2023年煤炭行业2024年投资策略：穿越风雪，拥抱煤炭

煤价走势回顾：煤价底部区间逐渐明确，Q4 价格中枢已然抬升

2020 年下半年以来，供需矛盾爆发，煤炭价格上行，在迎峰度冬、迎峰 度夏等时间段迭创新高，发改委增产保供以及限定中长期合同交易价格 和市场价格政策频出，干扰市场预期并加剧短期供需紧张局面，价格剧 烈波动。2021 年煤炭价格中枢攀升到 1000 元以上并运行至今，行业高 景气展露无遗。

2020 年下半年煤价逐步上行：疫后经济恢复，叠加海外订单回流，下游 需求向好，供给相对紧缺，煤炭价格上行；

2021 年上半年煤价冲高回落：冷冬用煤旺季煤价冲破 1000 元，春天淡 季价格回落，伴随节后复工复产，叠加二季度迎峰度夏补库需求，价格 稳步抬升；

2021 年下半年煤价过山车：7 月后煤炭下游生产恢复，叠加夏天需求旺 季，电厂库存低、价格强势上涨，冲高到 2500 元/吨以上；随后，政策 调控密集落地，同时增产煤矿开始放量，煤价快速回落；

2022 年上半年煤价再上台阶：春节保供、冬奥会能源储备，叠加 2 月份 气温偏低影响，需求向好，煤价震荡上行；俄乌冲突给全球能源市场带 来巨震，海外煤炭价格急速冲高，同时国内煤炭中长期交易价格限制区 间明确后，市场煤价格快速攀升，之后在增产保供和哄抬价格政策层层 加码影响下，煤炭价格运行 1200 元左右，并窄幅波动；

2022 年下半年煤价再度上涨：“金九银十”行业旺季到来，建材、冶金、 化工煤需求改善，加上海外煤价维持高位，叠加产区疫情影响，煤价稳 步拉涨到 1500 元/吨以上。后伴随保供力度加大，煤价回落至 1200 元/ 吨左右。

2023 年煤价或探底结束：今年以来煤价震荡下行，一度下探到 750 元/ 吨附近。“金九银十”非电煤旺季到来，钢铁、化工用煤超预期增长，叠 加产地安全事故频发，煤价再次冲高至 1000 元/吨以上。

2023 年前三季度回顾：盈利下滑，资产质量提升

2023 年前三季度业绩同比下滑。中信煤炭板块所涉 34 家煤炭上市公司， 2023 年前三季度合计实现营业收入 11000 亿元，同比下降 9%；如果剔 除对行业影响较大的中国神华，33 家煤炭上市公司，2023 年前三季度 合计实现营业收入 8475 亿元，同比下降 11%。34 家上市公司 2023 年 前三季度实现扣非归母净利润 1478 亿元，同比下降 25%；如果剔除中 国神华，33 家上市公司，2023年前三季度合计实现扣非归母净利润1000 亿元，同比下降 28%。2023 年煤价中枢下降，公司整体营收以及扣非 归母净利润规模同比下滑。

2023Q3 单季度业绩环比下降。2023 年三季度，34 家上市公司单季度 的营业收入为 3545 亿元，环比下降 1%，同比下降 12%；实现扣非归 母净利润 417 亿元，环比下降 7%，同比下降 33%。

管理费用率同比上涨，前三季度期间费用增长。从绝对值来看，34 家公 司 2023 年前三季度期间费用累计 636 亿元，同比增长 2%。其中，销售 费用 80 亿元，同比下降 6%；管理费用 429 亿元，同比增加 7 %；财务 费用 126 亿元，同比下降 8%。从相对值来看（算数平均），2023 年前 三季度期间费用率 9.0%，同比上涨 1.3 个百分点，其中，销售费用率 0.7%，同比上涨 0.1 个百分点；管理费用率 6.3%，同比上涨 1.1 个百分 点；财务费用率 1.9%，同比上涨 0.1 个百分点。

Q3 管理费用率环比增长，期间费用环比小幅增长。从绝对值来看，34 家公司 2023 三季度期间费用为 234 亿元，环比增长 10%，同比增长 12%。从相对值来看（算数平均），2023 三季度期间费用率 12.3%，环 比上涨 4.5 个百分点，同比上涨 4.2 个百分点。

煤价中枢下移，经营质量下降。从销售毛利率来看，34 家上市公司 2023 年前三季度平均值为 26.5%，同比下降 3.7 个百分点，其中有 6 家公司 毛利率同比好转；从销售净利率来看，34 家上市公司 2023 年前三季度 平均值为 12.6%，同比下降 3.4 个百分点，其中有 7 家公司净利率同比 好转；从 ROE 来看，34 家上市公司 2023 年前三季度均值为 8.3%，同 比下降 6 个百分点，其中有 2 家公司 ROE 同比好转 。

从销售毛利率来看，34 家上市公司 2023 三季度平均值为 23.8%，环比 下降 9 个百分点，同比下降 4.5 个百分点；从销售净利率来看，34 家上 市公司 2023 三季度平均值为 9.4%，环比下降 8.6 个百分点，同比下降 4.6 个百分点；从 ROE 来看，34 家上市公司 2023 三季度均值为 1.7%， 环比下降 4 个百分点，同比下降 2.5 个百分点。

前三季度产销量稳中有增。主业为煤炭开采业务的 21 家公司 2023 年前 三季度产量为 8.28 亿吨，同比增加 3.4%；销量 9.64 亿吨，同比增长 4.5%。如果剔除中国神华，20 家上市公司 2023 年前三季度产量为 5.86 亿吨，同比增加 3.7%；销量 6.31 亿吨，同比增加 3.0%。其中安源煤业、 昊华能源、永泰能源产销量增长均超过 10%。

Q3 产销量环比增长，安检影响较为有限。主业为煤炭开采业务的 21 家 公司 2023 三季度产量为 2.90 亿吨，环比增加 5.6%，同比增加 1.5%； 销量 3.51 亿吨，环比增长 12.3%，同比增长 2.3%。如果剔除中国神华， 20 家上市公司 2023 三季度产量为 2.08 亿吨，环比增长 7.6%，同比增 加 0.4%；销量 2.36 亿吨，环比增长 16.8%，同比减少 3.2%。

吨煤毛利率依然超过 40%，盈利维持高水平。21 家上市公司 2023 年前 三季度煤炭的平均销售价格为 657 元/吨，同比下降 14%；平均销售成 本 387 元/吨，同比下降 3%；平均毛利 269 元/吨，同比下降 26%；毛 利率 41%，同比下降 7 个百分点。

20 家上市公司 2023 三季度煤炭的平均销售价格为 570 元/吨，同比下 降 19%；平均销售成本 336 元/吨，同比下降 3%；平均毛利 234 元/吨， 同比下降 35%；毛利率为 41%，同比下降 10 个百分点。

有息负债同比下降，债务结构持续改善。34 家上市公司 2023 年前三季 度经营性现金流合计为 2284 亿元，同比减少 28%；有息负债 4564 亿 元，同比下降 5%；资产负债率平均为 51%，同比下降 0.4 个百分点。如果剔除中国神华，经营性现金流合计为 1537 亿元，同比减少 32%； 有息负债 4150 亿元，同比下降 1%；资产负债率平均为 51.7%，同比下 降 0.4 个百分点。

资本开支有增长。34 家上市公司资本开支连年提升，2023 年前三季度 资本开支合计 916 亿元，同比增长 38.9%，剔除神华后资本开支合计 为 655 亿元，同比增长 36.4%。

2024 年展望——供需结构性矛盾强化，煤价依然强势

供给增长乏力，结构性短缺凸显。1）供给增长乏力：主产地产量增速已 放缓。2021 年国家开始强力推进增产保供工作，其中 2021-2022 年原 煤产量增速分别达到 4.7%、9.0%；高强度、超负荷生产不可长期维系， 安全生产事故频发佐证供给乏力现状，2023 年 1-10 月原煤产量 38.3 亿 吨，同比增长 3.1%，增速相较于前两年明显下滑。其中内蒙古同比增长 0.6%、陕西同比增速 1.6%，主产地产量增速放缓，疲态尽显。2）结构 短缺凸显：高品质煤源或日益不足。强力增产保供政策带来煤炭品质下 降负面影响，煤炭生产端原煤入洗率连续两年下滑，洗精煤供应边际减 少；中间运输端电煤占比持续攀升，下游库存结构逐渐改变，化工、建 材等高卡煤占比持续下滑；终端库存端下游电厂库存与可用天数出现背 离，热值下降问题凸显。3）进口煤炭补充：结构性短缺弥补有限。为应 对煤炭品质下降的问题，进口煤成为重要选择，一方面：国外高卡、低 硫优质动力煤备受下游市场的追捧，从而推高了进口动力煤的比例， 2023 年 1-9 月进口动力煤比例逐步扩大、褐煤比例大幅下行；另一方 面：进口炼焦煤面临高价格难题。全球焦煤需求向好，以澳大利亚炼焦 煤为代表的优质炼焦煤，价格一直处于高位震荡，2023 年以来显著高于 国内炼焦煤价格，从而压制进口量。

需求韧性不减，煤炭价格仍强势。需求恢复持续性与边际改善超预期。 1）需求前置，坑口港口价格倒挂。今年二季度以来主产地坑口价格与秦 皇岛港口价格出现倒挂并一直延续至今，港口市场煤供应收窄。山西、 陕西作为全国最优质的煤炭主产区，在响应国家深化煤炭产业链、煤电 一体化、煤炭及煤化工一体化政策号召下，近年来化工、电力等用煤需 求呈现逐年增长态势，坑口用煤采购增加、需求前置迹象明显，对坑口 价格形成明显支撑。2）需求回暖，下游需求复苏未完。三季度以来化工、 钢铁等领域市场煤需求同比保持高增长，对煤炭价格形成较强支撑。10 月份北方“迎峰度冬”暖季到来，电厂补库需求释放，带动需求向好， 复苏势头有望延续。3）需求共振，煤油联动震荡上行。全球原油价格带 动煤炭价格波动，长期以来二者价格趋势虽偶有背离，但基本一致。当 前原油价格高位震荡格局有望延续，国际煤炭价格触底反弹，当前距离 近两年高点仍然具有较大上涨空间。

供需结构性矛盾强化，煤价易涨难跌。表观数据失真，市场供需现状并 没有想象中宽松，结构性供需紧张或将长期维持。供需平衡表失灵，坚 定信心，拥抱煤炭行业高景气红利。

供给增长乏力：主产地产量增速已放缓

2023 年 1-10 月，全国原煤产量 38.3 亿吨，同比增加 3.1%，其中山西 实现原煤产量 11.3 亿吨，同比增加 5.1%；内蒙古实现原煤产量 10.0 亿 吨，同比增加 0.6%；陕西实现原煤产量 6.3 亿吨，同比增加 1.6%；新 疆实现原煤产量 3.5 亿吨，同比增加 6.6%。晋、陕、蒙、新四大主要煤 炭产地前 10 个月原煤增速均同比放缓，其中内蒙古、陕西原煤产量同比增速均低于 2%，低于全国平均水平，主产地原煤增长遭遇瓶颈，增产潜 力不足。2023 年前三季度晋陕蒙新四省原煤产量占比约为 80%，基本 保持 2022 年水平。

产量增长乏力，表现一：开采力度加大，煤矿生产已出现疲态。 根据煤炭工业协会数据，2021-2023 年大型煤企的月均掘进水平分别为 155 米、151 米、154 米，较以往年份提高明显。同时，一般情况下掘进 水平从年初到年终基本保持连续提升趋势，但 2023 年 8 月掘进水平首 次在 8 月份出现环比下滑，或表明煤矿生产已出现疲态。

产量增长乏力，表现二：中小煤企产量增速回落。 中小煤企成为增产主力，高增速无法持续。根据煤炭工业协会数据，2021、 2022 年中小煤企原煤产量增速分别达到 13.16%、21.04%，远超全国原 煤产量增速。增产保供大背景下，中小煤企普遍存在超能力生产现象且 易发生安全生产事故，不可长期持续，2023 年 1-8 月中小煤企原煤产量 增速为 4.78%，较前两年大幅回落。

产量增长乏力，表现三：超量核增产能被撤销。

产能核增超量，贡献超 70%新增产量。2021 年以来国家强力推进增产 保供工作，其中产能核增是见效最快的增产手段，据梳理：2021-2022 累 计核增产能 5.7 亿吨/年，其中 2021 年核增 3.1 亿吨、2022 年核增 2.6 亿吨（内蒙古核增 9560 万吨、陕西核增 6410 万吨、新疆核增 5510 万 吨、山西核增 4320 万吨）。值得注意的是，2022 年产能核增远超过官 方目标。2022 年 4 月 20 日国务院常务会议中提出 2022 年实现增产 3 亿吨目标，其中 1.5 亿吨通过新建矿井投产实现，1.5 亿吨通过产能核 增、停产煤矿复产等方式实现，但 2022 年产能核增 2.6 亿吨，远超计划 目标。预计 2021-2023 年原煤产量合计增长 7.9 亿吨，其中核增产能贡 献增量超过 70%。

安全事故频发，“带病”产能被撤销。在增产保供的政策压力下，煤炭企 业普遍存在“先上车后补票”的问题，安全生产条件、环保标准不达标 盲目生产，虽然可以短期内大幅增加产量，但也大大增加了矿难风险， 2023 年以来，煤矿安全生产事故频发，以陕西地区为例，2023 年 1-10 月国家矿山安全监察局陕西局公告矿山安全事故 129 起，涉及煤炭产能 25126 万吨，涉及矿山数量和规模大幅领先于 2020-2022 年（2022 年 33 起安全事故、5340 万吨）。安全生产事故频发，导致煤矿安全生产条 件、环保标准被重新、从严审定，部分不具备产能核增条件的“带病” 煤矿，其核增产能被“撤销”并退回至原有产能。例如：2023 年 4 月国 家矿山安全监察局发布《关于对问题严重露天煤矿处置决定的函》，决定 对问题严重的 30 处煤矿立即撤销产能核增文件或中止产能核增手续， 退回至原有产能，涉及核增产能 2355 万吨/年。

结构短缺凸显：高品质煤源或日益不足

近年来，我们国家执行针对电厂的中长期合同煤机制，针对非电厂用户 则实行市场煤定价制度。动力煤中长协机制虽然有力保障了电厂的用煤 需求，但限价销售却也一定程度上损害了煤炭企业的利益，在长协履约 “重量不重质”的监管背景下，通过灵活手段合理规避价格限制、获得 更多的销售利润，成为市场普遍共识，但也导致煤炭品质出现下降。煤 炭品质下滑的三大表现：

煤企生产端：我国原煤入洗率自 2021 年以来连续两年下降，入洗原煤 不足导致洗精煤产量整体偏低，高卡优质动力煤供给相对减少。2023 年1-8 月大型企业洗精煤产量占比为 31.3%，同比下降 5.1PCT，相较于 2019、2020 年下降明显。

中间运输端：受增产保供政策影响，自 2022 年 5 月发改委发布限价政 策之后，铁路运量中电煤占比快速攀升，导致港口库存中化工、建材等 高卡煤占比下滑，我国库存结构逐渐改变。

终端库存端：我们以沿海八省终端数据为依据，研究发现 2022 年终端 库存与可用天数变化趋势基本一致，但 2023 年终端库存与可用天数变 化出现背离，具体而言 2023 年二月上旬至三月上旬、六月上旬至中旬 库存同比大幅上升而可用天数同比大幅下降。动力煤热值下降问题，或 是下游终端库存与可用天数背离的主要原因。

进口动力煤占比提升，昭示热值下滑。2023 年 1-9 月进口动力煤比例逐 步扩大、褐煤比例大幅下行，其中 7 月份褐煤占比 29%，相比于过去四 年高点（2020 年 12 月，52%）大幅下降 23PCT；动力煤占比达到 41%，创近年来新高。澳大利亚作为全球最优质的动力煤出口国，其 2023 年 1-10 月出口到中国的动力煤 3696 万吨，占澳洲出口到中国煤炭总量的 95%，昭示中国市场对优质动力煤的旺盛需求。为应对煤炭热值下降的 问题，进口煤成为重要选择，国外高卡、低硫优质动力煤备受下游市场 的追捧，从而推高了进口动力煤的比例。

国内优质炼焦煤或面临长期缺口。 一方面，国内炼焦煤供应存在长期产能欠账。十三五供给侧改革以来， 我国新批建炼焦煤矿井屈指可数，发改委 2011 年以来批复矿井 185 座、 产能 93560 万吨/年，其中炼焦煤矿井 33 座，产能 11710 万吨/年，占 比仅分别为 17.84%、12.52%，未来能够投产的新建矿井十分有限。企 业现有炼焦煤资源不断衰减，精煤洗出率已经出现下滑，2023 年 1-9 月 山西炼焦煤精煤洗出率为 31.90%，较 2018 全年连续下滑近 9.45pct， 面对不断向下延伸的开采面，资源可获得性越来越差。我们认为国内炼 焦煤供应面临持续收窄的局面，未来或无充足的炼焦煤可用。 另一方面，进口炼焦煤面临高价格难题。全球焦煤需求向好，澳大利亚 炼焦煤出口下滑。2023 年 1-9 月全球高炉生铁产量同比提高 1.69%，其 中中国、印度同比分别增长 3.07%、8.23%，全球生铁产量同比向好， 对优质焦煤需求不减。同时澳大利亚由于环保以及暴雨天气影响，炼焦 煤出口量自 2019 年以来下滑明显，导致全球优质焦煤更为稀缺。以澳 大利亚炼焦煤为代表的优质炼焦煤，价格一直处于高位震荡，2023 年以 来显著高于国内炼焦煤价格，从而压制我国进口量。

需求韧性不减：恢复持续性与边际改善

需求前置，坑口港口价格倒挂。今年二季度以来，山西、陕西、内蒙古 煤炭主产地坑口价格与秦皇岛港口价格出现倒挂并一直延续至今，其中 陕西地区倒挂明显，坑口-港口倒挂价差一度高达 176.95 元，平均价差 107.35 元/吨（时间范围 4 月-9 月，山西 44.41 元/吨、内蒙古 40.95 元 /吨）。价格倒挂，发一吨亏一吨，严重降低主产地市场煤供应意愿，压缩 港口市场煤供应规模。山西、陕西作为全国最优质的动力煤主产区，在 响应国家深化煤炭产业链、煤电一体化、煤炭及煤化工一体化政策号召 下，化工、电力等用煤需求呈现逐年增长态势，坑口用煤采购增加、需 求前置迹象明显，对坑口价格形成明显支撑。面对今年不断趋严的安全 检查形势，主产地供应边际收窄，坑口价格坚挺得以强化。

需求回暖，下游需求复苏未完。市场煤需求或非长协用煤需求是煤炭价 格强弱的核心变量。三季度以来化工、钢铁等用煤需求同比保持高增长， 对煤炭价格形成较强支撑。化工：以 CCTD 化工行业周度耗煤量数据为 例，7 月份以来化工行业周度耗煤量始终维持在 550 万吨以上高位，大 幅领先于 2021、2022 年。钢铁：以 WIND 全国 247 家日均铁水产量数 据为例，7 月份以来日均铁水产量数据维持在 240 万吨以上高位运行， 明显高于 2021、2022 年。建材：以钢联水泥熟料产能利用率数据为例， 8 月份水泥熟料产能利用率已经触底，9 月份至今产能利用率回升态势 延续。电力：以 CCTD 沿海八省样本电厂耗煤数据为例，10 月份北方供 暖季陆续到来，补库需求释放，带动市场煤需求向好。因此，煤炭下游 需求复苏势头有望延续，有望持续超预期，韧性较强。

需求共振，煤油联动震荡上行。全球原油价格带动煤炭价格波动，长期 以来二者价格趋势虽偶有背离，但基本一致。当前原油价格高位运行， 一度再次回到 100 美元/桶附近，相比于 6 月低点大幅上涨近 50%，高 位震荡格局有望延续。国际煤炭价格纽卡斯尔 NEWC、理查德 RB、欧 洲 ARA 港价格已经确认触底反弹，当前距离近两年高点仍然具有较大 上涨空间，北半球“迎峰度冬”煤炭消费旺季催化下，煤炭价格有望继 续上行。

编辑：火腿肠