2023年煤炭开采行业2024年投资策略：稳中求进，价值和弹性兼备

一、2023 年回顾：煤价“V”型，煤炭板块连续三年跑 赢大盘

经历连续2年煤炭价格快速上涨后（2021年和2022年港口5500大卡动力煤平均价格 分别达到1020元/吨和1268元/吨，相比2017-2020年的560-650元/吨均价大幅提升）， 进入2023年上半年，煤价总体表现弱势，由于海外能源供需趋于宽松，国内地产行 业景气下行非电需求回落以及进口增加等多方面原因，市场煤价下滑明显，但动力 煤和炼焦煤的长协价格相对市场价更为坚挺。 下半年来，各煤种价格普遍企稳回升，其中港口5500大卡动力煤价在800-1100元/吨 之间波动，主要由于国内宏观经济预期改善，电煤季节性需求增加，化工、钢铁、建 材等非电需求也有回升。而供给端由于煤矿相关事故较多，安监趋严产量受限，进 口煤量高位回落。由于煤价表现强势好于预期，下半年来煤炭板块表现抢眼，连续 第三年跑赢大盘。 2023年煤炭市场的波动表明，尽管面临不确定的海外市场，国内煤炭需求具备韧性、 供给制约的特征仍显著。

（一）煤价：下半年来各煤种市场价普遍回升，长协价表现更为坚挺

1. 市场煤价：上半年总体弱势，6月中旬以来煤价普遍企稳回升，焦煤表现更强

（1）动力煤：年初以来，港口均价下跌24%，下半年来煤价明显回升。根据Wind数 据，截至11月24日，秦皇岛港5500千卡动力煤价格937元/吨，较年初下跌19.8%。 年初以来均价969元/吨，较去年全年均价下跌23.7%。其中Q1-Q3均价分别为1129、 914和866元/吨，Q4以来均价972元/吨，环比Q3均价回升12.3%。 年初-2月中旬：国内煤矿生产强度较高，加上春节前后需求回落，北方港口库存累积 至历史同期高位，秦皇岛港5500大卡动力煤价从22年底的1169元/吨下跌至2月13日 的990元/吨。 2月下旬-2月底：受阿拉善左旗露天煤矿特大事故影响，产地煤矿安监力度加大、预 期增强，港口煤价小幅回升至2月27日的1189元/吨。

3月初-6月中旬：由于国内产量、进口量有序增长，电厂进入消费淡季，而下游非电 需求贡献不足，煤价总体呈现弱势。特别是5月下旬以来，各环节库存持续攀升，港 口煤价加速回落至6月12日的759元/吨。 6月下旬-7月中旬：迎峰度夏带动电煤需求回暖，山西代县铁矿瞒报事件导致国内煤 炭行业安监力度强化，主产地供给环比回落，叠加印尼部分中小煤矿亏损减产，港 口煤价企稳回升至7月19日的875元/吨。 7月下旬-8月中旬：台风影响下各地气温有所回落，同时由于来水好转，火电日耗同环比均有下降，期间港口煤价小幅下跌至8月18日的802元/吨。 8月下旬-10月上旬：陕西延安、贵州六盘水地区煤矿先后发生重大事故，煤矿安监 力度进一步增强，非电需求中钢铁、化工表现较好，开工率和补库积极性提升，叠加 印度火电煤耗超预期增长，港口煤价上涨至10月10日的1038元/吨。 10月中旬以来：10月进入电煤消费处于淡季，加上水电出力恢复，火电表现转弱， 非电需求也有小幅下降。供给端，安监影响边际减弱，煤矿开工有所恢复。行业供需 整体偏宽松，港口、电厂等环节垒库，港口煤价回落至11月6日的923元/吨。近期， 北方地区已正式进入供暖季，火电日耗回升，港口库存逐步回落，市场煤价有小幅 回升。

（2）炼焦煤：年初以来，港口均价下跌21%，下半年价格表现较动力煤更强。根据 Wind数据，截至11月24日，京唐港主焦煤库提价2630元/吨，较年初下跌4.4%。年 初以来均价2236元/吨，较去年全年均价下跌21.3%。其中Q1-Q3均价分别为2514、 1936和2127元/吨，Q4以来均价2470元/吨，环比Q3均价回升16.1%。 虽然上半年价格弱势，但下半年以来，国内铁水产量维持高位，海外印度钢铁需求 也较好，而供给端山西瞒报事故倒查以及近期的11.16永聚煤业火灾事故，产地安监 趋严，优质焦煤供给受影响较大。港口和产地焦煤价格明显回升，目前已接近年初 高点。

2. 长协煤价：各煤种均价降幅明显小于市场煤价，Q4以来均有回升

动力煤：根据Wind数据，11月年度长协价为713元/吨，环比10月上调4元/吨，较年 初下跌2.1%。年初以来均价714元/吨，较去年全年均价下跌1.0%或8元/吨。在市场 煤价弱势的情况下，长协价格基本保持平稳。Q1-Q3港口5500大卡动力煤年度长协 价分别为726、717和701元/吨，Q4以来均价711元，环比Q3均价回升10元/吨。 炼焦煤：1-5月长协价格维持去年Q3的水平，6月主流长协下跌500-600元/吨，Q3局 部长协继续下调50-100元/吨，Q4长协普遍回升150-200元/吨。根据中价新华山西焦 煤长协指数，截至11月14日，新华山西焦煤长协指数报1546点，较年初下跌12.6%。 年初以来均值1570点，较去年全年均值下跌8.6%。焦煤长协调价频率相比市场煤价 较为滞后，对市场价也形成了支撑作用。

3. 海外煤价：年初以来动力煤价跌幅较深，澳洲焦煤价格持续高于国内

动力煤：11月17日澳洲NewCastle动力煤（6000大卡）现货价125美元/吨，较年初 下跌68.5%。年初以来均价175美元/吨，较去年全年均价下跌43.5%。11月23日澳洲 5500大卡煤价92.5美元/吨，较年初下跌31.0%。年初以来均价105美元/吨，较去年 全年均价下跌39.8%。跌幅均高于国内秦港动力煤价（年初以来下跌19.8%、年初以 来均价较去年均价下跌23.7%）。从国内外价差看，目前印尼、澳洲进口动力煤均有 一定优势。 炼焦煤：11月24日澳洲峰景矿FOB报价、11月23日甘其毛都口岸蒙古进口原煤和精 煤分别为319美元/吨、1720元/吨和2100元/吨，较年初分别上涨11.8%、上涨8.2% 和上涨5.0%。年初以来均价分别为292美元/吨、1411元/吨和1756元/吨，较去年全 年均价分别下跌19.2%、下跌25.1%和下跌23.7%，而国内港口焦煤年初以来下跌 4.4%、年初以来均价较去年均价下跌21.3%。从国内外价差看，澳洲焦煤年初以来 平均价格优势为-175元/吨（高于国内价格）。

（二）需求：火电需求稳健增长，下半年来非电需求也有改善

根据国家统计局数据，前10月总发电量、火电、水电、粗钢、水泥产量累计同比增 速分别为+4.4%、+5.7%、-7.1%、+1.4%和-1.1%。考虑到2022年同期基数较低，测 算2023年前10月相比21年同期的2年复合增速分别为发电量+3.3%/火电+3.2%/水 电-2.6%/粗钢-0.4%/水泥-6.3%。与上半年相比，下半年以来下游需求提速较为明显 （前6月的2年复合增速分别为发电量+2.2%/火电+1.7%/水电-3.7%/粗钢-2.7%/水泥 -7.2%）。 其中，10月全社会用电量和工业用电量同比分别增长8.4%和8.6%，总发电量、火电、 水电、粗钢、水泥产量累计同比增速分别为+5.2%、+4.0%、+21.8%、-1.8%和-4.0%， 其中火电在水电出力恢复的情况下，仍实现4%以上增长。

（三）供给：产量增速高位回落，9 月以来进口煤量环比开始减量

2023年上半年煤价弱势的重要因素之一是供给增速超预期，特别是进口量增长较快。 而下半年以来，由于安监趋严，国内产量增速回落，进口量环比也有减量。 产量：安监常态化背景下原煤产量增长趋缓，前10月产量增速收窄至3.1%。2022年 全国原煤产量45.6亿吨，同比增长10.5%。从产地来看，晋陕蒙新四大主产区原煤产 量分别为13.1/7.5/11.7/4.1亿吨，同比增长分别为8.7%/5.4%/10.1%/28.6%；23年前 10月全国原煤产量38.3亿吨，同比增长3.1%，其中10月全国原煤产量3.9亿吨，同比 增 长 3.8% ， 环 比 下 降 1.1% 。 从 产 地 来 看 ， 前 9 月 晋 陕 蒙 新 增 速 分 别 为 4.5%/1.3%/0.7%/ 8.4%，其中9月增速分别为5.1%/1.1%/-3.7%/-3.2%，内蒙和新疆 产量同比回落。 进口：年初以来总体进口煤量高增长，9月以来逐步回落，10月环比下降15%。今年 以来，由于前期进口煤发运利润较高、澳煤进口恢复、海外市场煤炭需求转弱以及 去年同期低基数影响，总体进口煤量超预期。前10月全国煤及褐煤进口量为3.84亿 吨，同比增长66.7%。其中10月进口量为3599万吨，同比增长23.3%，环比下降14.6%。 从国家来看，前10月印尼、俄罗斯、蒙古和澳大利亚进口煤量分别为1.81亿吨、8720 万吨、5405万吨和3944万吨，同比增长分别为31.8%、61.4%、141.4%和1281.3%。

（四）股价：22 年以来煤炭正在从周期走向价值，连续三年跑赢大盘

22年政策端开始加大煤价的管控力度，长协比例（动力煤和炼焦煤）持续提升，市 场价的变化不是阶段性影响股价走势的最重要因素，更重要的是中长期煤炭供给和 需求趋势，以及长协价格的安全边际。虽然需求预期持续悲观，但股价受政策友好、 低估值、供给制约等长期价值因素影响更大。 由于行业景气上行，煤炭上市公司业绩和现金流持续改善，加上估值整体较低，过 去2年煤炭板块涨幅居市场前列。其中2021年煤炭（中信）板块涨幅达到45%，跑赢 大盘40pct，排名所有行业第四；2022年板块涨幅达到29%，跑赢大盘44pct，位列 所有行业第一。2023年以来，煤价中枢虽有回落，但由于宏观预期向好、煤企业绩 稳健性较强，龙头公司股息率高，年初以来板块累计上涨10.5%，跑赢上证指数和沪 深300分别为12.1pct和19.1pct，连续三年跑赢大盘。其中，恒源煤电、潞安环能、 山煤国际及淮北矿业等公司今年涨幅达30%以上。

二、2024 年展望：供给增速或进一步回落，需求兼具 韧性和弹性

（一）产能：东中部地区煤矿资源衰减，核心产区新增产能相对有限

2015年以来，我国原煤产量从37.5亿吨增长至45.6亿吨，CAGR达2.8%，但增量主 要集中在山西/内蒙/陕西/新疆，非核心区面临资源枯竭、产能持续退出的情况。根据 国家统计局的数据，2022年晋陕蒙新四大主产区合计原煤产量36.4亿吨，较2015年 增长45.0%或11.3亿吨。相比之下，非核心区产量同期减少25.7%或3.2亿吨。 尽管2021年以来煤价高位运行，但新核准产能规模总体较小。根据国家发改委及能 源局网站整理，2020-22年新批复煤矿项目产能分别为4460万吨、1920万吨和2990 万吨。2023年以来，国家发改委及能源局尚未披露新核准项目。而从全国煤炭交易 中心网站新闻来看，2023年国家发改委已批复内蒙鄂尔多斯、陕西宝鸡、甘肃等地 部分总体规划项目，涉及产能达7500万吨以上，不过由于总规项目分为多期，建设 投产周期较长。

从上市公司来看， 根据Wind数据，2022年末CS煤炭开采行业在建工程总额1125亿 元，较2021年末下降5.4%，延续下行趋势，而行业资本开支虽有回升，但仍低于前 周期高点。 总体来看，随着2019年及以前核准的煤矿陆续投产，保供背景下获得核增产能的煤 矿过去几年已经在贡献产量，未在限定时限内完成核增产能必备手续的煤矿还有退 回核增前产能的风险。而近三年来核准新矿产能规模较小，建设投产周期较长，预 计未来三年我国煤炭开采行业新增产能相对有限。

（二）产量：安监常态化影响加大+新增产能有限，预计 24 年国内产量增速或继续回落

2021年以来煤炭增产保供政策执行成效明显，回顾近三年的数据，月度原煤产量高 位波动，日均产量维持在1260万吨以上的保供产量目标并不容易。特别是近2年来煤 矿安全事故发生次数及伤亡人数也有所反弹，产地煤矿安监压力加大，部分赋存条 件复杂、存在安全隐患的煤矿开工受限，影响部分产量释放。再加上新增产能规模 有限，预计24年国内产量增速或进一步回落。

1. 分区域：23年核心产区增量较前2年普遍下滑，安监因素影响加大

供给侧改革以来，由于去产能和资源衰减等影响，东中部及西南地区产煤省区煤炭 产量下滑明显，目前煤炭生产向晋陕蒙新集中趋势明显（产量占比从2015年的68% 提升至近2年的81%），而近几年煤炭产量增量也主要来自晋陕蒙新（23年前10月 四地产量增量占全国增量的80%）。不过，从绝对增量来看，核心产区产量增量较 前2年也均有明显下降。高频数据显示，受安监力度加大影响，下半年来晋陕蒙地 区的煤矿产能利用率也均有回落。

2. 分结构：褐煤、一般烟煤是增产主力煤种，优质焦煤增量更为有限

从近三年数据来看，以褐煤、一般烟煤为代表的中低卡煤增量和增速明显高于其他 煤种，反映了增产煤质总体有所下滑。而从炼焦精煤的细分品种来看，受制于资源 禀赋，近几年包括焦煤、肥煤在内的优质炼焦骨架煤种增量并不大，今年前9月焦 精煤产量同比下降2.3%。而近期山西永聚煤业火灾事故以及相关的安全整顿措 施，对山西优质焦煤生产影响更大，是焦煤供给偏紧的重要原因。

（三）进口：24 年进口煤量继续增长空间也不大，扰动因素仍较多

根据海关总署的数据，从前10月的进口数据来看，源自印尼、俄罗斯、蒙古和澳大 利亚的进口煤占我国进口量的比重达到94%。其中蒙古、俄罗斯煤进口量继续增长 符合我们去年底的判断，但实际增量普遍超过预期，今年以来的月度进口煤量处于 历史高位水平，近3个月来出现回落。澳洲煤进口放开后，增量恢复较快的主要是 动力煤，目前受制于进口煤价差倒挂，澳洲焦煤进口量仍处于低位。 考虑到各国目前的生产以及国际贸易格局现状，我们认为24年进口煤量继续增长空 间也不大，印尼煤的生产和出口额度控制、雨季对生产运输的影响，俄罗斯远东铁 路运力，澳洲优质焦煤资源供给偏紧、焦煤价差问题，均是影响我国进口煤增量的 重要因素。

（四）需求：稳增长政策落地工业需求预期回升，24 年煤炭需求有望增 长 2%左右

1. 电力需求：考虑GDP预期增速提升、水电出力恢复，24年火电发电量增速有望达 1.5-2%水平，且存在超预期可能

下半年来，稳增长和地产支持的一系列政策先后出台，宏观经济预期明显改善。根 据IMF官网发布的消息，IMF预计中国实际GDP在2023年将增长5.4%，2024年增速 为4.6%。相比10月《世界经济展望》的预测值，目前2023年和2024年的预测值均上 调了0.4个百分点。而根据广发宏观团队的《前瞻2024：进一步正常化》，2024年我 国GDP目标有较大概率延续2023年5%的目标。 近几年来，我国电力生产弹性系数维持在1.1-1.2，基于IMF关于我国24年GDP增长 4.6%的预测，预计24年发电量增速有望达5%以上。考虑到23年水电出力不足，3季 度以来来水有改善，假设24年水电出力恢复到21-23年的平均水平。而风光等新能源 装机维持15%以上的增速，利用小时维持平稳，预计火电发电量同比增速有望达到 1.5-2.0%左右。假若宏观经济恢复超预期，社会用电量、火电发电量以及电煤消费 增速有望进一步提升。

2. 非电需求：受益于化工需求和钢材出口需求提升，非电耗煤或维持稳中有升

钢铁：近2年来地产行业景气下行，销售、新开工及投资增速均高位回落，地产链相 关行业需求承压。下半年来地产优化调控政策密集出台，宏观经济预期已有明显改 善，而地产和基建现实的投资需求也有发力改善空间。同时，汽车、造船等行业景气 度较高，并且由于外需增加，钢铁出口也有大幅增长（1-10月钢材同比增长35%）， 支撑煤价钢产业链需求。目前焦煤产业链库存均处于历史同期低位，下游补库空间 也较大，预计24年下游钢铁需求或维持23年的水平。 建材：水泥产量已经经过近三年的连续下跌，低基数效应明显，24年在地产和基建 投资改善预期下，预计水泥产量和耗煤量有望维持基本稳定。 化工：受益于化工品价格上涨、盈利改善，23年下半年来主流化工品开工率较高， 是市场煤采购的重要来源，预计24年有望延续3-5%的增速。 综合来看，预计24年产量和需求均维持小幅增长，行业供需基本平衡，煤价或维持 23年下半年的中枢水平。

三、全球视角：煤炭行业资本开支维持低位，中长期需 求增量主要来自新兴市场

（一）短期供需：23 年供需趋于宽松，前 9 月全球贸易量增长 6%

2023年以来，在高通胀背景下欧美各国货币政策、流动性持续收紧，全球经济增速 回落，对能源和煤炭需求形成约束。 根据IMF的预测，2023年全球经济增速达3.0%，较2022年的3.5%小幅下降。其中发 达经济体增速下降1.1pct至1.5%，而新兴市场和发展中经济体保持韧性增长，增速 较2022年仅下降0.1pct。

AXS Marine船运数据显示，1-9月全球海运煤贸易量9.92亿吨，同比增长5.5%。 供给方面，23年以来各国出口量小幅增加，产量以稳为主。 ①印尼：根据印尼统计局的数据，1-9月煤炭出口量3.76亿吨，同比增长10.1%。其 中9月出口量4049万吨，同比下降11.0%； ②澳大利亚：根据AXS Marine的数据，1-9月煤炭出口量2.54亿吨，同比增长3.3%； ③俄罗斯：根据俄罗斯联邦统计局的数据，1-9月煤炭产量为3.15亿吨，同比增长0.9%。 其中9月煤炭产量3500万吨，同比下降1.4%，环比增长2.7%； ④哈萨克斯坦：根据哈萨克斯坦国家经济部统计委员会的数据，1-10月煤炭产量累 计为9530万吨，同比下降1.4%。其中10月产量1048万吨，同比增长3.4%，环比增 长5.6%； ⑤蒙古：根据蒙古国国家统计办公室的数据，1-10月煤炭产量累计6379万吨，同比 增加152.0%。1-10月煤炭出口总量累计5440万吨，同比增加135.0%。其中10月出 口量为547万吨，同比增长33.4%，环比下降13.0%； ⑥南非：根据南非税务局的数据，1-9月出口量累计为5514万吨，同比增长2.2%。其 中，9月份煤炭出口571万吨，同比下降16.5%，环比下降10.4%。

需求方面，新兴市场需求维持增长，日韩、欧盟进口量同比回落。 ①印度：根据印度煤炭部的数据，1-9月产量7.44亿吨，同比+10.3%。根据印度印度 商工部的数据，1-9月进口量1.8亿吨，同比下降0.1%； ②日本：根据日本海关的数据，1-9月煤炭进口1.26亿吨，同比下降9.1%； ③韩国：根据韩国关税厅的数据，1-10月煤炭进口9982万吨，同比下降3.9%。其中 10月进口909万吨，同比增长11.5%，环比下降6.8%； ④越南：根据越南财政部海关总局的数据，1-10月煤炭产量4031万吨，同比-1.3%。 1-10月进口量4137万吨，同比增长53.6%。其中，10月进口362万吨，同比增长40.2%， 环比增长11.0%； ⑤泰国：根据泰国海关的数据，1-9月煤炭（包括褐煤）进口量累计为1403万吨，同 比下降12.8%； ⑥欧盟：根据AXS Marine的数据，1-9月煤炭进口7040万吨，同比下降25.4%（根据 欧洲输电运营商联盟的数据，欧洲样本国家前10月发电量同比下降3.9%，其中燃煤 发电量下降27.6%）； ⑦土耳其：根据土耳其外贸的数据，1-9月煤炭进口量累计为2924万吨，同比增长 12.5%。

（二）全球宏观需求：23 年以来发达经济体需求承压，新兴市场中长期 电力及钢铁需求向好

电力需求方面，根据IMF的预测，2024-2025年全球经济有望企稳回升，亚洲各发展 中经济体有望持续实现高速增长，其中中国、印度、印尼、越南和菲律宾等煤炭消费 大国未来五年平均经济增速分别可达3.9%、6.3%、5.0%、6.7%和6.2%，用电量有 望随经济增长，并带动煤炭需求持续增加。 钢铁需求方面，根据世界钢铁协会10月的预测，2023、2024年全球钢铁需求（成品 钢）分别为18.15亿吨、18.49亿吨，同比增长分别为+1.8%、+1.9%，预计全球（中 国除外）的同比增速分别为1.6%和4.0%。相比较上半年的预测，世界钢铁协会对 2024年全球钢铁需求增速上调0.2pct，主要由于对新兴和发展中经济体（中国除外） 更为乐观，其中关于印度钢铁2023和2024年需求增速预测上调至8.6%和7.7%。而 关于中国需求预测不变，2024年保持平稳。 世界钢铁协会CEO认为，2022年下半年以来，随着投资和消费动力的减弱，大多数 行业和地区的用钢行业市场活动都在急剧降温。这种情况一直持续到2023年，尤其 是欧盟和美国受到影响。考虑到紧缩性货币政策带来的延迟效应，预计2024年发达 经济体的钢铁需求将缓慢复苏。新兴经济体预计将比发达经济体增长更快，但新兴 经济体的表现继续分化，亚洲新兴经济体保持着较好的韧性。

（三）全球煤炭供给：资本开支维持低位，中长期增量受限

2021年以来，全球能源行业景气上行，各品种能源价格均有上涨，但化石能源行业 资本开支未见明显提升。同时，新增投资以油气资源为主，煤炭行业投资持续较 少。根据IEA的统计，2022年全球煤炭行业总投资1480亿美元，同比增长8.8%。 剔除中国地区后，海外市场总投资430亿美元，同比增长7.2%，近十年间保持在约 400亿美元的水平。 从煤炭产量来看，增量同样集中在中国地区，海外煤炭行业增量有限。根据BP的 数据，2022年全球煤炭总产量达88亿吨，较2010年增长18.0%或13.4亿吨。其 中，中国以外地区煤炭产量42.4亿吨，较2010年增长5.2%或2.1亿吨，CAGR仅 0.4%。

四、能源结构视角：全球能源正在变革，但煤炭需求或 仍具韧性

由于新能源加速发展，煤炭需求预期持续回落，但实际仍具有韧性。22年全球能源 消费占比为石油32%、天然气24%、煤炭27%，新能源相比10年提升4PCT，结构调 整并不快。石油、天然气、煤炭10年至22年消费CAGR分别为0.8%、1.9%和0.6%。 其中19-22年煤炭增速达0.8%。同时，能源消费增速较快的亚太区煤炭占比普遍较 高。预计中国在双碳背景下能源结构将持续优化，但达峰前煤炭消费有小幅增长空 间。

（一）全球能源消费：过去十年增速整体回落，但仍维持温和增长

过去二十年全球经济增速虽然放缓，但能源需求仍维持小幅增长。根据EI和BP数据， 2022年全球能源消费总量为604.04EJ，同比增长1.1%。2010年以来的复合增速为 1.4%，相较2000-10年阶段（复合增速2.5%）有所下降。不过疫情后的2021年经济 逐步复苏，能源消费同比增长5.5%，2022年仍延续温和增长的态势。

（二）能源消费结构：清洁能源占比持续提升，煤炭消费有一定韧性

1. 分类别：清洁能源维持10-20%增速，化石能源降至2%以内

在低碳趋势下，过去四十年能源结构持续变化。其中，根据BP的数据，煤、石油、 天然气等化石能源总消费量在1980年、2000年、2020年和2022年分别占比90.6%、 85.5%、82.2%和81.8%。而清洁能源核能、氢能、可再生能源合计分别占9.4%、14.5%、 17.8%和18.2%，占比持续提升。 2022年全球石油、天然气、煤炭消费分别占31.6%、23.5%、26.7%，相比2010年的 33.9%、22.4%、29.7%，石油和煤炭占比均有下降，而核能、氢能、可再生能源分 别占比4.0%、6.7%、7.5%（2010年为5.2%、6.7%、2.1%），核能和可再生能源占 比显著上升。

新能源自2000年以来增长迅速，特别是氢能和可再生能源年消费量分别从2000年的 28.17EJ和2.85EJ增至2022年的40.68EJ和45.18EJ，清洁能源合计复合增速在 2000-2005、2005-2010、2010-2015、2015-2019、2019-2022分别为达到13%、19%、 13%、11%、17%。 石油、天然气、煤炭增速则有回落，2010年至2022年复合增速分别为0.8%、1.9%和 0.6%。其中2019-2022年，煤炭需求增速小幅回升至复合增速0.8%，高于石油-0.4% 和天然气+0.1%增速。

2. 分地区：欧洲新能源占比较高，亚太区煤炭占比近50%

全球各区域能源结构：北美以石油和天然气为主要能源，占比达到37%和33%，煤 炭占比9%、清洁能源占21%。欧洲石油占比达到36%，天然气占22%，清洁能源占 29%（其中可再生能源占14%），煤炭占比为13%。亚太地区的煤炭为主要能源，占 比高达47%，石油和天然气分别占25%和12%。 各区域能源消费占比与资源条件和需求相关。欧洲新能源占比高达29%，主要由于 欧洲新能源补贴、碳排放政策、俄乌战争等因素共同推动脱碳，可再生能源增长由 于，净零、可持续发展成为趋势。北美、独联体国家、中东的石油和天然气占比高， 中东油气占比高达98%，独联体国家油气占比76%，北美油气占比70%，主要于中 东拥有全球最大规模的石油储备，而美国在页岩油和页岩气方面有较高储量，同时 是石油天然气生产大国。而亚太地区煤炭占比达到47%，煤炭资源丰富，且人口与 经济发展需求相关。

3. 分国别：中印以煤炭为主，美欧油气占比更高

中国和印度以煤炭为主：中国煤炭占比达55%，石油为18%，新能源为18%；印度煤 炭占比也达到55%，天然气达28%，新能源为13%。 日韩石油+煤炭占近70%：日本的石油、煤炭和天然气分别占比37%、28%和20%， 新能源为15%；韩国主要能源石油占比高达43%，煤炭和天然气为为23%和18%，新 能能源为16%。 美国和俄罗斯油气占比最高：美国石油和天然气占比分别为38%和33%，煤炭仅10%， 新能源为20%；俄罗斯主要能源是天然气，占比高达51%，石油为22%，新能源为 14%。

4. 典型区域——欧洲：能源需求持续下降，但新能源占比提升较快

2022年欧洲能源消费总量为79.81EJ，同比-3.8%，自2005年以来欧洲能源消费进入 负增长阶段，2010年至2022年的复合增速为-1.0%，而2019-2022年进一步降至2.1%，占全球能源消费的13%（相比90年代最高占比26%已有大幅回落）。 与此同时，欧洲新能源消费增长强劲，占比从2000年的20.5%上升至2022年的28.9%， 其中，可再生能源消费从2000年的0.8%，增至2022年的13.9%，复合增速达13.1%。 而欧洲化石能源占比持续走低，煤炭、石油、天然气在2022年占总量71%，较1980 年的90%持续明显下降。 能源结构调整主要由于欧洲的碳排放政策、新能源补贴等政策都积极深耕减碳、实 现可持续发展，而俄乌战争也导致欧洲进一步脱碳。

5. 典型区域——美国：天然气占比提升，新能源稳步增长

2022年，美国能源消费总量为95.91EJ，同比增长2.7%，较2010年的93.43EJ基本 维持稳定。美国能源消费总量2007年达到峰值97.43EJ，疫情结束后大幅回升，2020- 2022年复合增速达4.1%。 美国能源消费结构中，石油和天然气占比较高，其中2022年石油消费占比达37.7%， 较2010年的38.1%略有下降；天然气2022年占比达33.1%，较2010年的25.0%显著 提升，天然气消费2010年来的复合增速达到为2.6%，主要由于页岩气的快速发展。 而煤炭2022年占比仅10.3%，较2010年的22.4%显著下降，复合增速为-6.1%。此外， 美国新能源稳健提升，2022年核能、氢能和可再生能源占比提升至18.9%（2010年 为14.6%），2010年以来的消费复合增速为2.4%。

（三）中长期：国际能源机构预测 2030 年前全球能源消费维持 1%以上 的增速，煤炭消费占比仅小幅下降

根据国际能源署预测，预计22年-30年全球能源将维持1.1%的平均增速，30-50年增 速为0.5-0.6%。而BP则预测，22-30年能源需求增速将达到1.4%，但30-50年将逐步 降至0.2%以下。 在能源结构方面，BP预测2022-2050年，可再生能源占比将从2019年的12%上涨至 35%，氢能、核能和生物质能总体平稳，而化石能源中，天然气维持21-23%的占比， 石油和煤炭占比进一步下降，全球能源结构将朝向更清洁发展。其中2030年之前， 天然气消费占比变化不大，而石油和天然气消费占比较2019年仅下降约3pct。

（四）中国：双碳背景下能源结构持续优化，达峰阶段煤炭消费有小幅增 长空间

根据2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》，预计非化石能源比重从21年 的16%提升至2025年的20%，非化石发电从33%提升至39%，而至2030年非化石能源消费比重将达到25%左右。 根据今年10月中国煤炭工业协会发布的《2023中国煤炭工业发展报告》预测，从需 求端来看，未来一段时间我国煤炭消费总量将有小幅增长，预计到2025年全国煤炭 消费量从现在43亿吨增加到45亿吨左右，逐渐达到峰值，至2030年全国煤炭需求约 40亿吨左右。从供给端来看，未来一段时间我国煤炭生产总量将有小幅增长，在2027 年达到高位后呈下降趋势。2030年下降至42亿吨左右。整体来看，未来我国煤炭产 量将呈现“稳增-达峰-下降”的态势。 而更早前的今年初，根据国家能源集团技术经济研究院联合中国科学院、清华大学 开发的中国能源系统预测优化模型(CESFOM)，我国煤炭消费将在2028年达到45亿 吨左右的峰值，此后经历10年左右峰值平台期后进入较为明显的下降通道，到2037 年煤炭消费维持在40亿吨以上。其中东部地区消费小幅下降，占比从2020年的39% 降至2035年的3%；中部地区消费总体保持平稳，消费占比维持在23%-25%；而西部 地区消费将有明显增长，消费占比从2020年的36%，提升至2035年的44%。

五、煤企变化: 盈利、现金流处于历史高位水平，有息 负债规模也较高

（一）集团盈利：前三季度盈利降幅小于行业，仍处于历史高位水平

从历史数据来看，煤炭行业盈利状况与煤价直接相关。2023年以来，尽管煤炭行业 供需紧张形势较前期有所缓解，但整体仍处于偏紧状态。前三季度国内煤价和煤企 盈利虽有回落，但仍处于历史较高水平。 根据国家统计局的数据，2022年行业规模以上企业实现利润总额10,202亿元，同比 +44.3%；2023年前三季度实现利润总额5,783亿元，同比下降26.5%。我们梳理的26 家主要煤企集团2022年实现利润总额4,164亿元（占全行业利润的40.8%），同比 +46.3%；2023年前三季度实现利润总额2,912亿元，同比减少11.1%，多数煤企集团 盈利水平有所下降，但整体降幅小于行业利润。 中长期来看，随着宏观预期逐步改善，电煤需求继续增长，而供给端常态化安监、 新增产能不足，煤炭供需有望维持偏紧状态，预计未来长协、现货煤价中枢以及煤 企盈利将稳中提升。

（二）集团现金流：近三年煤企经营性现金流充沛，资本开支虽有恢复但 仍处于低位

经营性现金流方面，2020-2022年各煤企集团平均经营性净现金流分别为156亿元、 238亿元和290亿元，经营性净现金流/营业收入稳步增长，平均分别为+12.0%、+15.0% 和+15.9%。剔除国家能源集团后，其他公司平均比值分别为+11.2%、+14.5%和 +15.4%。 资本开支方面，根据国家的统计局数据，2021年、2022年以及2023前三季度行业固 定资产投资增速分别为+11.1%、+24.4%和+9.4%。而从26家主要煤企集团数据来看， 2021年、2022年以及2023年前三季度资本开支净额（包括煤炭、化工等各项业务） 分别为2,297、2,263和3,113亿元，同比增速分别为-1.5%、+37.6%和+39.0%。剔除 国家能源集团后，增速分别为-8.6%、+25.7%和+12.7%，前三季度增速略高于行业 总体情况。

（三）集团债务：行业整体负债率降至 60%，有息负债规模仍较高

随着2016年煤炭行业供给侧改革深入推进，行业债务压力得到缓解，过去几年煤炭 行业高景气，煤价和盈利创历史新高，行业整体资产负债率继续下降，目前从2016 年高点累计下降约10个百分点至60%左右。 从主要煤企集团数据来看，近几年有息负债规模整体仍较高，降幅不明显，截至2023 年三季度末，26家煤企集团总体有息负债规模约3.1万亿元，同比回升4.1%。中长期 行业高位盈利将有助于降低有息负债规模。

（四）上市公司分红：四家龙头煤企承诺分红比例不低于 60%，目前股息 率普遍在 8%以上

分红比例方面，2020-2022年24家重点上市煤企平均分红比例分别为45.7%、49.4% 和44.2%，2022年度平均分红比例小幅下降。其中，分红比例超过60%的有：冀中 能源、中国神华、大有能源、山煤国际、山西焦煤、陕西煤业和潞安环能（60.2%）。 另外，根据各公司公告，中国神华、陕西煤业、兖矿能源和山煤国际已将最低分红比 例提升至60%。 分红金额方面，2020-2022年24家重点上市煤企分红总额达1393.1亿元，同比增长 33.3%。其中分红金额排名前五的有：中国神华、陕西煤业、兖矿能源、潞安环能和 山西焦煤。

六、2024 年观点：供需平稳，盈利稳健，弹性可期

23年国内煤价同比回落，但由于各公司长协比例已提升至50-90%，煤企盈利虽有回 落，但整体维持基本稳健。根据我们于11月初发布的《煤炭开采行业2023年三季报 综述》，前三季度上市公司合计净利润为1,533亿元，同比下降28.2%，其中1-3季度 净利润分别为647、451、435亿元。同时，煤企盈利能力维持较高水平，现金流继续 向好，资产负债率继续下降。前三季度上市按公司平均毛利率和年化ROE分别为33.6% 和15.2%，资产负债率降至52.1%。 预计未来三年煤炭行业煤价中枢平衡，盈利维持稳中有升，目前行业估值仍处于中 低位水平，股息率优势明显。 2024年我们重点看好煤炭板块低估值高股息，且阶段性受益于供需平衡略偏紧，行 业弹性可期。

编辑：火腿肠