果为:已接入总容量1219.88MW,在途总容量324.35MW,可新增开放总容量982.51MW。关于可新增开放总量的地区设置,通告的解读文件表示,10个试点县(市、区)中,南靖等4个县的可新增开放容量为02023/11/20福建省《关于发布试点县分布式光伏接入电网承载力信息的通告》文件指出2024年1月1日—6月30日全容量并网的光伏项目月度上网电量的65%、7月1日—12月31日全容量并网的光伏项目月度上网电量的55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价;2024年1月1日—6月30日全容量并网的风电项目月度上网电量的50%、7月1日—12月31日全容量并网的风电项目月度上网电量的45%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。2023/12/14云南省《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》

数据来源：各地能源局发改委，国泰君安证券研究

# 4.3.煤炭行业后续展望3：煤炭是保障能源安全的“压舱石”

我国的资源特征是“富煤贫油少气”，从BP统计的数据观察，截至2020年底：

> 石油，我国探明贮藏量只占世界的  $1.5\%$  ，缺油的现状导致我国原油对外依存度持续上升，2018年以后一直保持  $70\%$  左右的对外依存度；
> 天然气，资源储量较原油略多，占世界探明储量的  $4.5\%$  ，但考虑到我国天然气埋藏地质条件复杂，开采保产难度较大，所以随着我国天然气需求量的快速提升，进口依存度从2010年的  $11\%$  大幅上涨至2022年的  $41\%$
煤炭，我国是继美国、俄罗斯、澳大利亚外世界第四大煤炭探明储量最多的国家，探明储量占全球的  $13.3\%$  ，并且已探明煤炭储量占我国化石能源的  $90\%$  以上，煤炭资源丰富，进口依存度一直保持在  $10\%$  以内，仅作为对于国内煤炭的部分补充。所以从我国的能源现状看，依然要坚持以煤炭为主，把能源安全保障作为能源转型的前提。

图74：我国煤/石油/天然气消费对外依存度，煤炭依存度常年在  $8\%$  以下

数据来源：BP，国泰君安证券研究

图75：探明储量中，中国煤炭全球储量占比为  $13.3\%$  大幅超过原油与天然气
图76：2021年欧洲三大石化能源领域均依赖于俄罗斯出口
图77：俄乌冲突下，欧洲能源价格大幅提升，2023H1相比2022H1，欧洲普遍电价涨幅超过  $35\%$

数据来源：BP，国泰君安证券研究

能源安全，事关国家大计，以俄乌冲突下的欧洲为鉴。欧盟能源体系严重依赖俄罗斯能源进口，虽然近年来欧盟不断推动可再生能源装机比例快速提升，但化石能源仍占能源消费总量的  $60\%$  左右，且俄罗斯在三大化石能源领域均是欧盟第一大进口国。2021年欧洲管道天然气、液化天然气、石油和煤炭对俄罗斯依存度分别为  $45.25\%$  、  $16.08\%$  、  $29.66\%$  和  $48.17\%$  。

根据欧盟统计局数据，2023H1欧盟家庭平均电价与2022年同期相比继续上涨，从每100千瓦时25.3欧元上涨到28.9欧元。天然气平均价格与2022年同期相比也有所上涨，从每100千瓦时8.6欧元上涨到2023年上半年的11.9欧元。这些价格是欧盟统计局记录的最高价格。欧洲过度依赖能源进口导致俄乌冲突下，居民及工业生产受到明显冲击，再次印证了国家“能源安全”的重要性。

煤炭行业复盘30年，投资逻辑的更迭 ——煤炭行业更新报告

终端需求 经济指标 政策法规 企业经营与ESG


国泰君安证券研究所

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煤炭行业复盘30年，投资逻辑的更迭 ——煤炭行业更新报告

终端需求 经济指标 政策法规 企业经营与ESG


图9：2022年印度能源人均消费量低于全球平均水平(GJ/人)

数据来源：Energy Institute、开源证券研究所

参考中国经验，印度能源消费量及人均能源消费水平有望随着经济高速发展而持续提升。当前印度经济仍具有较大的发展空间，印度能源消费或进一步提高。从人口角度来看，2022年印度人口总量为14.17亿人，超过中国成为世界第一人口大

国，且近年来印度15-64岁人口占总人口比重不断提高，2022年印度15-64岁人口占总人口比重为  $67.80\%$  ，接近于中国1998年时的水平；虽然印度人口的劳动参与率（特别是女性劳动参与率）、劳动技能等仍有较大的提升空间，但未来劳动力带来的规模优势仍有望成为其经济增长的重要变量；从城镇化角度来看，当前印度的城镇化率较低，2022年印度城镇人口占总人口比重为  $35.87\%$  ，与2000年时中国的水平相当，未来广阔的城镇化率提升空间将为印度的投资和消费带来强劲的驱动力，并进一步刺激印度经济增长；从资金角度来看，印度对外资进入的限制整体较低，近年来印度政府亦在积极推动营商环境建设，外商直接投资持续流入印度，为印度产业及经济发展提供充足的资金支持；从创新角度来看，行政效率不高、制造业基础薄弱、基础设施保障有待加强等问题仍是印度实现其“科技强国”梦的阻碍，但印度政府对于人工智能等前沿科技的投入与日俱增，在国际赛场上与其他国家同台竞技的雄心与决心可见一斑。总体而言，虽然当前支持印度经济高速增长的基础并不牢固，但若印度能够有效克服以上问题，参考中国经验，印度经济有望再上台阶，并以此带来印度能源消费量及人均能源消费水平的提高。

图10：印度人口超过中国且劳动力人口占比持续提升

数据来源：Wind、开源证券研究所

图11：2022年印度城镇化率相当于中国2000年水平

数据来源：Wind、开源证券研究所

图12：过去10年印度营商环境排名快速上升

数据来源：Doing Business Database、开源证券研究所

图13：2010年后印度FDI流量/GDP比重维持较高水平

数据来源：Wind、开源证券研究所

图14：近年来印度创新指数快速提高

数据来源：Wind、开源证券研究所

图15：2000年后中国一次能源消费量增长明显，印度类比

数据来源：Wind、开源证券研究所

印度煤炭消费量位居全球第二，煤炭基础能源地位短期难以改变。与中国的能源消费结构相似，煤炭在印度的能源消费中亦占有重要地位。2022年印度一次能源消费中煤炭消费占比达  $55.13\%$  ，核能、水电和可再生能源消费量合计仅占印度能源消费的  $11.55\%$  。伴随工业化进程的加快以及人口与经济的高速增长，近年来印度煤炭消费量明显提升，2022年印度煤炭消费20.09EJ，煤炭消耗量仅次于中国，占全球煤炭消费量比重达  $12.44\%$  。2012-2022年印度煤炭消费量CAGR为  $4.87\%$  ，在全球主要国家中消费量增速处于较高水平，同期印度煤炭消费量占全球煤炭消费量的比重提升4.44pct，亦高于大部分主要经济体。值得关注的是，近年来印度加大了清洁能源发展力度，2017-2022年印度清洁能源消费量CAGR达到  $10.55\%$  ，高于中国的 $10.11\%$  和美国的  $4.19\%$  水平。虽然印度在2021年的缔约方会议上签署了一项“逐步减少煤炭”的协议，并制定了到2030年将可再生能源产能提高2倍的雄心勃勃的计划，但2022年印度煤炭消费量仍保持了  $4.09\%$  的增速。当前印度正处于高速增长的轨道上，面对“富煤贫油少气”的能源资源格局以及电池储存等可再生技术进展缓慢的现状，在印度缺乏廉价可用的替代燃料的情况下，短期内或难以改变“一煤独大”的能源格局。随着未来印度经济继续增长，能源需求将持续增加，其对国际能源供需格局特别是煤炭市场的影响力将与日俱增。

图16：2022年煤炭在印度能源消费中占比为  $55.13\%$

数据来源：Energy Institute、BP、开源证券研究所

图17：2022年煤炭在中国能源消费中占比为  $55.47\%$

数据来源：Energy Institute、BP、开源证券研究所

表1：主要国家煤炭消费量及占全球煤炭消费量比重变化

煤炭


表1：主要国家煤炭消费量及占全球煤炭消费量比重变化

煤炭


煤炭


数据来源：Energy Institute、BP、开源证券研究所

表2：主要国家清洁能源(核能、水电、可再生能源)消费量及占全球清洁能源消费量比重变化

煤炭


表2：主要国家清洁能源(核能、水电、可再生能源)消费量及占全球清洁能源消费量比重变化

煤炭


评级说明证券评级买入(Buy)预计相对强于市场表现20%以上;增持(outperform)预计相对强于市场表现5%~20%;中性(Neutral)预计相对市场表现在-5%~+5%之间波动;减持(underperform)预计相对弱于市场表现5%以下。行业评级看好(overweight)预计行业超越整体市场表现;中性(Neutral)预计行业与整体市场表现基本持平;看淡(underperform)预计行业弱于整体市场表现。备注:评级标准为以报告日后的6~12个月内,证券相对于市场基准指数的涨跌幅表现,其中A股基准指数为沪
深300指数、港股基准指数为恒生指数、新三板基准指数为三板成指(针对协议转让标的)或三板做市指数(针
对做市转让标的)、美股基准指数为标普500或纳斯达克综合指数。我们在此提醒您,不同证券研究机构采用不同
的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系,表示投资的相对比重建议;投资者买入或者卖出证券的决
定取决于个人的实际情况,比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者应阅读整篇报告,以获取比较
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# 1.2、二产有望维持稳定，三产贡献边际增量

制造业进入新的发展阶段。我国是全球制造业规模最大的国家，2011年以来制造业增加值占GDP比重持续下滑，其中一方面是第三产业发展迅速，对GDP边际增量贡献增加；另一方面是国内传统制造业经过多年发展已趋于成熟，增长空间有限。然而制造业是实体经济的基础，是立国之本和强国之基，习近平总书记提出坚定不移推动制造业高质量发展，着力保持制造业比重稳定，推动制造业智能化、高端化、绿色化，制造业已进入新的发展阶段。

新发展初现成效，二产发电占比有望维持稳定。以汽车为例，2021年以来国内汽车出口数量显著提升，2023年全年累计出口522万辆，同比  $+57\%$  ，其中电动车是主要贡献来源。我国出口也从“服装、家电、家具”等老三样逐步转向“电动车、光伏、锂电池”等新三样，表明制造业转型升级初现成效，自2020年以来国内制造业增加值占GDP比重出现回升。制造业是第二产业的重要构成，制造业的转型发展有望带动第二产业发电占比稳定。

表3：政策支持制造业占比维持稳定

时间部门政策内容2023.12工信部等八部委《关于加快传统制造业转型升级的指导意见》到2027年，传统制造业高端化、智能化、绿色 化、融合化发展水平明显提升，有效支撑制造业 比重保持基本稳定，在全球产业分工中的地位和 竞争力进一步巩固增强。2023.1商务部等十部委《关于支持国家级经济技 术开发区创新提升更好发 挥示范作用若干措施的通知》从加大招商引资支持力度、强化制造业项目要素 保障、着力推动制造业提质增效、全力维护产业 链供应链稳定4个方面，提出拓宽招商引资资源、 优化项目环评流程、积极培育产业集群、推进绿 色低碳循环发展、建立物流保障机制等12项支 持措施，着力解决制造业发展所需资金、土地、 人才等资源要素瓶颈制约，以更好地稳定和扩大 制造业引资规模。2022.9浙江省人 民政府《关于高质量发展建设全 球先进制造业基地的指导 意见》围绕建设全球先进制造业基地，提出制造业增加 值占全省生产总值比重、劳动生产率、研发经费 投入、数字经济核心产业增加值占比、高技术制 造业增加值占比、工业单位增加值能耗下降等目 标。2022.1上海市人 民政府《上海市推进高端制造业 发展的若干措施》为强化高端产业引领功能，促进经济社会高质量 发展，从保障产业优质空间载体、加大资金支持 高质量发展力度、拓展市场发展空间、优化产业 综合生态4个方面，提出了25条具体举措。2021.8广东省人 民政府《广东省制造业高质量发 展“十四五治规划》广东是我国制造业发展的排头兵，中国制造要实 现高质量发展，广东责任重大，推动广东制造业 高质量发展，对提升制造业核心竞争力、占领产 业发展制高点，保持经济持续健康发展，满足人 民美好生活需要具有重要意义2021.7工信部等《关于加快培育发展制造制造业优质企业聚焦实业、做精主业，创新能力六部委业优质企业的指导意见》强、质量效益高、产业带动作用大，在制造强国建设中发挥领头雁、排头兵作用2021.3发改委《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》坚持把发展经济着力点放在实体经济上，加快推进制造强国、质量强国建设，促进先进制造业和现代服务业深度融合，强化基础设施支撑引领作用，构建实体经济、科技创新、现代金融、人力资源协同发展的现代产业体系。保持制造业比重基本稳定，增强制造业竞争优势，推动制造业高质量发展。

资料来源：各级政府部门官网、开源证券研究所

图7：制造业增加值比重企稳回升

数据来源：Wind、开源证券研究所

图8：中国汽车出口数量大幅增长

数据来源：Wind、开源证券研究所

第三产业贡献边际增量。随着我国进入经济发展新常态阶段，经济结构调整下第三产业发展迅速，自2015年以来始终是国内GDP贡献率占比最高的行业，仅2020年受公共卫生事件影响短暂跌至  $46.3\%$  。在政策催化下，5G、数据中心、新能源汽车充电桩、人工智能等为代表的新基建发展迅速，叠加这些领域耗电量普遍较高，部分行业用电量增速显著大于全社会用电量增速，贡献边际增量。

图9：第三产业GDP贡献率占比最高

数据来源：Wind、开源证券研究所

图10：第三产业部分行业用电量增速较快

数据来源：Wind、开源证券研究所

图11：2023年在用数据中心已达650万架

数据来源：Wind、开源证券研究所

图12：5G基站建设增速仍较高

数据来源：Wind、开源证券研究所

经济增长仍有韧性，电力弹性系数有望维持稳定。2023年11月上海财经大学发表的《中国宏观经济形势分析与预测年度报告》指出，在基准情景下预计2024年国内GDP增速为  $4.82\%$  。2023年12月中国银行研究院出具的《中国经济金融展望报告》预计国内2024年GDP增速为  $5\%$  。2024年1月中国科学院预测科学研究中心发布《2024中国经济预测与展望》则预计国内2024年GDP增速为  $5.3\%$  左右。综合参考下我们假定2024年GDP增速为  $5\%$  ，2025-2030年期间增速匀速回落。电力弹性系数方面2020-2022年分别为1.61、1.2和1.23，预计2024-2030年期间电力消费弹性系数或将维持稳定，我们假定为1.2。

表4：电力弹性系数有望维持稳定

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030EGDP增速8.5%3.0%5.2%5.0%4.8%4.5%4.3%4.0%3.9%3.7%电力消费弹性 系数1.21.231.21.21.21.21.21.21.21.2

数据来源：Wind、开源证券研究所

# 2、电煤需求达峰时间点测算

# 2.1、核电：核准有所提速，贡献在远期

核电机组核准再放开，未来大有可为。2023年12月，美国与其他21个国家举行的《联合国气候变化框架公约》上发起《三倍核能宣言》，拟推进实现到2050年将全球核能装机容量较2020年增加两倍的目标。表明全球在未来较长一段时间内将大力发展核电，我国也自2019年再度重启核电机组核准，且2022-2023年连续两年核准10台机组合计2408万千瓦，显现核准加速迹象。截至2023年6月我国在运核电机组装机容量仅为5699万千瓦，根据《“十四五”现代能源规划》，目标到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦，未来核电装机容量有较大增长空间。

图13：2019年重启核电审批

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数据来源：华经产业研究、开源证券研究所

图14：2021年以来核电建设投资提速明显

数据来源：Wind、开源证券研究所

表5：截至 2023 年 6 月我国在运核电机组装机容量达 5699 万千瓦

电厂机组装机容量（MWe）秦山核电厂1号机组350大亚湾第二核电厂1号机组9842号机组984秦山第二核电厂1号机组6702号机组6503号机组6604号机组660岭澳核电厂1号机组9902号机组9903号机组10864号机组1086秦山第三核电厂1号机组7282号机组728田湾核电厂1号机组10602号机组10603号机组11264号机组11265号机组11186号机组1118红沿河核电厂1号机组11192号机组11193号机组11194号机组11195号机组11196号机组1119宁德核电厂1号机组10892号机组10893号机组10894号机组10895号机组11616号机组1161福清核电厂1号机组10892号机组10893号机组10894号机组10895号机组11616号机组1161阳江核电厂1号机组10862号机组10863号机组10864号机组10865号机组10866号机组1086方家山核电厂1号机组10892号机组1089三门核电厂1号机组12512号机组1251海阳核电厂1号机组12532号机组1253台山核电厂1号机组17502号机组1750昌江核电厂1号机组6502号机组650防城港核电厂1号机组10862号机组10863号机组1187.6石岛湾核电厂1号机组211合计56993

数据来源：国家核安全局、开源证券研究所

表6：2022 年和 2023 年合计核准达 2408 万千瓦

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表6：2022 年和 2023 年合计核准达 2408 万千瓦

机组技术业主额定容量(MWe)获准时间开工时间海阳核电3号机组CAP1001国家电投12532022/4/202022/7/14海阳核电4号机组CAP1002国家电投12532022/4/202022/7/14陆丰核电5号机组华龙一号中广核12002022/4/202022/9/8陆丰核电6号机组华龙一号中广核12002022/4/202022/9/8三门核电3号机组CAP1000中核集团12512022/4/202022/6/28三门核电4号机组CAP1000中核集团12512022/4/202022/6/29福建漳州3号华龙一号中核集团12122022/9/13未开工福建漳州4号华龙一号中核集团12122022/9/13未开工广东廉江核电1号CAP1000国家电投10002022/9/13未开工广东廉江核电2号CAP1000国家电投10002022/9/13未开工辽宁徐大堡1号机组CAP1000中核集团12912023/7/31未开工辽宁徐大堡2号机组CAP1000中核集团12912023/7/31未开工福建宁德5号机组华龙一号中广核12102023/7/31未开工福建宁德6号机组华龙一号中广核12102023/7/31未开工山东石岛湾扩建1号机组华龙一号华能集团12002023/7/31未开工山东石岛湾扩建2号机组华龙一号华能集团12002023/7/31未开工广东太平岭3号机组华龙一号中广核12092023/12/29未开工广东太平岭4号机组华龙一号中广核12092023/12/29未开工浙江金七门1号机组华龙一号中核集团12152023/12/29未开工浙江金七门2号机组华龙一号中核集团12152023/12/29未开工合计24082

数据来源：北极星核电网、开源证券研究所

核电装机放量仍需时间。核电建设具有周期长，投资大的特点，根据《核电建设周期、成本变化规律分析》的研究显示，全球第三代机组的计划施工周期平均为78.5个月，且由于第三代机组安全标准高、关键设备和工程建设返工导致出现延期现象。当前我国在建机组共计2430万千瓦，但仅有三台机组共计204万千瓦是2019年以前开工，意味着核电放量仍需时间。

表7：全球第三代机组的计划施工周期平均为 78.5 个月

地区机组（台）装机容量
(万kW)建设周期（月）1980年前1980-1999年2000年后平均第一代反应堆北美地区141795151欧洲经济区437526060经济互助委员会4358989东亚地区1145656全球629796161

请务必参阅正文后面的信息披露和法律声明

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表9：2030 年核电装机容量有望达到 1.1 亿千瓦

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机容量 (万千瓦)33722713834582162762496212001200累计装机容量 (万千瓦)532655535691603668577484810990701027011470利用小时数7802761676707670767076707670767076707670

数据来源：Wind、开源证券研究所

图15：2030年核电累计装机容量有望达到1.1亿千瓦

数据来源：Wind、开源证券研究所

图16：2021年后核电利用小时数提升明显

数据来源：Wind、开源证券研究所

# 2.2、水电：2024年有望回暖，但仍面临不确定性

来水偏枯导致2023年发电量下滑，2024年或将回暖。在2022年来水偏枯的背景下，水电发电量逐步走低，2023年上半年体现较为明显，月度水电发电量低于近三年和近五年均值。2023年下半年在厄尔尼诺气候下来水出现改善，月度发电量改

善显著。全年来看，2023年水电发电量10068亿千瓦时，相较于2020-2022年及2018-2022年均值分别低  $5.8\%$  和  $3.2\%$  。国家气候中心数据显示，2023年厄尔尼诺事件在2023年11月-2024年1月期间处于峰值期，来水改善有助于2024年水电出力向均值回归。

水电大省面临干旱，水力发电仍有不确定性。2024年以来云南、四川两个水电大省来水持续偏少，发生不同程度旱情，水利部于2024年3月22日针对云南、四川两省启动干旱防御IV级应急响应。截止到2024年4月初，三峡水位相较于2023年的改善幅度显著收敛，且仍低于2021和2022年水平。根据国家统计局披露，2024年1-2月规上工业发电同比增长  $8.3\%$  ，其中火电增长  $9.7\%$  、水电增长  $0.8\%$  、核电增长  $3.5\%$  、风电增长  $5.8\%$  、光伏增长  $15.4\%$  ，表明水电出力恢复仍十分有限。

图17：2023年水电发电量较低

数据来源：Wind、开源证券研究所

图18：2023年水电利用小时数延续下跌态势

数据来源：Wind、开源证券研究所

图19：2024年至今三峡水位仍低于2021和2022年

数据来源：Wind、开源证券研究所

图20：2024年至今三峡出库量无显著增加

数据来源：Wind、开源证券研究所

水电装机增量有限。水电是优质的可再生资源，但水电站建设选址受限（相较于火电），涉及生态环保、移民安置、社会影响、电力消纳等问题。当前我国水电开

发已过高峰期，用电需求较大的区域水电资源开发已经较为充分，后续开发集中于西南地区如四川、云南等地区。从当前在建机组预计投产时间来看，十五五之前我国或将新增2118.6万千瓦水电装机，其中2025年是投产小高峰。

表10：2025年投产规模相对较多

省份项目名称装机容量(万千瓦)预计投产时间四川巴塘水电站752024青海玛尔挡水电站2322024云南托巴水电站1402024四川格拉基水电站122024四川无量河确如多水电站15.12024四川双江口水电站2002024四川硬梁包水电站111.62025四川绰斯甲河绰斯甲水电站39.22025四川巴拉水电站74.62025四川鰺鱼河大弯腰树水电站5.42025云南旭龙水电站2402025四川沙坪一级水电站362025四川叶巴滩水电站2242025四川银江水电站392025四川枕头坝二级水电站302025四川金川水电站862026新疆新疆霍尔古吐水电站42.62026西藏扎拉水电站101.52027四川昌波水电站82.62028四川牙根一级水电站302029四川卡拉水电站1022029四川拉哇水电站2002030合计2118.6

数据来源：各政府官网、开源证券研究所

2030年水电装机容量有望达到4.4亿千瓦。由于大型水电站（200万千瓦以上）的建设工期较长，2024-2025年期间核准通过的机组或大多数在2030年之后投产，因此我们暂不考虑，仅考虑目前已核准的在建机组。结合水电站项目工期及同类型机组投产时间，得到2024-2030年新增水电装机容量下表。水电利用小时数与气候及水位关系较为密切，由于当前三峡水位仍低于2022年，且干旱导致蓄水减少，影响发电，因此我们假定2024年水电利用小时相较于2023年恢复  $7\%$  。我们取2020-2024年利用小时数，剔除最高值和最低值以降低特殊年份的影响，剩余数值取平均值得到3462小时作为2025-2030年平均利用小时数。

表11：2030年水电装机容量有望达到4.4亿千瓦

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表11：2030年水电装机容量有望达到4.4亿千瓦

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机容量 (万千瓦)20762258804374685335190143192200累计装机容量 (万千瓦)39092413504215442528432134354843738438814407344273利用小时数3622341231333352346234623462346234623462

数据来源：Wind、开源证券研究所

# 2.3、风光：装机量高增，短期消纳或显压力

政策驱动叠加成本下滑，风光装机量高增。在双碳政策背景下，作为清洁能源的风电光伏拥有较大发展空间。2021年国家发改委连同国家能源局发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，项目涉及内蒙古在内十九个省市合计建设规模达97.05GW。2022年印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》的通知，到2030年规划建设风光基地总装机455GW，其中十四五期间总装机200GW，包括外送150GW；十五五期间总装机255GW，包括外送165GW。另一方面，风电光伏产业链成本在不断下行，且2023年有加速下行趋势，如2023年风电新增装机对应投资额为4880元/KW，同比  $-27.3\%$  ，呈现加速下行态势；2023年多晶硅下滑显著，综合价格指数从2022年底的170.29跌至23年底的37.15，跌幅达  $78.2\%$  。在此驱动下，2023年国内风电光伏装机超出市场预期，根据国家能源局统计，2023年风电光伏新增装机293GW，其中光伏新增装机217GW，可再生能源装机截至2023年底已达到14.5亿千瓦时，占全国发电装机量超过  $50\%$  。

图21：2023年风电成本加速下行

数据来源：Wind、开源证券研究所

图22：2023年以来多晶硅价格降幅显著

数据来源：Wind、开源证券研究所

短期消纳或成为制约风光实际发电的关键。风电光伏的发电波动性较大，对电网稳定性运行有影响。随着风电光伏的装机量快速提升，风光消纳问题逐步显现。2024年2月全国风电和光伏利用率分别为  $93.7\%$  和  $93.4\%$  ，两者均显著低于历史同

期水平，反映风光消纳压力比较大。从各省的情况来看，风光资源较为丰富及风光大基地重点区域的利用率相对较低，如内蒙、甘肃、青海等地方，这意味着结构性消纳问题或将更为突出。从电价角度来看，截至2023年山东是累计光伏装机量最多的省份，2023年5月山东电力现货价格出现负值，表明新能源发电供给较为充裕，若负电价出现频次加大也将制约新能源发电收益并降低装机意愿。2024年国家能源局工作会议显示，2024年风电光伏计划新增装机2亿千瓦，低于2023年实际装机量。

图23：2024年2月全国风电利用率降至  $93.7\%$

数据来源：北极星发电网、开源证券研究所

图24：2024年2月全国光伏利用率降至  $93.4\%$

数据来源：北极星发电网、开源证券研究所

图25：2023年青海及西藏光伏利用率较低

数据来源：Wind、开源证券研究所

图26：2023年甘冀青蒙风电利用率较低

数据来源：Wind、开源证券研究所

图27：2023年山东省光伏累计装机量最多

数据来源：Wind、开源证券研究所

图28：2023年5月山东现货电价出现负值（元/兆瓦时）

数据来源：山东电力现货交易中心、开源证券研究所

2030年风光装机容量有望分别达到9.9和23.6亿千瓦。2023年国内在成本加速下行背景下，风光新增装机大增，在全球新增可再生能源装机中贡献超过  $50\%$  ，超出市场预期。然而伴随着装机高增，短期消纳问题逐步体现，其中光伏消纳问题更为突出。因此我们预计风电和光伏新增装机量将出现降速，但仍旧是增长最迅速的电源。利用小时数方面，预计短期风光利用小时数均将出现下滑，但储能渗透率或将逐步提升，我们假定自2027年储能开始发力带动风光利用小时数企稳开启回升。

表12：2030年风电装机容量有望达到9.9亿千瓦

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机容量 (万千瓦)4695369675907600770078007900800081008200累计装机容量 (万千瓦)32848365444413451734594346723475134831349123499434利用小时数2232222122252150215021502150220022252250

数据来源：Wind、开源证券研究所

表13：2030 年光伏装机容量有望达到 23.6 亿千瓦

煤炭

关联原料与成本 政策法规


表13：2030 年光伏装机容量有望达到 23.6 亿千瓦

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机容量 (万千瓦)531386052168822000230002400025000260002700028000累计装机容量 (万千瓦)30656392616094982949105949129949154949180949207949235949利用小时数1303133712861200115011501150120012251250

数据来源：Wind、开源证券研究所

# 2.4、火电：基础电源地位短期难以改变

火电基础电源地位短期难以改变。由于资源禀赋、经济结构和发展阶段的不同，火电在大多数时间都是我国的主力电源。随着双碳政策的提出，火电的地位有所变化，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》指出，推动煤电向基础保障性和调节性电源并重转型。考虑到我国“富煤”国情、水电可利用资源有限、风光发电波动大且短期面临消纳问题、核电建设平稳等因素，结合火电机组建设周期短、发电灵活等特点，火电仍将在较长一段时间内保持基础电源地位。2023年11月发改委及国家能源局发布的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，以回收煤电机组一定比例固定成本的方式体现煤电的支撑调节价值。

火电审批有所回摆，装机容量仍有提升空间。十一五至十三五期间煤电新增装机逐步回落，从十一五期间年均6400万千瓦回落至十三五期间年均3600万千瓦。在双碳政策提出的2021年火电机组核准仅为716万千瓦。2021年下半年电力供应紧张反映了火电作为稳定电源的重要性，同时火电机组也可作为风光等清洁电源的调节电源，在此背景下火电审批有所回摆，其中2022年和2023年分别核准7835万千瓦和5687万千瓦，远高于2019-2021年期间。考虑到火电机组建设周期较短，预计2023-2026年期间火电新增装机容量处于相对较高水平。

图29：十四五期间煤电新增装机出现回升

数据来源：电规总院、开源证券研究所

图30：2022-2023年火电机组核准显著放量

数据来源：北极星火力发电网、开源证券研究所

2030年火电装机容量有望达到15.2亿千瓦。根据2019-2023年火电机组核准公告，我们梳理了2024-2030年新增火电装机容量，假定2029年及以后火电无新增装机，预计2030年火电装机容量有望达到15.2亿千瓦，其中燃煤发电装机量或达到12.7亿千瓦。利用小时数方面主要依据总发电需求量和核水风光等发电量倒算，得到2024-2030年火电利用小时。

表14：2030 年火电(燃煤)装机容量有望达到 12.7 亿千瓦

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机容量 (万千瓦)29091526406640003400170085045000累计装机容量 (万千瓦)110901112427116493120493123893125593126443126893126893126893利用小时数4586459446854608452845204541443943634264

数据来源：Wind、开源证券研究所

表15：2030 年火电(燃气、生物质等)装机容量有望达到 2.5 亿千瓦

2021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E新增装机容量 (万千瓦)22522035172710006003001505000累计装机容量 (万千瓦)18777208122253923539241392443924589246392463924639利用小时数2814242924362350230023002275225022252200

数据来源：Wind、开源证券研究所

电煤达峰时间点或将在2027年出现。综合前述测算，我们预计2027年火电发电量将达到峰值，为62807亿千万时，其中燃煤发电为57213亿千瓦时。燃煤机组达峰后发电量不会迅速下滑，预计到2030年，燃煤发电量仍高于2024年水平。

表16：预计火电发电量将于2027年达到峰值

煤炭

关联原料与成本 政策法规


表17：2024 年预计新增甲醇产能达 970 万吨

公司省份产能投产时间合计山西介休昌盛山西25万吨(焦炉气)2024年一季度970万吨河南晋开延化河南30万吨(煤单醇)2024年一季度内蒙古君正内蒙古55万吨(焦炉气)2024年一季度山西盛隆泰达山西10万吨(焦炉气)2024年一季度江苏恒盛江苏15万吨(煤单醇)2024年一季度宁夏冠能宁夏40万吨(煤单醇)2024年一季度甘肃靖远煤电甘肃10万吨(废气)2024年二季度新疆中车山东风电新疆5万吨(二氧化碳加氢)2024年三季度内蒙古宝丰内蒙古660万吨(煤单醇)2024年四季度内蒙古卓正内蒙古120万吨(煤单醇)2024年年底中国化学江苏100万吨/年绿色甲醇项目、配套225万吨/年生物质颗粒项目以及未来10万吨/年电解水制氢2025年6月545万吨赤峰绿色氢链技术有限公司内蒙古30万吨生物质甲醇项目2025年底明阳绿色化工(赤峰)有限公司内蒙古100万吨绿色甲醇示范项目2025年底中煤鄂尔多斯能源化工有限公司内蒙古10万吨/年液态阳光——二氧化碳加绿氢制甲醇技术示范项目2025年5月中能建投资吉林省吉林松原绿色气氨醇一体化项目2025年中煤鄂尔多斯能源内蒙古10万吨(二氧化碳加氢)2025年5月金风科技新疆50万吨(风电制氢)2025年底中国年氢能有限公司山东10万吨(生物质气化耦合)2025年底赤峰新木原生物科技内蒙古60万吨(生物质气化耦合)2025年新疆利泽鸿庆新能源新疆10万吨(二氧化碳加氢)2025年明阳绿色化工(赤峰)有限公司内蒙古60万吨(风电制氢)2025年上海电气吉林省5万吨风电耦合生物质制绿色甲醇一体化项目(一期)2025年金风科技子公司金风绿能化工内蒙古50万吨兴安盟绿气制绿色甲醇项目2025年底（兴安盟）有限公司内蒙古液态阳光能源科技有限公司内蒙古一期建成年产绿色低碳甲醇50万吨示范项目计划建设起止年限为2024年07月至2026年08月（共两期项目）大孚科技、广东粤水电投资有限公司江苏10万吨绿色甲醇项目2026年元鯨能源内蒙古35万吨绿色甲醇示范项目（二期）2026年545万吨内蒙古液态阳光能源科技有限公司内蒙古二期建成年产绿色低碳甲醇500万吨项目计划建设起止年限为2024年07月至2026年08月（共两期项目）远期规划总体形成年产1亿吨绿色低碳甲醇产能上海电气吉林省25万吨风电耦合生物质制绿色甲醇一体化项目（二期）2027年95万吨元鯨能源内蒙古70万吨绿色甲醇示范项目（二期）2027年

数据来源：百川盈孚、开源证券研究所

注：本表为截至 2024 年 4 月已开工项目的统计,考虑项目建设周期,2025-2027 年实际投产或高于当前统计数值

图33：预计2024及2025年乙烯产能增速为  $17\%$

数据来源：百川盈孚、开源证券研究所

图34：预计2024年丙烯产能增速为  $11\%$

注：本图为截至2024年4月已开工项目的统计，考虑项目建设周期，2025-2027年实际投产或高于当前统计数值
数据来源：百川盈孚、开源证券研究所
注：本图为截至2024年4月已开工项目的统计，考虑项目建设周期，2025-2027年实际投产或高于当前统计数值

图35：预计2024及2025年聚乙烯产能增速较高

数据来源：百川盈孚、开源证券研究所

图36：预计2024年聚丙烯产能增速为  $36\%$

数据来源：百川盈孚、开源证券研究所
注：本图为截至2024年4月已开工项目的统计，考虑项目建设周期，2025-2027年实际投产或高于当前统计数值
注：本图为截至2024年4月已开工项目的统计，考虑项目建设周期，2025-2027年实际投产或高于当前统计数值

化工耗煤提升有望延迟煤炭需求达峰时点。2017年以来国内化工行业耗煤量持续提升，2023年同比达到  $+9.4\%$  ，高于2023年煤炭消费量增速  $(+5.6\%)$  ，2020-2023年CAGR为  $+8\%$  。展望未来，国内煤化工产品需求预计仍将维持增长态势，国内煤化工产能持续落地也将带动耗煤量进一步提升，延迟煤炭需求达峰时点。

图37：2023年煤化工耗煤量同比  $+9.4\%$

数据来源：Wind、开源证券研究所

图38：国内煤化工产品需求预计仍将增长

数据来源：中研普华研究院、开源证券研究所

# 3.2、煤炭供给偏紧格局仍将持续

煤炭

关联原料与成本 政策法规


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来源：Wind、华福证券研究所

# 2.2.2 电力行业用煤有望企稳增长，动力煤供需转向紧平衡

# (1) 新能源发电前景广阔，但在替代火电过程中还面临挑战

我国在“十四五”规划和2035年远景目标中就提及了，要推进能源革命，建设清洁低碳、安全高效的能源体系。要加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升风电、光伏发电规模。2022年5月，国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》经国务院同意进行公布，方案提出要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标。

可再生能源在一系列利好政策的指引下发展势头强劲，但依然面临着可靠性和稳定性的考验。除了前文提及的水力发电呈现明显季节性特征外，太阳能发电和风力发电也受到季节性和时段性的制约。受太阳辐射强度减弱、雾霾天气、落雪覆盖、低温条件等因素影响，太阳能发电效率在冬季下降。我们可以看到，在太阳能发电装机容量持续增长的情况下，太阳能发电量在冬季仍有一定下降。剔除装机容量的因素后，太阳能发电在满负荷运转下，月度有效发电小时数在冬季下滑更加明显，2022年从4月峰值的64个小时下降到12月谷值的41个小时。此外，还值得关注的是太阳能发电受昼夜影响极大，太阳能发电产量受时段性的制约更加显著。相较于太阳能发电，风电出力则是在夏季减弱，剔除装机容量的增长因素，风电有效利用小时一般在3-5月到达峰值，7-9月到达谷值，2022年风电有效利用小时年内峰谷差为67个小时，截至2023年11月年内峰谷差扩大到107个小时。

图表75：太阳能发电月度产量（亿千瓦时）

来源：Wind、华福证券研究所

图表76：太阳能发电月度有效小时数（h）

来源：Wind、华福证券研究所

图表77：风力发电月度产量（亿千瓦时）

来源：Wind、华福证券研究所

图表78：风力发电月度有效小时数（h）

来源：Wind、华福证券研究所

可再生能源发电受气候变化和天气条件的影响较大，其发电具有随机性、波动性、间歇性的特点。尽管不同可再生能源的发电方式存在一定的互补性，例如夏季太阳能发电增长一定程度抵消风电和水电的下降，甚至储能系统的发展进一步平衡供电量，一定程度抵消不确定性的影响，但随着可再生能源发电规模的扩大和占比的提升，其发电的弱可控性和不确定性的可能放大，将加剧电量实时平衡的难度，对发电设备安全性提出更高要求。

# （2）火电继续发挥兜底保障作用，电力用煤有望企稳增长

电力系统的安全稳定至关重要，高比例可再生能源的实现还需要更多技术支撑，其距离更高比例替代火电甚至成为我国的主体发电方式都还面临诸多挑战，而作为传统发电方式的火电，发电技术的成熟和可靠已得到验证，现阶段具备了明显的安全性和稳定性优势。

2023年9月，国家发展改革委、国家能源局提出了关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见，意见提出要攻关新型电力系统稳定基础理论，研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统、特高压交直流混联运行的稳定机理和运行特征。意见还指出，可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑。新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。

随着煤电机组灵活性改造应改尽改，提升了煤电灵活调节能力和清洁高效水平，煤电机组能耗进一步降低，有效缓解了二氧化碳排放增长。近年来，我国平均供电煤耗持续降低，截至2023年11月，煤耗已降至303克/千瓦时，预计未来随着煤电机组改造升级的继续推进，供电煤耗水平还将降低，火电将朝着高效灵活和清洁低碳方向发展，火电在未来相当长时期内仍将继续为我国电力安全起支撑兜底作用。

图表 79：火力发电平均供电煤耗情况

来源：Wind、华福证券研究所

根据我们预测，在我国经济持续恢复向好的背景下，预计全社会用电量2024-2025年分别达到9.6和10万亿千瓦时，发电量跟随经济发展和用电需要同步增长，同时火力发电占比持续缓慢下降，按照2023/2024/2025年平均供电煤耗301/298/295克/千瓦时计算，电力行业煤炭消耗量分别达到26.79/27/27.64亿吨。

图表80：电力耗煤需求测算表

201920202021202220232024E2025E电力耗煤（原煤；亿吨）22.9023.0824.9325.2026.7927.0027.64yoy0.80%7.98%1.10%6.29%0.81%2.37%总发电量（万亿千瓦时）7.147.428.118.398.919.269.65yoy3.85%9.37%3.41%6.20%3.98%4.17%火电发电量（万亿千瓦时）5.175.285.775.856.236.356.56yoy2.22%9.29%1.44%6.47%1.83%3.41%火电发电占比（%）72.32%71.19%71.13%69.77%69.95%68.50%68.00%平均供电煤耗（标煤；克/千瓦时）308306303302301298295

来源：中国煤炭工业协会、Wind、华福证券研究所

# （2）2023年动力煤过剩收窄，2024年供需转向紧平衡

2023年全年，我国动力煤累计生产37.74亿吨，同比增长  $1.87\%$  ；累计消费量为40.42亿吨，同比增长  $8.05\%$  ，产量增速大幅放缓，消费增速则较去年有了大幅提升且明显高于产量增速。伴随着欧美煤电消费下降以及国内煤电消费增长，叠加澳煤恢复进口等因素，动力煤进口数量开始反弹，2023年全年我国进口动力煤达到3.52亿吨，累计同比增长  $62.61\%$  。根据我们计算，2023年我国动力煤供需仍呈现过剩状态，过剩约0.85亿吨，较2022年过剩幅度明显收窄。

图表81：动力煤产量和消费量对比情况

来源：Wind、华福证券研究所

图表82：动力煤供需平衡变化情况

来源：Wind、华福证券研究所

煤炭行业深度报告系列（一） 动力煤：2023年供需过剩逐步减轻，2024年供需或将回到紧平衡 投资要点： 煤炭增产动能出现明显减弱迹象，预计未来增量有限。

开采与加工 生产调节 现货交易 金融衍生品 终端需求


《煤价底部抬升，煤炭价值重塑》

开采与加工 通关与进出口 厂内与社库 现货交易 终端需求 企业经营与ESG


下游需求大幅下滑、保供稳价及限产政策影响需持续跟踪。

# 分析师声明

李王吴 淞涛杰

本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。

煤炭研究团队:

煤炭行业首席分析师

李淼

SAC执业证书编号：S0850517120001

电话：010-58067998

Email:

分析师：吴杰

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电话：021-23154113

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分析师：王涛

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电话：021-23219760

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联系人：朱彤

电话：021-23212208

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# 投资评级说明

1. 投资评级的比较和评级标准： 以报告发布后的6个月内的市场表现为 比较标准，报告发布日后6个月内的公 司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同 期市场基准指数的涨跌幅； 2. 市场基准指数的比较标准： A股市场以海通综指为基准；香港市场以 恒生指数为基准；美国市场以标普500 或纳斯达克综合指数为基准。类别评级说明股票投资评级优于大市预期个股相对基准指数涨幅在10%以上；中性预期个股相对基准指数涨幅介于-10%与10%之间；弱于大市预期个股相对基准指数涨幅低于-10%及以下；无评级对于个股未来6个月市场表现与基准指数相比无明确观点。行业投资评级优于大市预期行业整体回报高于基准指数整体水平10%以上；中性预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与10%之间；弱于大市预期行业整体回报低于基准指数整体水平-10%以下。

# 法律声明

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《煤价底部抬升，煤炭价值重塑》

开采与加工 通关与进出口 厂内与社库 现货交易 终端需求 企业经营与ESG


图8：我国不同区域煤炭储量、产量、消费量

华北数量占比东北数量占比基础储量（亿吨）919.5144.4%基础储量（亿吨）52.282.5%产量（亿吨）25.2856.2%产量（亿吨）1.112.5%消费量（亿吨）13.9528.7%消费量（亿吨）4.268.8%西北数量占比基础储量（亿吨）737.2735.6%产量（亿吨）13.1529.3%消费量（亿吨）7.7215.9%

图9：2022年一次性能源生产占比

煤炭行业研究框架

开采与加工 现货交易 金融衍生品 政策法规 企业经营与ESG


买入（首次）

终端需求 成品产销 关联原料与成本


图2：1970-1980年能源价格和美国GDP、CPI走势（单位：%，美元/桶） 7
图3：1970-1980年采掘板块超额收益表现最强（单位：%） 7
图4：1970-1980年超额收益领涨领跌的细分行业（单位：%） 8
图5：美国M2同比增速与能源价格波动相关性不大（单位：%：美元/桶） 9
图6：全球库存周期下行期通常对应着年度的能源价格下降（单位：美元/桶，点）……9
图7：1973-1980年全球经济增长中枢下降，原油价格反而上涨（单位：美元/桶，%）. . . 10
图8：2002-2011年中国经济增速上台阶，煤炭价格大幅上涨（单位：%元/吨）……10
图9：2002-2011年和2020年至今是煤炭产能周期下的景气周期. 12
图10：二级市场煤炭板块相对收益主要出现在产能周期的景气周期内（右轴：超额收益） 13
图11：2002-2011我国经济增长带动发电量快速增长 14
图12：2002-2011煤炭消费量维持较高增速 14
图13：2002-2011煤炭行业固定资产投资快速增长 14
图14：2002-2011煤炭产量维持较高增速 14
图15：绝对收益：2003年-2011年煤炭开采II（申万）指数走势 15
图16：超额收益：2003年-2011年煤炭开采II（申万）指数/万得全A指数走势……16

图17：2002年-2010年煤价走势与煤炭板块主要收益区间（元/吨） 17
图18：2003年-2004年煤炭个股涨跌幅（2003.10-2004.11） 18
图19：2005年-2007年煤炭个股涨跌幅（2005.7-2007.10） 19
图20：2008年-2009年煤炭个股涨跌幅（2008.11-2009.12） 20
图21：2020年我国经济增长带动发电量快速增长 21
图22：2020年后煤炭消费量维持较高增速 21
图23：2020年后煤炭行业固定资产投资快速增长 21
图24：2020年后煤炭产量基本维持  $5\%$  以上增速. 21
图25：2020年-2024年煤炭开采II（申万）指数走势 22
图26：2020年-2024年煤炭开采II（申万）指数/万得全A指数走势 22
图27：2020年-2024煤价走势与煤炭板块主要收益区间（元/吨） 23
图28：2020年-2022年煤炭个股涨跌幅（2020.4-2022.9） 24
图29：2023年-2024年煤炭个股涨跌幅（2023.9-2024.1） 25
图30：近3年煤炭价格波动比较符合产能周期向上过程中的波动模式（单位：元/吨）...26
图31：中国库存周期接近底部（单位：%） 27
图32：美国库存周期可能已经下降完成（单位：%） 27
图33：黄金在2008年Q4和2019年都领先能源价格回升（单位：美元/桶，美元/盎司）.28
图34：1980-2005年，黄金涨也是每一次能源涨价的前兆（单位：美元/桶，美元/盎司）.28
图35：2020年以来煤炭ROE抬升较快，PB抬升有限（单位：倍，%） 29
图36：2019-2021年白酒板块又出现了第二次估值抬升（单位：倍，%） 29
图37：2021年9月以来煤炭估值下降幅度较大（单位：倍数） 30
图38：煤炭板块ROE相对仍有一定韧性（单位：%） 30
图39：熊市中红利指数大多会有超额收益（单位：点数） 31
图40：上游周期的ROE中枢已经超过必选消费（单位：%） 31
图41：煤炭这一次熊市中表现较强，类似历史上消费股（单位：%） 32

# 一、能源价格影响因素：长期看货币，中期看供给，短期看需求

# 1.1 美国 1970-1980 年的经验：高利率高通胀，采掘和能源板块领涨

1970-1980年，美国整体的宏观经济环境处于高利率、高通胀的环境，期间能源价格出现了持续近10年的上涨。在1970-1980年期间，美国经济整体特征是从20世纪60年代的高速增长转向20世纪70年代的全面滞胀，为应对通胀的走高，美联储在大部分时间里持续加息，利率持续上行，10年美债收益率从最低  $5.4\%$  涨到了  $16\%$  。但在20世纪70年代高通胀问题一直无法被根本解决。虽然加息后通胀通常会被遏制，但一般只能控制2年。1970-1980年美国CPI当月同比中枢为  $6.7\%$  ，最高达到  $14.8\%$  。

图1：1965-1980年原油价格和10年期美债走势（单位：%），美元/桶）

资料来源：万得，信达证券研发中心

宏观经济滞胀环境下，能源价格却出现了持续近10年的上涨。本质原因是19世纪70年代初布雷顿森林体系的瓦解，国际货币体系进一步重构。美国经济从20世纪60年代末开始出现了一些滞胀的端倪。在货币政策持续收紧的背景下，1967年开始经济增速有所放缓。1971年尼克松政府出台新经济政策，包含停止履行外国政府或中央银行可用美元向美国兑换黄金的义务。1971年12月以《史密森协定》为标志，布雷顿森林体系下的金本位制名存实亡。国际货币体系进一步重构，成为能源价格在1973-1980年大幅上涨的核心驱动力。

两次石油危机的爆发带来的供给短缺是能源价格大幅抬升的催化剂。1973年10月第一次石油危机爆发，又给经济带来了较大的通胀压力。美国GDP增速在1973Q1到1975Q1从 $7.56\%$  下降到  $-2.3\%$  。由于通胀问题仍然严重，美联储货币政策以加息为主，宏观经济滞胀状态下，需求端并不强，但由于第一次石油危机造成供给紧缺，能源价格在1973-1974年大幅上涨  $188\%$  。1979年第二次石油危机导致美国经济再次陷入滞涨和衰退。1979Q1之后美国GDP增速在高位开始快速回落，由年初的  $6.5\%$  大幅下降至1982Q3的  $-2.56\%$  ，而能源价格在1979-1980年大幅上涨  $152\%$  。

图2：1970-1980年能源价格和美国GDP、CPI走势（单位：%，美元/桶）

资料来源：万得，信达证券研发中心

参考1970-1980年能源价格上涨过程中美国资本市场波动的经验，煤炭开采、石油精炼和开采等采掘、能源相关板块大幅跑赢市场。1970年-1980年相对于全部美股超额收益表现最强的是采掘板块（包括煤炭、金属非金属、石油天然气等上游资源品开采）。此外，石油精炼及相关行业超额收益涨幅也居前，其主要原因或在于两次石油危机推升能源价格，使得能源板块盈利有较大提升，是高通胀、高利率环境中最受益的板块。

图3：1970-1980年采掘板块超额收益表现最强（单位：%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

图4：1970-1980年超额收益领涨领跌的细分行业（单位：%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

# 1.2 能源价格的影响因素：长期看货币，中期看供给，短期看需求

# 1.2.1 能源价格抬升的本质是货币超发，但中短期影响不大

央行货币供应量、产能和需求是影响能源价格（包括上游资源品如原油、煤炭价格）的三个重要因素，但在不同的时间维度内这三个因素对价格的影响程度各有不同。长期来看，货币超发可能导致能源价格每隔10-20年有一次系统性抬升。原因或在于对于行业壁垒不高的大部分行业，从长期的角度毛利率应该维持在稳定的水平。但长期看全球的货币发行速度要远高于全球经济增速和商品需求增长的速度。因此，理论上周期行业如果要维持毛利率的长期稳定，价格需要跟随货币超发实现稳定的提升。然而，从中期(5-10年维度)和短期(1-2年维度)来看，货币供应量对能源价格的影响不显著。能源价格历史上有两次持续时间长，幅度大的上涨，一次是1970-1980年，第二次是2002-2011年。期间，美国M2表现为稳定的上行，并没有出现异常的波动。

图5：美国M2同比增速与能源价格波动相关性不大（单位：%：美元/桶）

资料来源：万得，信达证券研发中心

# 1.2.2 需求波动会在 1-2 年内影响能源价格

需求的波动会在1-2年内影响能源价格。从短周期（1-2年）的角度，能源价格和全球GDP大多是同向波动的。我们认为，从短周期的角度来看，库存周期是价格的重要影响因素之一，比产能格局和各国经济的长期增长动力的影响都更大。历史上库存周期下行持续时间通常在1-2年左右，通常对应着年度级的能源价格下降。

图6：全球库存周期下行期通常对应着年度的能源价格下降（单位：美元/桶，点）

产能周期视角下的煤炭行业复盘

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


图14：2002-2011煤炭产量维持较高增速

资料来源：IFIND，CCTD，信达证券研发中心

# 2.1.2我国二级市场煤炭板块在黄金十年内共有三轮明显上涨

复盘2003年-2011年煤炭板块的表现，绝对收益方面，共有3轮明显的上涨（未考虑下跌周期中的短期反弹），分别是：

（1）2003.10-2004.11，时间跨度长达1年零1个月，煤炭开采II（申万）指数从796点涨到1075点，涨幅高达  $35\%$
(2）2005.7-2007.10，时间跨度长达1年零3个月，煤炭开采II（申万）指数从712点涨到5505点，涨幅高达  $673\%$
(3) 2008.11-2009.12，时间跨度达1年零1个月，煤炭开采II（申万）指数从1494涨到4730，涨幅高达  $217\%$  。

表 1: 2003 年-2011 年煤炭板块有 3 轮明显上涨阶段 (煤炭开采 II (申万) 指数)

上涨阶段起涨点日期终点日期时间跨度指数起涨点指数最高点涨幅一2003-102004-111年零1个月796107535%二2005-072007-102年零3个月7125505673%三2008-112009-121年零1个月14944730217%

资料来源：IFIND，信达证券研发中心

图15：绝对收益：2003年-2011年煤炭开采II（申万）指数走势

资料来源：IFIND，信达证券研发中心，注：虚线框范围内为煤炭板块绝对收益时间段

# 2003年-2011年，煤炭板块一共有3轮明显的相对收益阶段，分别是：

(1) 2003.9-2004.11，时间跨度1年零2个月，相对指数（煤炭开采Ⅱ（申万）/万得全A）从0.86点涨到1.30点，涨幅高达  $51\%$
(2）2007.3-2007.10，时间跨度7个月，相对指数（煤炭开采II（申万）/万得全A)从0.87点涨到1.4点，涨幅高达  $61\%$
(3) 2009.3-2009.7，时间跨度约4个月，相对指数（煤炭开采II（申万）/万得全A）从1.11涨至1.61，涨幅高达  $45\%$  。

可以发现，煤炭板块获得相对收益的时间区间基本包含在获得绝对收益的区间内，这可能与周期股行情展开比较快速有一定关系。

表 2: 2003 年-2011 年煤炭板块有 3 轮明显的相对收益(煤炭开采 II (申万)/万得全 A)

上涨阶段起涨点日期终点日期时间跨度相对指数起涨点相对指数最高点涨幅一2003-092004-111年零2个月0.861.3051%二2007-032007-107个月0.871.4061%三2009-032009-074个月1.111.6145%

资料来源：IFIND，信达证券研发中心

图16：超额收益：2003年-2011年煤炭开采II（申万）指数/万得全A指数走势

资料来源：IFIND，信达证券研发中心，注：虚线框范围内为煤炭板块超额收益时间段

2002-2011年煤炭景气周期内，煤炭板块在牛市中大多情况下能跑赢市场，在熊市中也相对抗跌。驱动煤炭板块上涨的主要因素是盈利能力的提升，背后与煤炭价格的上涨息息相关。但需要注意的是，煤炭板块通常会领先于煤炭价格上涨率先启动，在煤炭价格上涨最快的时期，煤炭板块行情可能已经接近后半段。

(1) 2003.10-2004.11, 由于宏观调控政策收紧, 股市震荡走熊。由于 2003 年起伴随着国民经济进入新一轮增长周期, 作为国民经济的保障“煤电油运”出现了供给不足的情况。行业表现上, 领涨板块从“五朵金花”向“煤电油运”过渡。受益于煤价上升, 煤炭公司盈利能力持续增强, 但由于通货膨胀率持续攀升以及相关货币政策的调节, 全社会流动性有所收紧, 整体二级市场的估值受到压制。煤炭板块的上涨主要应当归因于行业内上市公司的盈利上涨, 且盈利上涨幅度弥补了整体市场带来的估值下降, 在这段时间内, 煤炭板块涨幅为  $35\%$  ，相对收益则涨幅更高，为  $51\%$  。绝对收益与相对收益上涨区间基本重合。整个权益市场较为弱势的背景下, 煤炭板块取得了较可观的绝对收益与相对收益。从时间节点上看, 煤炭板块股价上涨领先于煤价上涨约三个月左右。

(2）2005.7-2007.10，国内经济增长势头强劲，并且融资环境宽松，M1、M2月均增速较高，全社会融资规模也较大幅度扩张，2005-2007年社融规模存量增速维持了较高水准。A股整体受益于经济复苏和盈利回升，开始一轮周期牛市。对于煤炭板块而言，由于国内经济增长势头较为强劲，市场对未来的下游需求、尤其是能源需求表现出较好的预期，而煤价中枢在2003-2004的上涨后稳定在较高平台，煤炭板块ROE中枢抬升确定性较强。本轮煤炭板块行情主要由盈利上涨推动。煤炭板块在此区间绝对收益表现明显，而超额收益则出现在行情的后半段，从2007年3月一直持续到2008年上半年熊市初期，也即是煤炭行业ROE中枢抬升这一概念被市场逐渐认可之后。需要注意的是，煤炭价格从2007年下半年开始上涨，2008年上半年是煤炭价格上涨速度最快的阶段。但煤炭板块绝对收益提前于煤炭价格上涨约2年就开始上行，超额收益也提前于煤炭价格上涨约2个月开始上行，到2008年上半年虽然仍有超额收益，但绝对收益已经开始回落了。

(3) 2008.11-2009.12, 金融危机后, 受益于 2008 年 11 月出台的 “4 万亿投资计划”, 货币政策放松, 在低利率背景下, 全社会融资规模出现快速的扩张, 2009 年全社会融资规模

同比增长，固定资产投资继续增加。国内经济稳住了增长的步伐。尽管随着发改委限价令的出台和全球金融危机爆发，港口煤价从在2008年7月持续跌至12月。但进入2009年，煤价在2009年前三季度维持平稳状态，之后在2009年四季度进入快速上涨的阶段。2009年A股迎来了新一轮周期牛市，煤炭行业涨幅居前。煤炭板块的上涨同样领先于煤炭价格的上涨和盈利的改善，煤炭板块上涨提前于煤价的上涨约半年左右，领先ROE改善约1年。本轮煤炭板块的上涨主要是由预期改善推动的拔估值行情。

图17：2002年-2010年煤价与煤炭板块主要收益区间（秦皇岛港Q5500山西优混平仓价，单位：元/吨）

资料来源：IFIND，信达证券研发中心，注：橙色区域为煤炭板块绝对收益时间段，虚线范围内为超额收益时间段

# 煤炭板块上涨归因：业绩和估值

从煤炭板块的表现来看，2003-2009年，煤炭板块有两次明显的绝对收益区间，分别是2005年7月至2007年10月、2008年11月至2009年12月，煤炭开采Ⅱ（申万）指数分别上涨  $673\%$  和  $217\%$

（1）从驱动因素角度来看，在2003.10至2004.11区间内，我们跟踪了15家煤炭公司，合计实现归属母公司股东净利润（TTM）同比增加  $108.13\%$  ，行业PE估值（TTM）均值从28.42倍降至23.77倍，下降了  $16.39\%$  ，该区间股价的上涨主要是由盈利端推动。
(2）在2005年7月至2007年10月区间内，我们跟踪的21家煤炭公司，实现归属母公司股东净利润（TTM）同比上升  $3.46\%$  ，行业PE估值（TTM）均值从12.84倍提升到58.55倍，大幅提升了  $355.93\%$  ，该区间煤炭板块的上涨主要是由估值端推动的。

产能周期视角下的煤炭行业复盘

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


从2021年Q4开始，美国经济指标持续走弱，只是由于走弱的幅度较小，并没有导致失业率下降，所以很多投资者认为美国经济还未下降完成。但我们认为以库存、PMI和房地产销售投资同比数据来看，美国可能走完了一轮经济短周期（1-2年）的下行，正在迎来短周期新一轮上行期。从库存周期来看，2022年初开始PPI见顶，近期已经连续2个月企稳回升。美国PMI数据2021年3月见顶，2023年6月见底回升。

图31：中国库存周期接近底部（单位：%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

图32：美国库存周期可能已经下降完成（单位：%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

黄金上涨，也说明库存下降周期进入后期。自2022年11月以来，黄金价格上涨，上周甚至已经接近历史高点。但与此同时，能源价格的走势依然较弱。这种情况，在2008年Q4、2019年也出现过，事后来看，之前的两次都是新一轮能源涨价的前兆。

图33：黄金在2008年Q4和2019年都领先能源价格回升（单位：美元/桶，美元/盎司）

资料来源：万得，信达证券研发中心

这一现象，不只是最近几次周期的特征，我们可以观察1980-2005年，历次产能周期中，黄金价格都是领先能源价格上涨的，领先的时间大多在半年到一年之间。我们的判断是2024年内可能会是新一轮能源价格上行周期的起涨点。

图34：1980-2005年，黄金涨也是每一次能源涨价的前兆（单位：美元/桶，美元/盎司）

资料来源：万得，信达证券研发中心

# 3.3 估值：煤价底部确立推动板块估值重塑，且仍有较大估值修复提升空间

2021年以来煤炭板块的ROE大幅抬升，但PB抬升的幅度有限。我们认为背后主要原因或在于，市场担心ROE的抬升是周期性的，而不是系统性的。如果周期股受宏观经济影响导致的价格回落结束，届时可能还会有一次抬估值的过程。

类似白酒板块在2016-2017年抬估值之后，2019-2021又出现了第二波抬估值，我们认为核心原因在于，2016-2017年白酒板块ROE上行速度较快，但市场认为白酒ROE上行

驱动力来自于宏观经济回升带来的需求回升。2019-2020年宏观经济增速回落，但白酒ROE保持高位企稳，这一阶段市场资金认可了白酒的高ROE来自需求优化、消费升级带来的产业结构变化，理论上产业逻辑变化驱动的ROE的抬升更为稳定。此外，居民资金流入，强化了消费型基金的规模。2019-2021年，市场的主流风格是成长，消费板块既有价值风格的特征，也有成长性的逻辑。

我们认为周期板块在2021年-2022年出现的ROE抬升本质是由于产能格局变强驱动的，因此未来可能仍有较大的估值修复提升空间。2016-2017年，白酒板块ROE最大提升幅度  $10\%$  ，PB从低点3.73倍提升到高点7.28倍，涨幅不到1倍。而2019-2020年，白酒板块ROE最大提升幅度  $16\%$  ，和2016-2017年接近，但PB从低点4.79倍提升到高点16.27倍，涨幅超过3倍。在2002-2011年产能周期中，2003-2004年煤炭ROE从  $8.3\%$  提升到 $16.08\%$  ，提升幅度接近1倍，但PB反而从3.16倍下降到2.69倍。到2006-2007年煤炭板块才迎来估值提升阶段。2006-2007年煤炭ROE从  $12.56\%$  提升到  $18.34\%$  ，提升幅度  $46\%$  而PB从低点1.57倍提升到高点10.22倍，涨幅超过6.5倍。

图35：2006-2007年煤炭板块估值拾升幅度较大(单位：倍，%)

资料来源：万得，信达证券研发中心

图36：2019-2021年白酒板块又出现了第二次估值抬升（单位：倍，%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

2021Q4至今，煤炭板块的估值下降比较快，但价格下降可控，盈利也相对有韧性。我们认为，如果存在产能周期，市场对煤炭板块的定价还不充分。具体表现为煤炭的PB在2021年9月的高点只接近2017年9月供给侧改革后的估值高点。2021年9月-2024年1月，煤炭板块的PB下降幅度接近  $30\%$  。从盈利来看，煤炭板块的ROE也相对较有韧性。因此，如果市场认识到对煤炭板块的定价不充分这一问题，可能会带来板块较大的估值修复提升空间。时间上，我们认为大概率需要等到库存周期触底回升之后。

图37：2021年9月以来煤炭估值下降幅度较大（单位：倍数）

资料来源：万得，信达证券研发中心

图38：煤炭板块ROE相对仍有一定韧性（单位：%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

值得关注的是，从产业发展阶段看，相比于2002-2012年的黄金十年，伴随的是煤炭供需双增且供给增速远大于需求增速，进而导致出现煤炭供需过剩。而本轮周期起始于供给侧改革、抑制于双碳政策目标，供给的集中度大幅提升，新增供给是十分有限的，行业的稳定性确定性大幅提升，致使景气周期相对更长（相较于2005年前后），业绩相对更稳定。我们认为，过剩和稀缺是完全不同的估值定价体系，稀缺理应对应更高的估值。与此同时，上一轮景气周期大部分煤炭企业都大幅增加资本开支致使分红率较低，而本轮煤炭板块分红整体普遍提高而且部分企业的分红达到  $60\%$  以上，一定程度上更应支撑相对较高的估值定价。基于此，当前，煤炭板块估值水平仍旧相对低位，整个煤炭资源估值还需要系统性、转折性、大级别的修复。

# 3.4煤炭板块不止高股息，产业逻辑支撑下有望在下一轮牛市中持续产生超额收益

2024年以来，煤炭板块延续了自2023年8月以来的上涨行情，市场大部分投资者往往将其归因为高股息资产在二级市场下行期下的防御性配置。然而，我们认为在理解煤炭板块投资价值时，一直强调高股息并不是唯一的考量因素，原因在于高股息只是反映了煤炭行业低估值、高现金、高分红等属性，而并未反映其底层资产的投资价值。我们还应回归到煤炭产业周期和产业发展阶段来理解煤炭企业的底层投资逻辑，即，务必重视产能短缺驱动的煤炭高景气周期是煤炭板块高股息逻辑的根本支撑，也是我们理解煤炭板块投资价值的底层逻辑。

高股息策略历史上并不是投资的主流策略，其超额收益大多会出现在熊市中。2008年、2011-2012年、2015下半年-2016年初、2018年、2022-2023年，在这几次熊市中，红利指数只有2008年没有超额收益。而且大部分情况下，熊市一旦结束，红利指数的超额收益均会开始走弱。在牛市中有超额收益的案例只有两个，分别是2006年9月-2007年10月和2016-2017年。

图39：熊市中红利指数大多会有超额收益（单位：点数）

资料来源：万得，信达证券研发中心

但这一次红利指数的行业分布和之前有较大不同，煤炭行业占比大幅提升。从2020年开始，煤炭行业在红利指数中的占比快速提升。市值占比从2019年的  $3.69\%$  快速提升到2023年的  $24.12\%$  ，由此成为红利指数中权重最高的一级行业。这与之前的银行、交运、公用事业等板块有很大的不同，银行、交运、公用事业等行业是“ROE稳定+高分红”。但煤炭的ROE并不是很稳定，只是由于最近几年产业格局的变化，煤炭以及其他上游周期的ROE中枢的系统性抬升，现在甚至已经超过了必选消费的ROE。所以煤炭是“ROE中枢抬升+高分红”，其背后既有公用事业类的高分红，也有之前必选消费ROE抬升阶段的较大预期差。

图40：上游周期的ROE中枢已经超过必选消费（单位：%）

资料来源：万得，信达证券研发中心

产能周期视角下的煤炭行业复盘

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


资料来源：万得，信达证券研发中心

我们认为，这一次上游周期产生超额收益不只是因为高股息，还有产业逻辑，按照之前消费股的经验，熊市结束后，煤炭板块可能还会有超额收益。金融在之前的5次熊市中均有超额收益，但熊市一旦结束后，金融超额收益大多没法持续，只有在2016-2017年还能持续。消费在之前的5次熊市中也均有超额收益，但不同的是，熊市结束后的牛市中，消费超额收益均还能持续。我们认为背后的核心原因是，金融在熊市中产生超额收益，主要是因为低估值，而不是较强的基本面产业逻辑。而消费在熊市中产生超额收益，主要不

是因为估值，而是因为消费长期有消费升级的产业逻辑，短期虽然景气度也会受到熊市中经济下降的影响，但影响较小。所以熊市中如果是因为低估值产生的超额收益(比如金融)，熊市一旦结束，超额收益大概率也会结束。如果熊市中产生超额收益是因为产业逻辑（比如之前的消费），则熊市结束后，随后的牛市中还有望出现超额收益。

图41：煤炭历史上熊市中表现不强，这一次熊市中表现较强，类似历史上消费股（单位：%）

产能周期视角下的煤炭行业复盘

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


图41：煤炭历史上熊市中表现不强，这一次熊市中表现较强，类似历史上消费股（单位：%）

产能周期视角下的煤炭行业复盘

终端需求 政策法规 企业经营与ESG


表 2：监管部门社会责任信息披露政策一览表(截止 2020 年度)

时间机构文件名内容2006.09深交所《上市公司社会责任指引》要求深圳100指数的成分股公司定期披露社会责任报告，并鼓励其它公司披露社会责任报告2007.04环保总局《环境信息公开办法（试行）》鼓励企业自愿通过媒体、互联网或企业年度报告的方式公开相关环境信息2007.12国资委《关于中央企业履行社会责任的指导意见》将建立社会责任报告制度纳入中央企业履行社会责任的主要内容2008.05上交所《上市公司环境信息披露指引》划定环境保护披露范围，鼓励上市公司在年度社会责任报告中披露或单独披露相关环境信息2010.09环保部《上市公司环境信息披露指南（征求意见稿）》规范了上市公司披露年度环境报告和临时环境报告信息披露的时间与范围2015.04深交所主板信息披露业务备忘录第5号在主板上市公司信息披露范围中强调了对社会责任报告的披露2015.05深交所创业板信息披露业务备忘录第15号在创业板上市公司信息披露范围中强调了对社会责任报告的披露2016.01港交所《环境、社会及管治报告指引》将ESG信息由“建议披露”改为“不披露就解释”2016.08人民银行等《关于构建绿色金融体系的指导意见》所有上市公司必须从2020年起公开环境信息2018.09证监会修订《上市公司治理准则》规定了上市公司应披露环境信息（E）、社会责任（S）、公司治理等相关信息（G）2019.03上交所《上海证券交易所科创板股票上市规则》设立科创板并强制上市公司披露ESG信息2019.03基金业协会《关于提交自我评估报告的通知》作为《绿色投资指引（试行）》的具体实施文件2019.12港交所修订《环境、社会及管治报告指引》缩短发布ESG报告的时限，提高董事会对ESG议题的监管责任2020.03中办国办《关于构建现代环境治理体系的指导意见》到2025年，建立健全环境治理的领导责任体系、企业责任体系、监管体系等2020.09上交所《科创板上市公司自律监管规则使用指引第2号》推动提升科创板信息披露有效性，防范自愿信息披露中的不当行为

数据来源：Wind、证监会、交易所、财政部、人民银行、信达证券研发中心

针对ESG政策，不同的机构提出了不同的评价标准用来衡量公司在环境、社会、公司治理方面的表现情况。目前市面上主流的ESG评级公司例如MSCI、富时罗素、汤森路透、商道融绿、华证指数、中证指数等都提出了自己的评级指标。其中，MSCI评级运用了如环境项下的气候变化、自然资本，社会项下人力资本、产品责任，公司治理项下的公司行为等十项主题指标以及主题指标下更为详细的37项ESG关键评价指标进行评级。富时罗素、汤森路透、商道融绿、华证指数、中证指数则分别划分出14、10、13、14、14项主题指标作为评级的划分标准。

表 3：市面上六家主流 ESG 评级机构提出的 ESG 评级指标

MSCI富时罗素汤森路透商道融绿华证指数中证指数E环境气候变化生物多样性内部管理体系气候变化自然资本气候变化资源利用环境管理经营目标污染与废物污染物与废弃物污染与资源低碳排放环境披露绿色产品自然资源环境机会水安全创新性环境负面事件外部认证环境管理供应链：环境违规事件环境机遇S社会人力资本劳务标准员工管理产品责任人权与社区雇佣职工供应链管理制度体系利益相关方利益相关方否决权身体健康人权问题客户管理经营活动责任管理社会机遇客户责任社区关系社区管理社会贡献社会机遇供应链：社会产品责任产品管理外部认证性公益及捐赠社会负面事件G公司治理公司治理公司治理管理能力商业道德制度体系股东治理公司行为风险管理股东公司治理治理结构治理结构税务透明度CSR策略公司治理负面事经营活动管理层反腐败件运营风险信息披露外部风险公司治理异常管理运营

数据来源：Wind、MSCI、富时罗素、汤森路透、商道融绿、华证指数、中证指数、信达证券研发中心

依据评级指标，各大评级机构对企业ESG进一步进行了量化评分，即直接对应ESG主题指标或者更为细分的ESG关键评价指标对公司的表现逐项进行打分。最终，综合各项分数在一定标准下的加权平均分，对所属公司的ESG表现进行排名和划分等级。

除了针对评级指标详细评分外，华证指数和社会价值投资联盟还提出了由“筛选子模型”和“评分子模型”两部分构成的“上市公司可持续发展价值评估模型”。“筛选子模型”是社会价值评估的负面清单，按照6个方面（产业政策、特殊行业、财务问题、负面事件、违法违规、特殊处理）、17个指标，对评估对象进行“是与非”的判断。如评估对象符合任何一个指标，即被判定为资质不符，无法进入下一步量化评分环节。在“筛选子模型”遴选出符合资质的上市公司后，“评分子模型”对其可持续发展价值贡献进行量化评分。

表 4: 评分子模型各项细分指标

2021年深度行业分析研究报告 目录


产品结构升级，“普转特”带来估值提升机会


过程中形成的阻力线叫下降阻力线。图6-3中，从A处画出了2根上升支持线，从B处画出了1根下降阻力线。

图6-3 LME铜3月期货价的柱形图

柱形图上升时，并非总是一路冲上去，而是时有回落，但每一次回落都掉不到支持线以下，价格总是一触支持线便立即循原路反弹上升；在柱形图下降过程中，也并非一路下降不止，而是时有反弹，但每一次反弹都冲不破阻力线。

阻力线和支持线是判断市场持续性的一个重要标志。当柱形图沿着上升支持线渐渐攀高时，只要价格不破支持线向下，表明市场将沿原来的轨道继续上升，你就可以一直持有手中的多头头寸，这样可以使多头获益最大；反之，当柱形图紧靠下降阻力线逐渐下跌时，只要价格在每次反弹中不冲破阻力线，即表明市场将沿原来的轨道继续下滑，你可以将手中的空头头寸继续持仓，这

样可使空头获益最大。

阻力线和支持线也是判断市场转向突破的重要依据。价格接近阻力线后，突破了阻力线向上，说明买方的力量比前几次价格接近阻力线时增强了，这可能预示着市场有可能会由熊转牛；价格接近上升支持线后，不按前几次的常规反弹，反而继续下跌，跌破支持线，则预示着卖盘在这个位置上比前几次图形接近支持线时要强大得多，市场有可能会由牛转熊。出现价格突破阻力线或支持线后原持仓头寸要尽快平仓结利。

图形突破阻力线或支持线后，市场是否真会转向，还不能立即下结论，还应再做进一步观察。可以从三个方面继续观察突破转向的真实性。一是看成交量是否大，成交量大说明这样的转向有很多人跟进，转向力量较大，转向突破比较确定，且较有信心；二看突破当天的收盘价是否也突破了支持线或阻力线，收盘价的突破是有效突破；三是观察突破后一两天内的发展情况，如果突破后一两天内市场继续朝突破的方向发展，则证明是有力的突破。如果上面三个方面能证明突破的可靠性，则可以大胆入市。

# 2. 柱形图的基本形状

历史和经验表明，柱形图中的许多局部的图形常在市场发生转向时出现，因此常被用来作为基本图形加以研究和应用。

（1）双肩峰和双肩底。图6-4是双肩峰和双肩底的图形。

图6-4 双肩峰和双肩底

这两种图形是人们谈论最多的一种图形。当价格经过一轮升势以后，达到了一定的高度开始回落到某一位置时（如图6-4中的A位），遇到支持使价格升至更高的峰位，然后价格回落到B位置，人们对A位的反弹记忆犹新，于是纷纷入市买入，将价格又抬至一个较低的峰值时，在前一个低峰值入货尚未解套的做多头者，再次获得机会，价格再被压低，及至突破AB支持线，价格便步入熊市，整个过程形成了一个双肩峰的图形。同样的道理，在价格走过一段跌势，转向上升时，也常常会走出双肩底的形状。

（2）双顶和双底。图6-5是一幅双顶（又称M形）和双底（又称W型）的典型图例。

图6-5 双顶和双底的柱形图图形

当市价经历一段时间的攀升后，突破上升支持线回落到一定价位A点时反弹，再次升至与前一个峰顶差不多的高度，这个位置会使许多人日后记忆犹新，有些人忙于解套，有些人忙于获利回吐，致使价格再次下跌，如果跌破A、B支持线，则价格还会进一步下跌，甚至可以走完原先长升势的全部路程，写出一个完整的大写M，这种图形称为双顶图。

双底图正好与双顶图相反，但形成的机理都是一样的。双底图形的形状类似英文大写字母 W，因此也称为 W 图形。

M图形与W图形的特点就是两边对称，一般会形成一个完整的M字或W字。

在图6-5中，当图形达到B点时，对后市的判断有些困难，因为如果图形突破AB支持线，就会一路下跌，形成M形的另一条腿，如果在B处转头向上，也可能会形成一个双底的W形，因此在B点可以静观市场突破。果然，市场突破AB支持线后一路下跌，形成了一条长长的M形的后腿。

（3）平行上升、平行下降、箱形结构。上升阻力线和上升支持线形成一平行线，价格如波浪般起伏上升，但总冲不破阻力线和支持线的限制，就形成一个平行上升的图形。

下降阻力线和下降支持线形成一对平行线，价格如波浪般起伏下降，但总突不破阻力线和支持线的限制，由此形成一个平行下降的图形。

平行上升图形或平行下降图形，如支持线或阻力线呈水平状，则形成一个箱形图形（见图6-6）。

在平行上升或平行下降图形未被突破前，可采用持仓的办法以增大盈利，也有许多人用做差价的办法(Trading Ranges)获利，即接近支持线买入，接近阻力线时卖出。

箱形图形是市场积蓄力量、寻找方向的过程，可以用这种形

平行上升

平行下降

箱形结构：
图6-6 平行上升、平行下降、箱形结构图形

状的市场做差价，但更多的人宁愿放弃，而等在市场一边，一旦市场突破，立即入市。

其他图形还有许多：如三角形、楔形、钻石形、孤岛形等等，这里不作一一介绍，留给读者自己做深入研究。

# 3. 移动平均线

移动平均线是根据统计学和决策学的理论发展起来的一种观察价格走势的方法。人们常将移动平均线画在柱形图表中，将移动平均线和柱形图结合起来，对预测市场突破也是一种很有效的手段。

移动平均线的作法：先决定平均值的采样周期，有色金属价

格移动平均线一般取20天、50天、100天等作为采样周期。假定取20天作采样周期，在柱形图上横坐标对应的某一天上，算出这一天以前20天（包括这一天）收市价的平均值，标在图表上，然后再以同样方法计算下一天的前20天收市价的平均值，以此类推将这些平均值连接起来，就构成了移动平均线。

图6-7在铝的3月期货柱形图上作出了两根移动平均线，一根是10天移动平均线，一根是30天移动平均线，可以看出采样周期越长，作出的移动平均线越平滑；采样周期越短，作出的移动平均线起伏也就越大。

美国专家葛南维总结股票交易实例，提出了移动平均线“八法则”，期货交易亦可借鉴使用。这8条法则是：

（1）平均线从下降转为水平，并有改变方向向右上方移动的迹象，而价格从平均线下方向上移动并越过平均线时，此为买入信号；
（2）价格趋势在平均线上端变动，股价虽有回落，但并未跌破平均线，又再度上升，此为买入信号；
（3）价格下跌，跌至平均线下方，而平均线短期内仍继续向上移动，是买进信号；
（4）价格在平均线下方变动，突然暴跌，距离平均线十分远，这是超卖现象，有可能反弹，转向靠近平均线，这是买进时机；
（5）价格呈上升趋势，在平均线上方移动，离平均线越来越远，市场会遇到很大的获利回吐压力，此为卖出时机；
（6）移动平均线方向由向上变动逐渐转为水平，而价格从平均线上方跌至平均线下方时；卖压增大，是卖出时机；
（7）价格变动在平均线下方，反弹时没能越过平均线，而且平均线也已改变移动方向，从趋于水平转而向下，此为较佳卖出机会；

图6-7 铝的3月期货价柱形图表和移动平均线

（8）价格在平均线附近徘徊，而平均线继续下降，亦为卖出时机。

# 三、数量指标

人们通过不断研究，总结出许多数量指标，使市场分析更加直观。但切记这些数量指标并非万能的，所有指标都并非永远正确。

# （一）强弱指标RSI（RelativeStrengthIndex）

强弱指标RSI的公式：

$$
R S I = 1 0 0 - \frac {1 0 0}{1 + R S}
$$

其中：  $RS = \frac{14\text{月内收盘价上涨数之和的平均值}}{14\text{月内收盘价下跌数之和的平均值}}$

强弱指标对于短线投机者非常适用。

强弱指标就是以数字计算的方法求出买卖双方的力量对比，看是买方力量强大还是卖方力量强大。

强弱指标理论认为，任何市价涨跌，RSI均在0—100之间变动，RSI值多在30—70之间变动才符合正态分布规律，如果RSI值达到80，甚至90就认为市场已到达超买状态，价格会回落调整，反之，RSI在30以下时，即被认为是超卖，价格将有反弹。

# （二）价格对移动平均线的波动率

如果用每天的收盘价和移动平均数之间的差额用相对移动平均数的百分比来表示，就可以得到一系列正数和负数。将这些数值以时间为序在图上画出，对照价格，就可以发现，一旦这个数字达到了某一高度或深度，就强有力地提示价格容易被修正回该趋势的中心。用此图形可以观察市场的超买或超卖状况。

# （三）动态指标

动态指标揭示了价格变动的速度变化。

一种动态指标的计算方法是从现在的价格中减去20天前的价格，每天都这么做以积累数字，并将这些数字标绘下来。与价格曲线比较，当价格开始向上变动时，动态指标也是向上的，一段时间后，动态数字就可能保持不变或回落，即使当时价格仍在上升。

另一种动态指标的计算方法，是将现在的价格除以20天前的价格。

两种动态指标能帮助我们了解市场动力的转变，并由此预见市场转势。

总之，在期货市场上，价格预测至关重要。谁能正确地预测价格，谁就会主宰期货市场，成为世界富豪。而事实上，几乎没有人能够百发百中地正确预测价格。尽管可以运用各种手段和方法，但市场的变化往往难以预料，无法主宰。因此，尽管期货价格可以预测，但只是一种参考而已。正因为如此，对投机者来说，期货交易市场布满荆棘，充满风险。

# 第七章 期权交易

# 一、期权的概念

期权交易（Option）是期货市场的另一种非常重要的交易形式。在采用期货交易方式进行保值时，交易商常常会面临市场走向与自己预先的判断不一致的情况。例如，预计价格上涨而做了买期保值，以期成本固定在一个低水平上，但买了期货后，价格反而下跌了。又如，预计价格下跌而做了卖期保值，不巧卖出期货后，价格反而上涨。以上两种情况，交易者原想通过期货保值，并也确实达到了目的，但由于价格走向与预期相反，使他失去了赚取更大利润的机会。于是，便引入了期权交易，期权交易能较好地解决上述问题。

# （一）基本概念

期权是以合约形式规定的一种权利，这种权利分为看涨期权（Call Option）和看跌期权（Put Option）两种。客户买进期权合约，必须向期权卖方交纳一笔保险费（Premium），同时也享有了一定的权利：若买进的是看涨期权，买入方有权在期权的宣布日（期权到期月的第一个星期三）以合约约定的期货价格，从看涨期权卖方手中买进合约约定数量的、合约到期月份的期货合约；买进看跌期权，期权买进方有权在期权宣布日以合约约定的价格，向看跌期权的卖方卖出合约约定数量的、合约到期月份的期货合约。另一方面，期权合约的卖方，卖出期权时收取保险费；同时在期权合约宣布日，承担相应的义务；如卖出看涨期权，当看涨期权

买方要求按约定价格买进期货时，必须按约定卖出；如卖出看跌期权，当看跌期权买方要求按约定价格卖出期货时，必须按约买进。

期权交易实际涉及到期权合约本身的买卖和约定价格下期货的买卖，现将这些买卖之间的关系列于表7一1。

表7-1 期权交易买卖之间的关系

期权种类期权买方(付出保险费)期权卖方(收入保险费)看涨期权到期有权买期货一旦期权买方要求,必须卖出期货看跌期权到期有权卖期货一旦期权买方要求,必须买入期货

下面举两个例子说明期权是如何操作的。

[例7-1]商人A2月4日时估计铜在今后几个月里会呈现上扬趋势，当时市场上4月到期铜期货价为2240美元/吨，于是商人A到经纪人B处询问4月到期约定价格2350美元/吨的看涨期权价，得到的答复为1113美元/吨；意思是，如果你从我这里买期权，我给你13美元/吨价；如果你卖给我期权，我给你11美元/吨的价格。商人A考虑后决定以13美元/吨的价格买入40手（相当1000吨）看涨期权（4月份到期，约定价格为USD2350美元/吨）。到4月份的第一个星期三（4月7日）宣布日，电解铜4月期货价已涨至2400美元/吨。该商人立即打电话通知经纪人B，宣布执行期权，从看涨期权卖方手中买入1000吨4月份交货的电解铜，价格为约定价格即2350美元/吨。然后商人A立即以市场价格2400美元/吨卖出这1000吨电解铜期货，这样，商人A每吨赚了50美元，扣除已付保险费13美元/吨，每吨净赚37美

元。如果商人A2月份买期权后，价格在4月7日没有涨至2363美元/吨以上（ $(2350 + 13)$  美元/吨），他便放弃执行期权，他的损失也只限于每吨13美元的期权保险费，因此，他的风险是有限的。反观商人A的对手——看涨期权的卖出方，在商人A执行期权以2350美元/吨向其买入1000吨4月期货后，卖方手中便有了1000吨价格为2350美元/吨的空头头寸，除非4月期货在4月底到期前价格回落，否则，他将发生亏损；然而如果他卖出期权后价格不涨，在4月7日时未升至2350美元/吨，他将坐收13美元/吨的保险费。

[例7-2] 商人C在3月10日时预计市场价格将会下跌。当天LME6月份铝期货价为1228美元/吨，于是商人C通过经纪人买入40手（相当1000吨）6月份到期的铝的看跌期权，约定价格为1200美元/吨，付出保险费23美元/吨。到期权的宣布日6

目录 第一章 期货交易概述 (1)


通过经纪人买入40手（相当1000吨）6月份到期的铝的看跌期权，约定价格为1200美元/吨，付出保险费23美元/吨。到期权的宣布日6月2日，铝价果然下跌，跌至1100美元/吨，商人C通过经纪人通知交易所执行期权，以1200美元/吨的价格卖出40手6月份到期铝的期货，同时在市场上以1100美元/吨的价格补进相同数量的铝，每吨赚了100美元，扣除支出的保险费每吨23美元，这样，每吨净赚77美元。反之，如果商人C卖出期权后，价格一直未跌到1177美元/吨以下（（1200-23）美元/吨），他在6月2日这天便放弃执行期权，他的损失仅限于期权保险费每吨23美元。反观期权的卖出方，被商人C宣布执行期权后，买进了40手1200美元/吨6月到期的铝期货，按市值计算每吨亏损100美元，扣去收入的每吨23美元的保险费，每吨仍亏损77美元，而如果6月2日这天价格未跌至1200美元/吨以下，期权卖方将坐收23美元/吨的保险费。

通过以上两例可以看出，所谓“看涨期权”、“看跌期权”，是站在期权买入方的立场而言。买入“看涨期权”，当价格真的上涨

时，买方行使买入期货的权力而获利；买入“看跌期权”，当价格真的下跌时，买方行使卖出期货的权利而获利。对期权卖方来说，如果价格真如买方所预期的那样，那么他将承受无限大的风险，如果市场不如期权买方所预测的变动，则卖方可稳收期权保险费。

期权可以比作保险合约，期权卖方实际充当了保险公司的角色，买方则是投保人，买方向卖方支付一定的保险费，当市场价格按买方预计方向发展，买方发生损失时，卖方给予赔偿，而当买方没有损失时，卖方坐收保险费。这也就是期权的价格被称为“保险费”（Premium）的原因。

# （二）伦敦金属交易所期权交易

在伦敦金属交易所，期权交易同期货交易一样，也是通过交易所的会员进行交易的，所有的交易都必须遵守交易所颁布的规则，合约也是由交易所颁布的标准合约，经纪人接受客户委托成交后，所有的交易都记入清算机构的帐下，统一管理。

伦敦金属交易所会员公司成交期权的收费率与期货合约相同，以约定价格作为成交金额计算收费。

卖出期权由于收益有限（仅限于保险费），风险无限，所以卖出期权被认为是期货、期权交易中风险最大的一种交易。有鉴于此，伦敦金属交易所会员单位一般都要求期权卖方预付比期货交易高的保证金。而期权买方，只要付清了保险费，就不必支付保证金了。

在伦敦金属交易所以英镑和美元标价的铝、A级铜、锌、铅和镍都有期权交易，锡的交易很少，难以成交。期权交易的品种增减将遵循最新的市场要求和伦敦金属交易所董事会的决定。

每一种期权的约定价格都按一定的间隔分布于期权到期月期货价格的上下。这种间隔的大小和期权交易的到期月如表7--2所示：

表7-2 期权约定价格的分布间隔和期权交易的到期月

金 属到 期 月约定价格间隔(每吨)铜同期货交易的到期月25 英镑/25 美元铝25 英镑/25 美元铅20 英镑/20 美元锌20 英镑/20 美元镍50 英镑/100 美元

注：当铝和铜的约定价格在1750美元/吨至2950美元/吨之间时，约定价格间隔为每吨50美元，当约定价格在3000美元/吨以上（包括3000美元/吨）时，间隔升为每吨100美元。
当锌的约定价格大于2000美元/吨时，间隔为每吨50美元。

伦敦金属交易所的会员公司、经纪人一般都有期权报价，表7-3至表7-7是某经纪公司1993年2月4日、2月5日的金属铜和铝的期权报价表。

表7-3 某经纪公司1993年2月4日铜的看跌期权保险费报价表

DateVol'yMarketCopper Puts 4 February 1993← STRIKE PRICES →210021502200225023002350240024502500Mar-9313.50223616184074117164213263Apr-9313.002240615305384121164211259May-9313.0022411122396292127168212259Jun-9313.00223917294771100135174217262Jul-9313.00224222365478106140177218262Aug-9313.00224526405983111143179219261Sep-9313.00224730456487115147182221262Oct-9313.00224835517093121152186224264Nov-9312.00224933486790117148183221261Dec-9312.00225036517194121151185222262

续表

DateVol'yMarketCopper Puts 4 February 1993← STRIKE PRICES →210021502200225023002350240024502500Jan-9411.25225235506991118149182219258Feb-9411.25225537527194120150183219258Mar-9411.25225540557497123153185221259Apr-9411.252255435978101127156188224261May-9411.252255466281104130159191225263Jun-9411.252255486484106132161193227264Jul-9411.252255516787110135164196230266Aug-9411.252255537090112138166198231267Sep-9411.252255567393115141169200233269Oct-9411.252255587595118143171202235270Nov-9411.252255607797120145173204236271Dec-9411.2522556380100123148176206238273

表7-4某经纪公司1993年2月4日铜的看涨期权保险费报价表

DateVol'yMarketCopper Calls 4 February 1993← STRIKE PRICES →210021502200225023002350240024502500Mar-9313.502236137925326113100Apr-9313.00224014510470432412621May-9313.0

目录 第一章 期货交易概述 (1)


目录 第一章 期货交易概述 (1)


td>153770112159208258Apr-9313.002246613274979116159205253May-9313.0022471020365887123163207253Jun-9313.0022491526436594128166208253Jul-9313.0022522033.5073100133170210253Aug-9313.00225424385678105137173212254Sep-9313.00225628426083110141176214254Oct-9313.00225733486689115146180217257Nov-9312.00225831456386112143177214253Dec-9312.00225934496789116146179216255Jan-9411.25226133476587113143176212251Feb-9411.25226235506890115146178214252DateVol'yMarketCopper Calls 5 February 1993← STRIKE- PRICES →210021502200225023002350240024502500Mar-9313.502241142965628114100Apr-9313.00224615010973452613631May-9313.002247156116825535211263Jun-9313.0022491621249165442817106Jul-9313.002252169133101755337251610Aug-9313.002254175139108826043302114Sep-9313.002256180145115896749362517Oct-9313.002257185151121967456423022Nov-9312.002258183149119937254402920Dec-9312.002259187153124987658443223

在表7-3至表7-7的报价表中，标题指出期权的名称，“Puts”表示看跌期权，“Calls”表示看涨期权。报价表的第一列Date，表示期权的到期月份，第二栏Market表示某一到期月份的期货市场参考价，表中黑线标出的方框上部Strike Prices，表示约定价格，如表7-7中铜的看涨期权约定价格从2100美元/吨起，每间隔50美元一档，从2100、2150直至2500美元/吨。黑框中即为期权的保险费报价。例如表7-4中，该经纪人1993年2月4日铜期权报价列出的是到期月为1993年3月至1994年12月的看涨期权的报价，查出1993年4月到期约定价格为2350美元/吨的铜的看涨期权保险费为12美元/吨。实际上，表7-3至表7-7中的报价只是一个参考价，经纪商的正式报价一般包括两部

分，如上面举例中的保险费12美元/吨会报成保险费每吨12/13美元，从经纪商的立场看，前者是期权的买入价，后者是卖出价。

# （三）期权的宣布和转期货

期权买方在期权到期日即宣布日，有权宣布执行期权。伦敦金属交易所规定，期权的宣布日为每一个月的第一个星期三，持有当月到期期权的买方，必须在这一天上午11：10前以书面或电传声明他们将行使期权，若到期不做声明，便自动放弃期权。

期权买方一旦声明行使期权，则期权买卖双方立即拥有了期货头寸，如果是看涨期权，买方为多头，卖方为空头；如果是看跌期权，则买方为空头，卖方为多头。头寸的价格为期权的约定价格。这个期货头寸将可以持续有效至当月的这三个星期三，即当月期货的到期日。这种将期货的到期日与期权的到期日分开的安排，避免了大量的交易都集中在宣布日这一天，从而减轻了期货市场在这一天所承受的压力，同时也为期权买卖双方提供了方便，期权买方宣布执行期权，手中拥有的是比较有利的期货头寸，他可以再等一等，看还有没有更大的获利机会；期权卖方被执行期权，手中拥有了不甚有利的期货头寸，他也可以等一等，看市场是否会朝有利方向发展。

# （四）期权的分类

通常期权有两种分类方法。

# 1. 从期权的流通性分类

从期权的流通性来分，可以把期权分为传统的不可转让期权和可转让期权两种。传统的期权，买卖双方一旦成交，只有等到期权到期日才由买方决定是否执行，中途不可转让。这种期权目前在金属交易中极少采用，而在外汇交易中仍能见到。在伦敦金属交易所进行的期权交易都是可转让的。伦敦金属交易所把期权也当作一种商品，这种商品的价格就是期权保险费。未到期期权

合约的保险费会随市场情况不断涨落，所以购进或卖出期权合约后，在合约有效期内，可以卖出或买入同样类型的期权合约，以对销原期权合约。对于买期权者，这样做便将权力转让给了他人；而对卖期权者来说，买回期权，便将义务和风险转移给了其他人。例如，某人1993年2月4日以177美元/吨购入93年11月到期约定价格为2100美元/吨的看涨期权（参见表7一4），如果在第二天（2月5日）卖出，就可得183美元/吨，每吨可赚6美元（参见表7一4）。

# 2. 按期权宣布执行的时限分类

如按期权宣布执行的时限分类，则可以分为美式期权和欧式期权。欧式期权，买方只有在期权宣布日这一天才可以宣布执行期权，而美式期权在期权到期日及以前的任何一天，只要买方认为有必要就可以宣布执行期权。美式期权，期权转期货的时间可能比欧式期权早得多，因此美式期权卖方所承担的风险更大。伦敦金属交易所采用的是欧式期权，而纽约商品交易所采用的则是美式期权。

# （五）期权的优点

期权与期货合同相比有以下几个优点：

1. 投机者可以不必冒很大的风险而获取赚取很大利润的机会

买入期权最大的损失被限定在期权保险费以内，而且由于期权可以转让，即使期权不被执行，买方也可以通过卖出期权而部分收回保险费，因此期权常被喜欢稳妥一点的投资者选为投资手段。

2. 对于保值者来说，买期权保值可以避免用期货保值遇到的当期货头寸不利于己时被迫加保证金的麻烦

他可以将保险费支出计入保值成本，这样对资金流向可以事

先掌握。当期权到期时，如市况恰如其料，他可以要求执行期权合约，从而保值达到目的；当市况出乎其料时，他可以放弃期权，转而进入期货市场，以谋求更大利润，这一点是期货保值不可企及的。

# 3. 避免投标中的损失

投标商可以通过买进看涨期权来补偿整个招标期间因原材料的价格上涨而引起的损失，如果未中标，他可以放弃期权，而避免购进原料。

# （六）期权保险费的构成和影响因素

期权的保险费（Premium）是由内在价值（Intrinsic Value）和时间价值（Time Value）两部分构成的。

对于看涨期权

$$
\text {内 在 价 值} = \left\{ \begin{array}{c c} \text {期 货 价 格 － 约 定 价 格} \\ 0 & (\text {约 定 价 格 ＞ 期 货 价 格}) \end{array} \right.
$$

对于看跌期权

$$
\text {内 在 价 值} = \left\{ \begin{array}{c c} \text {约 定 价 格 － 期 货 价 格} \\ 0 & (\text {约 定 价 格 ＜ 期 货 价 格}) \end{array} \right.
$$

具有内在价值的期权称为内价期权(In-the-money Option)；看涨期权的约定价格大于期货价格或看跌期权的约定价格小于期货价格称为外价期权(Out-of-the-money Option)；约定价格等于期货价格或与期货价格接近时，这种期权被称为等价期权（At-the-money Option）。

在美式期权里更强调内在价值的概念。这是因为对于看涨期权，如果约定价格小于期货价格，期权买方买入期权后立即宣布执行就可赚到内在价值；而对于看跌期权，如果约定价格大于期货价格，买方也可以选择执行期权而赚到内在价值。所以具有内

在价值的期权，保险费一定大于内在价值。欧式期权（例如在LME交易的期权）虽然也有期权内在价值的概念，但能否实现内在价值还必须看期权宣布日的情况。

表7-8 诸因素对期权保险费的影响

因 素期 权 保 险 费看 涨 期 权看 跌 期 权约 定 价 格高低高低高低到 期 时 间长高高短

目录 第一章 期货交易概述 (1)


白白地损失100美元/吨。因此，用期货

保值的方法参与投标，也存在着巨大的风险。

（3）期权交易可以弥补上述两种方案的缺点。当该商人深刻了解了上面两种方案的风险之后，设计了一套期权保值的方法。他在市场内买进2000吨10月份到期看涨期权，约定价格2250美元/吨，付出保险费60美元/吨；然后他以2310美元/吨的成本价计算投标底价，于4月30日将标书寄出。5月20日，他以最低标价中标，此后铜价一路上涨。至10月初，他要求执行期权，以2250美元/吨买入80手10月电解铜期货，并交割，加上每吨60美元的保险费，使得成本固定在2310美元/吨。如果中标后，铜价下跌，则承包商可以以更低的价格购买电解铜，这样便可获得额外利润。假若不中标，该承包商可以放弃期权，他至多损失60美元/吨的保险费，而且他通常并不会损失那么多，一是因为他可以将期权再卖出，二是他可以利用手中的期权作保护，做买空、卖空（见下节）以获取利润。

由此可见，买期权交易对投标有重要作用。

# 四、期权交易中的投机活动

买入期权进行投资是一种风险较小而具获取较高利润机会的投资方式。因此在期货操作中，引入期权操作，能降低投资和投机的风险。

# （一）买期权

纯粹的或是单纯的买进期权投机的情况在“期权的概念”一节中已作介绍，它的好处是可以控制风险，将亏损控制在一个小的已知的数量——期权保险费之内，但期权可能达到的获利却是无限的。

# （二）卖期权

卖期权最直接的好处是收取保险费。如果卖出期权以后，期

权到期未被申请执行，卖期权将净赚保险费，但是当市场变化不利于他时，他会被执行期权，那样损失将是无限的，用保险费收入根本无法抵偿。由于卖期权者收入有限而风险无限，所以交易所要求期权卖方缴纳比做期货交易还要高的保证金。因此，卖期权要非常慎重，要充分考虑自己的风险承受能力。一般只有富有经验的商人才卖期权，而且常常与其它期货和期权交易辅助进行，以尽可能减小风险。

# （三）期权交易与期货交易搭配进行

期权交易的发展为期货交易的开展提供了一种保证利润、减小风险的方式，下面具体介绍几种常见的操作方法：

# 1. 买入期货赢利后，买入看跌期权以固定利润

如果买入期货后，价格上涨得很快，譬如买入4月份电解铜，买入价为2200美元/吨，而价格已涨至2450美元/吨，帐面已赢利250美元/吨，此时的市况有可能继续上涨，持仓不平有可能获得更大利润，但如果市况突然逆转，又有可能前功尽弃。在这种情况下，可以买入一个约定价格为2450美元/吨的看跌期权保值，假设保险费为20美元/吨，4月期权到期时，期货价格如在2450美元/吨以下，则执行期权，卖出期货，价格为约定价格即2450美元/吨，这样能保证利润为2450美元/吨一2200美元/吨一期权保险费20美元/吨=230美元/吨；如果价格在2450美元/吨以上，就放弃期权，转而在期货市场平仓，能获更大利润。

# 2. 卖出期货赢利后，买入看涨期权以固定利润

与前条所述相仿，如果在一个高价位曾做过空，已获赢利后，可以买入看涨期权以固定利润并求更大获利。

# 3. 买期货赢利后，卖看涨期权以扩大利润

在低价位上买进期货合约接近到期时，若已获得赢利，可以在市价之上卖出一个外价看涨期权，以期增加盈利。譬如1993年

2月4日（参见表7一4）的1993年3月份铜市价为2236美元/吨，假定已在1992年12月做过多头，买进3月份铜，价格为2150美元/吨，若在2月4日这天平仓，已有86美元/吨可赚，为了增加利润，可卖出同样数量的约定价为2300美元/吨的3月份到期的看涨期权，收期权费11美元/吨；在3月期权到期前，若市价突破2300美元/吨，期权被执行，则利润为2300美元/吨-2150美元/吨+11美元/吨=161美元/吨；若市价在2300美元/吨以下，只要不跌破2150美元/吨，总能保持在平仓获利的基础上再多收11美元/吨的期权费。

# 4. 卖期货（空头）赢利后，卖看跌期权以扩大利润

与上一条所述情况相仿，在空头已有帐面获利情况下，可以卖出同样数量外价看跌期权，以求扩大利润。

必须指出，上述3.与4.这样一组交易手法，比起1.与2.一组交易手法所冒风险要大一些。

# 5. 期权保护下的买空卖空交易

这是一种被普遍采用的常规的期权交易，其好处是风险有限（损失仅限于所付期权的保险费），市场无需大起大落，而只要在一定范围内变动，其赢利亦可达到相当可观的程度。这种期权交易常用于做差价时使用。

如在某年3月20日，LME8月份铜的期货价格为2200美元/吨；商人B估计铜价在一定时期内会在一定范围内被动，并以现在的市价为底。于是他先买入1000吨8月份到期看涨期权，约定价格为2200美元/吨（就用市价作为约定价格），付出保险费50美元/吨。在4月20日前的一个月里，8月份交割铜的价格一直在2200美元/吨以下一点徘徊，B静观市况，不采取行动。从4月20日起至5月5日，8月铜价涨至2300美元/吨，B立即卖出1000吨8月期货铜；至5月30日，铜价回落至2250美元/吨，B马上补

仓。7月2日，8月铜价又涨至2300美元/吨，B再以2300美元/吨价做空。至8月初期权到期，B要求执行期权，买入1000吨8月期货，价格按约定价格2200美元/吨，并以此多头与7月2日的空头对冲。以上交易过程列于表7-11中。

表7-11 期权保护下买空卖空交易的过程表

日期期权期货3月20日买1000吨看涨期权，约定价格2200美元/吨保险费50美元/吨，8月到期4月20日不进行操作市价在2200美元/吨以下5月5日卖出1000吨8月期货2300美元/吨5月30日买进1000吨8月期货2250美元/吨获利50美元/吨7月2日卖出1000吨8月期货2300美元/吨8月5日期权到期，执行期权买入1000吨8月期货2200美元/吨获利100美元/吨总利润=50+100-50=100美元/吨

在这一笔交易上，如果在买入期权后，价格在约定价格之上反复波动，就可反复进行上述卖空一对冲（补仓）操作，以求不断获利。运用同样的原理，买入一个看跌期权后，只要价格在约定价格之下反复波动，便可反复作买入一平仓操作，以不断获利。

这样用较小的保险费支出，便可获得较大利润。

# 6. 同时买看涨期权和看跌期权

这种策略也叫“骑墙”。当市况疲软，虽有跌升突破迹象但又走势不明朗时，可采用“骑墙”观望的办法，两头“下注”，以求不失机会。

如表7-7中1993年2月5日的期权报价，当时7月铜期货价为2252美元/吨，若此时同时买等价的看涨期权和看跌期权，即买约定价格2250美元/吨的7月看涨期权和同样数量同样约定价格的7月看跌期权，期权费总支出为73美元/吨+75美元/吨=148美元/吨，这样在7月期权到期时，铜价超过约定价格148美元/吨或低于约定价格148美元/吨均能获净利，即价格高于2398美元/吨或低于2102美元/吨均能获净利，而在2398美元/吨和2102美元/吨之间时，对已支出的期权保险费多少能作出一些补偿。

如果一时不能筹集到足够的资金，买不起价格较高的等价期权，亦可买外价期权，但投入较少，当然获利的范围也小了。如表7-7所示，1993年2月5日买约定价格为2150美元/吨的看跌期权和约定价格为2350美元/吨的看涨期权（到期月7日），期权费总支出为70美元/吨，获利范围为铜价高于2420美元/吨或低于2080美元/吨。

这种策略的损失仅限于期权费总支出，获利可以无限，但期权费支出一般较高。

# 7. 卖看跌期权，买看涨期权——牛市策略

在牛市明显的市况中，买看涨期权应有不少获利机会，但期权保险费的支出也会很大。此时可以卖出低约定价格的看跌期权，以补偿买看涨期权的保险费支出，因为此时卖看跌期权而且是外价的看跌期权，相对来说较为安全。还是举表7-7中1993年2月

5日的例子，如果分析此时市况牛市明显，可以买入6月到期约定价格为2300美元/吨的看涨期权，支出保险费44美元/吨，同时卖出同样数量约定价格为2100美元/吨的看跌期权，收入保险费15美元/吨；这样，保险费的支出就降为29美元/吨，当铜价涨至2329美元/吨以上便可获利。

# 8. 买看跌期权，卖看涨期权——熊市策略

在熊市明显的市况下，可根据与7相似的原理，用卖外价看涨期权收入的保险费来贴补买看涨期权的保险费支出。

9. 买低价位看涨期权，卖高价位看涨期权——牛市一般策略

7. 和8. 是一组分别在牛市和熊市中应用的期权费用相互贴补的方法，其缺点是：如果卖出的期权被执行（虽然可能性相对较小，但毕竟存在），就会有很大的损失。8. 和9. 也是一组期权费相互贴补的策略，但损失的最大值仅限于期权保险费净支出。

如表7-7所示，1993年2月5日，8月份铜的期货价为2254美元/吨，如果当时判断市价将上扬，可以卖出一个8月到期约定价格为2250美元/吨的看涨期权，同时买进同样数量8月到期约定价格为2200美元/吨的看涨期权，期权保险费净支出为（108— $82) = 26$  美元/吨。在8月份期权到期时，若价格在2250美元/吨以上，两个期权都将被执行，以2200美元/吨持有多头合约，2250美元/吨持有空头合约，多空相抵可赚50美元/吨。减去保险费支出26美元/吨，净收益24美元/吨。当然也可以在期权到期前，对冲期权获利。如果价格在2200美元/吨至2250美元/吨之间，期权费的支出可得到一些补偿，盈亏分界线在2226美元/吨。如果价格跌至2200美元/吨以下，则交易方将损失全部的期权费支出26美元/吨。

10. 买高价位看跌期权，卖低价位看跌期权——熊市一般策略

与9.一样，在市况呈熊市的情况下，可以卖出等价看跌期权，同时买入相等数量内价看跌期权，盈利将限于约定价格差减期权保险费净支出，但损失也将仅限于期权费净支出。

# 11. 同时卖看涨期权和看跌期权

这是一种风险很大的策略。同时卖出等价的看涨和看跌期权，收取期权费，当期货价格落在约定价格上下，高于或低于约定价格为期权费的范围内，交易者均可获得一定利润。如市价为2250美元/吨，卖约定价格为2250美元/吨的看涨期权和看跌期权，数量相等，各得期权费50美元/吨，共得100美元/吨，当市价在2150美元/吨至2350美元/吨之间时，交易者总能获得部分利润。这种方法适用于市况比较平稳，不会发生大的上涨或下跌的情况，是一种高风险的投机策略。

为了适当减小风险，可采用卖出外价看涨期权和外价看跌期权的方法，扩大盈利范围，如市价为2250美元/吨时，可同时卖出相同数量的约定价格为2150美元/吨的看跌期权和约定价格为2350美元/吨的看涨期权，各得期权保险费13美元/吨，期权保险费总收入为26美元/吨。当市价在2150美元/吨至2350美元/吨之间时，期权不被执行，交易方净收入26美元/吨。当市价在2124美元/吨至2150美元/吨或2350美元/吨至2376美元/吨之间时，盈利介于0至26美元/吨之间。显然，这样操作盈利范围扩大，风险减小了，但盈利金额却减少了。

# 12. 期权加倍卖出策略

以前的期货期权搭配策略，特点是期货期权配合交易的数量一致。在对市场深入分析后，可采取更灵活的数量不一致的策略。在此只举其中一例。

[例7-10] 某年2月，某商人研究了期货市场的行情，当时市场上5月份铜期货价格为2400美元/吨；他估计铜价在未来

3 个月内会在 2400 美元/吨上下波动，于是他决定采用一种加倍卖出期权的方法，以获取赢利。他在市场上买入 1 手（此处以 1 手为例）5 月期货，价格 2400 美元/吨，同时他卖出两手 5 月份到期的看涨期权，约定价格也定为 2400 美元/吨，保险费收入 50 美元/吨。这样，当 5 月份期权到期时，只要当时 5 月期货价格在 2300 美元/吨至 2500 美元/吨之间，该商人将保证获得利润。这个范围是由约定价格  $\pm 2$  倍保险费 50 美元/吨得到的，我们分几种情况加以说明：

（1）当5月期货价格在2300美元/吨一2400美元/吨之间时，此时看涨期权不会被执行，而该商人在期货上有一部分损失。譬如当时5月份期货价格为2340美元/吨，则该商人的赢利为：保险费50美元/吨  $\times 2\times 25$  吨一期货损失60美元/吨  $\times 1\times 25$  吨  $=$  1000美元。在这个范围内，当价格下跌至2300美元/吨时，该商人赢利为零；当价格上升至2400美元/吨时，该商人期货上无损失，可净赚期权保险费，获利最高，可达2500美元（ $50\times 2\times 25$ $= 2500)$  。

（2）期权到期时，五月期货价格如果在2400美元/吨－2500美元/吨之间，则看涨期权将被要求执行。由于该商人已经以2400美元/吨的价格买入一手6月期货，因此在一手期权上他不亏也不赚，而另一手期权会有亏损。譬如5月期货价格为2460美元/吨，他先以2400美元/吨的价格向期权买方卖出一手期货

目录 第一章 期货交易概述 (1)