首页动力煤：煤价仍具向上动能，三季度有望超预期
海外供给：煤炭新建产能有限，俄乌冲突导致供需错配
煤炭新增产能增速下滑。根据IEA对海外主要煤矿项目梳理，测算2022-2025年新建煤矿投产产能分别为4100、7390、4535、 6460万吨，相较于2021年的1.44亿吨明显回落。 欧盟禁俄煤致供应短缺。 2022年8月11日，欧盟禁止进口俄罗斯煤炭的法案正式实施，2023年2月5日起，欧盟将禁止进口俄罗 斯包括柴油在内的成品油。2021年欧盟进口煤炭约1.1亿吨，其中约5100万吨来自俄罗斯。欧洲进口的俄煤大部分产自俄罗斯最 西部且靠近乌克兰的顿涅茨煤田，因运距问题短期内很难找到替代国，这部分煤炭供给预计将在全球供给中消失，预计2023年 将减少5000-6000万吨。
国内供给：新增产能有限，且受安全生产影响
(资料图片)
新批产能有限，且短时无法贡献产量。新建矿是增加供应的最主要形式。2020年煤价处在发改委的政策管控区间，煤炭供需基本 平衡，政策层面对于新增煤矿项目持谨慎态度，新批建煤矿项目大幅减少；2021年提出碳中和政策，煤企面对2030年的碳达峰目 标，投建新矿井的意愿明显减弱，资本开支主要用于矿井的维护以及机械化、智能化的更新替代，且新建矿基本需要3年左右， 短期无法供应更多产量。2020年以来新疆新批复产能明显增加，新疆煤炭大多就地消化，对内地煤炭供需影响不大。
核增产能增量有限，且同样需要时间。核增产能是增加供应的一种辅助形式，可以通过两种方式：一是对之前已生产但证照不全 的产能进行核增，可立刻释放产量；二是对原有矿进行改扩建或技改，但释放产量仍需要一定时间。2021年四季度的保供基本以 第一种方式为主，合计增加产能约2.2亿吨，但此类核增基本已是最大限度的挖潜，后续继续核增将以第二种方式为主。2022年以 来发改委多次提到全国要增加产能3亿吨，但投产时间尚不确定，2022年新批复产能仅3390万吨，2023年并未见新批产能。
2023年矿难频发，产能释放受约束。增产保供背景下，煤矿生产高负荷，采掘接续紧张的问题愈发突出。同时，2023年以来安全 事故频发，尤其内蒙阿拉善盟的特大矿难致使安监进一步收紧，各省纷纷展开安全生产大检查，国家矿山安全监察局对煤矿安全 专项整治活动将持续至2023年底，将对煤矿开工率存在制约，同时将会严厉打击黑煤生产。
进口煤：同比大增，环比增量有限，全年增量或有限
2023Q1进口量大增，存在低基数效应。2023年1-3月进口煤累计同比增长96.5%，进口量同比大增。主要原因：一是2022Q1基数较 低，疫情防控优化和海外煤价回调致进口大增；二是原定2023年4月1日起恢复进口煤炭关税，2023Q1或存在进口抢购现象。
分国别看，主要进口国环比增长已有限。2023Q1俄煤进口量同比+150.6%，环比+17.9%，印尼煤进口量同比+41.5%，环比-6.8%， 蒙煤进口量同比+486.6%，环比+9.8%。进口煤环比增长10.3%，环比增量已有限，且第一大进口来源印尼煤环比已下跌，蒙煤、 俄煤进口已达高位，通关和运输已遇瓶颈，且短期内国内煤价回落亦影响进口意愿。
全年增量或有限，进口冲击无需过度担忧。对比近几年Q1与全年进口量看，2023年Q1进口量明显高于2021和2022年Q1，但与2020 年Q1接近，而2020-2022年全年进口量均保持在3亿吨上下，我们预计全年进口量或在3.2亿吨左右，无需过度担忧进口煤冲击。
国内需求：新增火电装机&经济复苏，贡献用电增量
Q1经济复苏超预期。一季度GDP增速4.5%，基础设施投资增长8.8%，制造业投资增长7.0%，经济超预期回升；社会融资规模增量 为5.38万亿元，比2022年同期多7079亿元，刷新历史同期新高；4月28日政治局会议指出我国当前“需求收缩、供给冲击、预期 转弱”三重压力得到缓解，经济运行实现良好开局。
第一、二产业用电需求高增。一季度全社会用电量2.12万亿千瓦时，同比增长3.6%，其中一季度第一产业用电量265亿千瓦时， 同比增长9.7%；第二产业用电量1.38万亿千瓦时，同比增长4.2%。此外，随着新能源汽车渗透率、新能源设备陆续投入，新兴 产业快速发展也将促进用电需求。
新增火电装机支撑动力煤需求增长。新能源发电稳定性不足的问题愈发显著，火电成为兜底能源安全的最终屏障。2022年火电 核准5315万千瓦，新建火电进入窗口期，大功率火电机组将陆续投建，预计未来火电装机增长将带来煤炭需求增量。
炼焦煤：低库存且需求复苏，价格有望底部反弹
炼焦煤国内供给无明显增量
未来新增产能非常有限。一是炼焦煤用于“煤焦钢”产业链，成本可以向下游传导，政策层面对炼焦煤供给没有太多的支持倾 向，自2019年以来几乎没有批复过新产能，且煤炭保供核增等也只适用于动力煤；二是炼焦煤资源相对稀缺，且由于煤化程度 和地质因素，矿井多为埋藏较深的井工矿,新资源较少；三是碳中和大背景下，煤企对井工矿新投产意愿较弱。
未来可能存在减量。一是动力煤供给紧张时，炼焦煤企业受到政策的指导会降低洗选率，多产动力煤少产炼焦精煤；二是炼焦 煤因为煤质好埋藏深，更容易出现安全隐患，各地仍在对高危、冲击地压煤矿进行淘汰关停，如山东省要求省内涉及到千米以 下采面的相关矿井全部暂停生产；三是随着部分煤矿资源已经枯竭，出煤量逐渐减少。
产量增速明显低于动力煤。2022年国内炼焦煤产量4.9亿吨，同比+0.7%（同期动力煤+9.0%）；2023年1-3月炼焦煤产量1.2亿吨， 同比+1.2%（同期动力煤+4.9%）。保供政策主要针对动力煤，炼焦煤几乎无明显增量。
炼焦煤进口或以恢复疫情前水平为目标
澳洲炼焦煤时有通关，但量有限。澳煤被禁前，澳洲炼焦煤进口量占我国炼焦煤总进口量的40%以上，进口量在3000万吨左 右，2020年10月澳煤被禁后，进口量大幅下滑，2023年Q1澳炼焦煤进口量35.8万吨，澳煤进口时有通关，但量有限，国内炼 焦煤进口增量主要来自蒙煤和俄煤，考虑到蒙煤和俄煤对澳煤的替代，炼焦煤总进口或以恢复疫情前7000万吨水平为目标。
蒙煤单月进口已达高位，未来通关或受限。随着疫情防控优化，2022年以来蒙煤通关量逐渐恢复，2023年Q1三大口岸日均通 关在1000车高位，3月进口量继续增加或因原定于4月1日恢复进口煤关税，进口煤存在抢通关现象。蒙煤未来通关或将下降： 一是2023年3月8开始，甘其毛都口岸环保检查禁止监管区内露天堆放散煤，集装箱必须进入煤棚内翻箱作业，势必影响通关 效率；二是蒙古国正在实施煤炭电子交易与边境价格结算制度，口岸贸易企业进口积极性减弱。
俄煤进口大幅提升后，已遇运力瓶颈。欧盟禁运俄煤后，俄煤出口中国持续增加，2023年Q1中国进口俄罗斯炼焦煤高达712 万吨，同比+113.5%，环比Q4+14.9%。受西方制裁下，俄罗斯大力兜售煤炭，但自2022年9月以来，俄罗斯已出现运力不足问 题，俄罗斯东部地区运输基础设施相对落后，基础设施建设短期改善有限，预计俄煤进口难再有提升空间。
炼焦煤需求有望受经济复苏催化
钢厂开工率较高，焦煤库存低位。前期地 产稳增长政策频出，焦化厂和钢厂高炉开 工率维持上行趋势，钢厂开工率位于近5 年高点，炼焦煤需求预期有望改善。此外 钢厂及焦化厂的炼焦煤库存处于历史低位， 存在补库需求。
房地产仍是稳增长的重要选项。我国提出 GDP5%左右的增长目标，经济增长离不开 房地产的催化。1-3月份，我国商品房销 售额30545亿元，增长4.1%，其中住宅销 售额增长7.1%。房地产销售回暖将为房企 提供现金流，进一步提高地产开工率。
基建投资增速有望维持较高水平。基建仍 是稳增长重要抓手，此前政府多次强调全 面加强基础设施建设，基建投资增速一直 维持较高水平。1-4月我国建筑业PMI分别 为56.4%、60.2%、65.6%、63.9%，均远超 50%荣枯线。此外，我国“新基建”快速 发展，也将拉动钢铁需求。
煤价判断：短期止跌，经济复苏下煤价有望底部反弹
炼焦煤价格无需过度悲观，经济复苏下煤价有望回升。当前钢厂开工率维持高位，焦化厂和钢厂的炼焦煤库存持续下跌处于 历史底部，基建投资维持高位，房地产竣工好转，有望向开工传导，政府工作报告提出GDP增速为5%左右的目标，预计相应 的稳增长政策将在二季度落实和体现，政策利好持续发力，炼焦煤需求受益经济复苏，价格有望回升。
2023年供需紧平衡，价格有望底部反弹。截至2023年5月5日，峰景矿硬焦煤价格报255美元/吨，已连续三日回升，考虑到炼 焦煤库存低位，经济复苏下的需求改善，炼焦煤供给几乎无增量，2023年全年基本面或整体表现为供需紧平衡，煤价有望底 部反弹。
能源政策：维持推进碳中和，能源转型大幕开启
能源政策：能源安全&积极稳妥推进碳中和
能源安全与能源转型成关键词。《2023年能源工作指导意见》、二十大报告等重磅文件多次强调能源安全，要积极稳妥推进绿 色低碳转型，原油稳产增产，天然气较快上产，煤炭产能维持合理水平，加强煤炭安全托底保障，加强煤炭清洁高效利用，重 点控制化石能源消费。能源安全与能源转型成为政策关键词。
碳中和背景下，新建产能意愿受约束
双碳政策限制煤炭消费预期。2021年10月，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前 碳达峰行动方案》两份纲领文件发布，明确“十四五”时期将严控煤炭消费增长，2025年非化石能源消费比重达到20%左右， 2030年非化石能源消费比重达到25%左右，2060年非化石能源消费比重达到80%以上。
煤企新建产能意愿明显减弱。碳达峰、碳中和已成行业共识，远期煤炭需求的大幅下降必将对现在煤企新建产能产生负面影响。 一般煤矿开采期限为50年以上，且审批与新建煤矿时间长，短期内难出产量，新建矿已不是煤企最优选择。2020年以来，煤企 新建产能意愿大幅减弱，新能源新材料等能源转型已经开启。
预计未来新批产能受到严格控制。《2023年能源工作指导意见》明确原油稳产增产，天然气较快上产，煤炭产能维持合理水平， 《“十四五” 现代能源体系规划》要求加快推动落后煤矿关闭退出。煤炭在能源安全上起托底保障作用，预计未来新批建产能 将受严格控制，煤炭清洁高效利用将受政策支持。
高盈利下能源转型正当时
煤企开启高盈利，现金流充沛。煤炭行业持续高景气，在新增供给受约束情况下，煤炭供给有望维持偏紧格局，行业高盈利 有望长时间持续。2022年，重点煤炭上市公司归母净利达2450亿元，同比+53.1%，经营性现金流量净额4336亿元，同比 +21.3%，货币资金5576亿元，同比+15.2%。2023年Q1煤企盈利继续增长，重点煤炭上市公司归母净利634亿元，同比+5.7%， 经营性现金流量净额834亿元，同比+21.4%，货币资金6093亿元，同比+16.3%。
能源转型是煤企意愿与能力的匹配。煤炭行业景气上行，煤企盈利稳步提升，碳中和背景下，煤企煤炭主业资本开支意愿减 弱，煤企持有大量现金，行业高盈利持续支撑传统能源转型，为确保未来市场地位与竞争优势，能源转型已成煤企共识。同 时，煤炭清洁高效利用与低碳转型受到政策大力支持，能源转型是大势所趋，高盈利下煤企能源转型正当时。
中特估值：高分红&国资重地，传统能源拔估值
低估值、高分红&国资重地，板块有望整体提估值
低估值安全边际高。煤企未来伴随着煤价高位，盈利能力明显增强。根据对煤企2023年业绩预测，众多公司估值仅为4-5倍。
高分红成为趋势。随着煤价中枢维持高位，煤企没有太多新建矿的资本开支，高分红成为趋势，如中国神华2022-2024年度 现金分红比例由2019-2021年的不低于50%提高至不低于60%，陕西煤业分红比例承诺从不低于40%提升到不低于60%。
煤炭行业乃国资重地。28家煤炭上市公司中仅2家民企，煤炭行业是典型的国资重地。高分红、低估值，煤企股息率高企， 众多公司股息率在10%以上，“中特估值”政策下，煤炭股高胜率和安全性兼备，板块有望整体提估值。
煤炭行业高ROE、低PB，估值折价明显
PB-ROE角度，煤炭行业明显处于其他行业PB-ROE均衡线以下。考虑到煤炭的周期属性，从市净率角度出发，对煤炭行业 等28个行业现阶段市净率（PB-LF）和ROE-TTM进行回归分析，发现煤炭行业位于PB-ROE均衡线的下方，且距离均衡线比 较远，表现出高ROE，低PB的特点，估值折价明显。通过回归分析，当前煤炭行业21.7%的ROE对应市净率应为3.33，截至 2023年5月5日，煤炭板块实际市净率仅1.26，市净率估值折价62.1%，相比其他行业存在明显的估值修复机会。
煤炭行业ROE处于历史高位，但市净率仍处于低位。对2003-2022年煤炭行业PB-ROE进行回归分析，2017-2022连续六年 PB-ROE都位于均衡线以下，且2022年进一步远离均衡线，当前板块处于“高ROE、低PB”组合阶段，盈利估值性价比突出， 估值存在明显折价。当前ROE已处近20年高位，但PB仍处低位，当前ROE对应的PB应为3.47，实际PB折价63.7%。
中国神华估值演绎提估值逻辑
长协价格稳定、比例提升—煤企盈利确定—估值重构逻辑凸显。2022年，年度长协基准价675元，较2020-2021年的535元大 幅提升，2022年以来，动力煤年度长协价格高位稳定。比例方面：随着发改委对煤炭中长期合同监管工作的重视，2022年 电煤中长期合同比例逐渐提升。长协价格稳定、比例提升，煤企盈利有望高位确定，确定性逻辑带来估值重构。
中国神华周期属性弱化&高分红带来估值重构。2020年以前，中国神华估值始终低于煤炭板块。中国神华体量较大， 具有 “煤电路港航化”一体化经营模式，中国神华经营稳健性高于行业，业绩相对稳定。2010-2020年，中国神华PE始终低于整 个煤炭板块，部分年份弹性远不及煤炭板块。2021年下半年，中国神华估值偏低的逻辑发生了反转，2021年11月以来中国 神华PE基本都高于板块PE。2023年5月5日，中国神华PE为8.57倍，煤炭板块平均PE为6.64倍，中国神华高29.1%，PE差距 进一步拉大。中国神华盈利稳健&高分红带来估值重构。
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