2023年煤炭行业2024年度投资策略：供给增速下降，煤价中枢抬升，股息价值凸显，远期仍有弹性

1. 煤价复盘：煤价企稳回升，双焦表现亮眼

动力煤价复盘：2023 年动力煤价格呈现“前高后低、U 型反弹”走势，影响 价格的核心节点包括： 2023 年春节后，产地复工快于下游，需求复苏较为缓慢，同时国际进口 煤价走低，进口量增加打压港口价格意愿，煤价出现下跌。 2 月，随着水泥、化工复产开始，下游需求逐步恢复，煤价出现反弹。 5 月底，北方供暖季结束，煤价进入淡季，下游日耗不佳，港口和电厂库 存处于高位，煤价出现震荡下行。 7 月，迎峰度夏开启，电厂对动力煤需求出现增加，国内动力煤市场悲观 预期扭转，加上前期跌幅较大，价格出现企稳反弹。 8 月底，晋陕蒙等主产地安全事故频发，安监持续趋严，部分地区煤矿出 现停产、限产，国内供应出现收紧。 9-10 月，在“金九银十”非电旺季的驱动下，动力煤补库需求积极，整 体价格支撑较强。同时，在巴以冲突、OPEC+原油减产的影响下，全球 能源价格上涨，国内外价差收窄，国内进口需求下降。 11 月，寒潮来临，供暖季开始，电厂动力煤开启采购，煤价维持高位震 荡。

炼焦煤现货复盘：2023 年焦煤价格呈现“U 型反转”走势，影响价格的核心 节点包括： 2023 年年初，煤企陆续开始节后复工复产，但下游焦钢企业开工率较低， 采购需求弱，原料供应宽松叠加第三轮提降预期，焦煤价格出现小幅下 跌； 4 月，钢厂利润处于盈亏边缘，高炉检修减产范围扩大，钢厂开启低库存 低产量策略，第九轮焦炭提降开启带弱焦煤价格； 7 月，焦炭第三、四轮价格提涨落地，部分焦企亏损缓解，经济预期转 向，地产预期向好，钢焦刚需支撑焦煤价格企稳反弹。 8 月底，晋陕蒙等主产地安全事故频发，安监持续趋严，部分地区煤矿出 现停产、限产，国内供应出现收紧。 9-10 月，受到巴以冲突及 OPEC+国家原油减产的影响，海外能源价格 上涨抑制国内进口需求，焦煤价格随国际煤价上调，考虑到焦煤供应端仍显偏紧，短期煤价预计将延续偏强格局。

焦炭现货复盘：2023 年焦炭价格上半年以弱为主，下半年企稳回升，影响价 格的核心节点包括： 2023 年 4 月，原料煤价格出现下跌，焦煤成本支撑减弱；焦企开工率较 高，主动减产意愿不强，焦炭供应过量，但下游钢材产品价格偏弱运行， 钢材利润出现下降，焦炭采购意愿降低。6 月，钢材价格出现上涨，利润恢复，高炉开工，焦炭需求增加，焦炭价 格止跌企稳，上半年焦炭累计提降 12 轮。 7 月，原材料价格上涨，焦企利润空间收缩，部分焦企减产，供应偏紧， 叠加地产预期改善等因素，焦炭 7 月落实第三轮涨价，累计涨幅达 200 元/吨。 9 月，高炉开工回升，铁水产量增加，焦炭需求走强，炼焦煤价格持续上 涨致使焦企利润压缩，开工下滑，焦炭供应小幅收紧，推动焦炭价格上 涨。 10 月底，山西 4.3 米焦炉退出，铁水高位运行，在钢厂利润修复&宏观 预期向好下，焦炭价格出现上涨。

2. 2024 年核心矛盾：供给增速开始下降

2.1. 国内生产：政策重心转向，供给增速放缓&弹性弱化

2.1.1. 复盘近三年政策，保供任务已经完成，2023 下半年供给格局开启变化

2021 年以来国家保供政策重心在产能核增、表外产能合法化等。2021 年开 始，煤炭供需逐步失衡，尤其下半年矛盾突出，煤价创历史新高。为确保能源供应 安全，自 2021 年 7 月开始，国家发改委、国家能源局、矿山安监局等政府机构陆 续出台一系列保供稳价政策，推动优质产能加快释放，保障煤炭安全稳定供应。 如果不考虑稳价政策，国家保供政策的重心基本以促进产能核增、表外产能合法 化等措施为主。 产能核增在 2022 年基本落实到位，产量快速释放。根据 2022 年 8 月 5 日的 国家矿山安监局新闻发布会，2022 年国家矿山安监局审核同意 147 处先进产能 煤矿、增加产能 1.8 亿吨，自 2021 年 9 月以来共核增煤炭产能 4.9 亿吨/年。2021 年 1-8 月全国煤炭日均产量分别为 1069 万吨，保供政策实施后（2021 年 9 月2022 年 7 月）日均产量上升至 1208 万吨，相较于保供前增加 139 万吨/天，年化 产量增量达 5.09 亿吨，超额完成保供任务。此外，2022 年 3 月国家发改委发布 《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求年内释放煤炭产能 3 亿吨以上，其中 1.5 亿吨增量来自产能核增、停产煤矿复产等方式。2022 年 8- 12 月全国煤炭日均产量为 1264 万吨，较 2022 年 1-7 月再上台阶，说明 2021 年 以来的保供任务取得成效，产能核增基本落实到位。

2023 年 1-10 月，我国原煤累计产量为 38.29 亿吨，累计增速为 3.9%，相较 于 2022 年和 2023 上半年的增速下降明显。从日均产量的角度来看，2023 年 7- 10 月全国煤炭日均产量为 1243 万吨，相较于上半年的生产水平减少 28 万吨/天， 降幅 2.2%。核心原因来自两个方面：1）7-8 月煤价下跌后产量快速下降；2）9 月份的煤矿安全检查开始趋严。

随着 2023 年二季度后煤炭价格下跌，煤炭亏损企业数量大幅增加，亏损企业数 量已经超过上一轮周期低点 2020 年，主要因素在于保供煤矿边际成本较高，对煤炭 价格形成明显支撑。且煤炭港口与坑口价格波动变化存在差异性，坑口主要供给周 边电厂或非电客户，而港口则受到需求、进口和发运利润等多重因素影响。在港 口煤价出现急速下跌过程中，发运价格存在一定倒挂，贸易商发货积极性下降对 港口煤价形成一定支撑。从秦皇岛港煤炭价格来看，截至 12 月 6 日，2023 年均 价为 967.27 元/吨，高于 2021 年均价 882.62 元/吨，价格中枢仍处高位。

煤矿安全生产已成国家工作重点，监管力度升级后产量下滑明显。2023 年 8 月至 9 月中旬，国内煤矿安全事故频发，仅山西省发生的事故就多达 17 起，陕西、 内蒙、云南、湖北等多省相继开展煤矿安全检查。在此背景下，中办、国办于 2023 年 9 月 6 日印发《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》（以下简称“《意见》”）。 《意见》是新中国成立以来第一份矿山安全生产领域纲领性文件，充分体现国 家对矿山安全生产工作的高度重视。安全检查预计维持高压状态，一方面产能利用 率存在隐形天花板，短期产量弹性弱化；另一方面新矿数量或将显著减少，长期增 量放缓，整体供给收缩预期强化。

安检力度空前，煤矿开工率或存隐形天花板。《意见》出台之后，矿山安 全检查力度再上台阶，体现在：1）常态化制度化开展矿山隐蔽致灾因素 普查治理；2）对未查清、未探明、未治理到位的，不得进行采掘作业； 3）涉矿企业需配备安全总监，强化责任落实，必要时将对企业和相关负 责人追责等。随着安检力度的升级，煤矿开工率或将存在隐形天花板，供 给弹性弱化。

矿山安全准入提出新要求，长期产能增长或缺弹性。《意见》以达到提高 矿山安全性的目标，旨在源头进行管控：1）提高准入条件：停止新建产 能低于 90 万吨/年的煤与瓦斯突出、冲击地压、水文地质类型极复杂的煤 矿；2）严格审批矿山安全生产许可，强化基层安全监管执法：强化项目 安全设施设计审查和安全生产许可证审批由省级以上矿山安全监管部门 负责，不得下放或者委托。煤矿准入条件和审批流程更为严格，新批&新 建矿井数量或将显著减少且建设周期较长，可以推断未来几年煤炭供给释 放将是较为缓慢的过程。

2.1.2. 结构性问题凸显，长期供给缺乏弹性

煤矿核增潜力基本挖掘，2023 年各省规划产量增量有限。在能源保供的主基 调下，煤矿产能核增是主要的措施，但近年来核增潜力基本挖掘完毕，2023 年 1- 10 月全国日均产量为 1259.61 万吨，相较于 2022 年下半年的生产水平仅增加 8.35 万吨/天。根据 2023 年初各省份两会的煤炭规划，预计 2023 年全国煤炭产 量增长不超过1.7亿吨，其中河北和山东出现增量增速负增长，分别为-4%和-2%， 山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州 5 省区原煤产量预计合计达到 35.1 亿吨，同比 下降 6.9%。2023 年全国煤炭整体增量增速（2023 增量/2022 产量）为 3.75%， 较 2022 年的增量增速 10.43%有所下降，后续整体增量产能供给较为有限。 从实际完成情况来看，全国 1-10 月原煤产量年化增速仅为 2.21%，远低于年 初 4%的计划增速。晋陕蒙主产区方面，1-10 月年化总产量预计比年初计划要低 5500 万吨左右，仅有陕西省有望完成产量计划，但增量幅度有限。

煤质下滑拖累真实供给。2020 年受到疫情影响，商品煤和原煤产量增速放缓， 商品煤同比产量下降 2.7%。2021 年，煤炭产量增速出现拐点，商品煤和原煤产 量回暖。2022 年，原煤产量大幅增加，但商品煤增速再次回落，增速明显小于原 煤，两者产量出现 6.6%的差值。核心原因在于虽然原煤供给持续上升，但总体整 体煤质却呈现下降趋势。煤炭下游主要有四大消费行业，分别为电力、化工、建 材、钢铁，对应主要产品为火电、甲醇、水泥以及粗钢。2023 年 1-10 月，电力、 建材、钢铁行业煤炭消费量累计增速分别为 10.3%、-0.2%、2.2%，而火电、水 泥、粗钢的产量累计增速分别为 5.7%、-1.1%、1.4%，都明显低于该行业煤炭消 费量增速，说明煤炭品质下滑较多。

新矿批复规模下降，中长期产能增长或缺弹性。从本轮供给和过往供给比较 来看，差异体现在新矿批复数量上。根据发改委和能源局数据，新煤矿批复规模 自 2019 年以来出现下降，2020-2023 年新批建设煤矿产能 1.27 亿吨，剔除未批 先建煤矿后规模合计 1.17 亿吨，占 2022 年煤炭产量仅 2.6%，且建设周期较长。 煤炭资本开支主要以扩建为主，新建矿产减少，新增供给有限，可以推断未来几 年煤炭供给释放将是较为缓慢的过程。煤炭产量的增长长期依赖于固定资产投资， 整体建设周期较长。当前，我国在实行“双碳战略”以及“政策限价”的大环境 下，企业对盈利空间及远期盈利时间难以判断，投资意愿较弱。根据产能规划数 据显示，2023 年全国煤炭产量增速出现下滑，增速收窄 6.7pct，拐点显现。

2.2. 进口方面：价差收敛进口下滑，多因素制约未来增量

2023 年上半年煤炭进口同比大增 93%，主要得益于进口利润较好。2023 年 1-6 月，我国共计进口煤及褐煤 2.22 亿吨，同比增长 93.0%。煤炭进口量出现大 幅增长的核心原因在于进口利润的改善：（1）2022 年冬天需求不及预期，天然气 价格大幅下跌，拖累煤炭价格；（2）海外煤炭库存高位，下游按需采购，价格支 撑弱；（3）进口煤零关税政策延续，减轻进口成本；（4）澳煤通关恢复；（5）疫 情影响消散，蒙古通关顺畅，通关车辆处于历史高位。 2023 年下半年国内外价差收敛，高进口量或难以为继。煤炭进口增速拐点出 现在 7 月，海内外煤炭价差收敛导致进口窗口关闭，是我国煤炭进口量下滑的核 心原因。7 月以来，石油价格迎来大幅反弹，带动海外天然气、煤炭价格同步上涨， 进口煤价格优势荡然无存。2023 年 7 月以来，我国煤及褐煤进口累计增速连续 4 个月回落，截至2023年10月，煤及褐煤进口累计增速为66.8%，环比下滑6.30pct， 相较于 6 月回落 26.2pct。

进口仍以褐煤为主，印尼、俄罗斯、蒙古贡献主要增量。分煤种来看，2023 年 1-10 月我国进口褐煤、动力煤、炼焦煤、无烟煤的数量分别为 13337、11869、 8069、1506 万吨，同比分别增长 29.6%、207.1%、56.2%、62.7%，占总进口量 的比例分别为 34.8%、30.9%、21.0%、3.9%。 分国别来看，印尼、俄罗斯、蒙古、澳大利亚是我国煤炭进口的主要来源国， 2023 年 1-10 月进口量分别为 18077、8720、5405、3944 万吨，同比分别多增4768.8、3318.3、3166.2、3944.48万吨，占总进口量的比例分别为47.1%、22.7%、 14.1%、10.3%。

全球煤炭主要出口国产量弹性低，印尼、俄罗斯出口或将受到政策影响而下 降。全球煤炭出口数量靠前的国家有印尼、澳大利亚、俄罗斯等，2022 年煤炭出 口量分别为 4.67、3.40、2.11 亿吨，占全球总出口的比例分别为 34.5%、25.1%、 15.6%。截至 2023 年 9 月，全球主要煤炭出口国中仅有印尼、蒙古在维持较高出 口增速的同时，保持较高的产量增长。诸如美国低产量增长、高出口增长之类的 国家，主要还是受到国内需求走弱影响，有富余产能进行出口。

印尼方面：根据标普消息，印尼政府出台新政，要求：从 8 月 1 日起， 印尼出口商（适用于矿业、种植业、林业和渔业部门的自然资源出口商） 必须将 30%的出口收入存入印尼金融机构的账户至少三个月。当前印尼 海运煤价高位回落，煤企现金流不断减弱，此政策可能迫使矿商借入更 多资金来支付运营费用，导致利润率进一步下降，中小矿商可能会选择 减产挺价来保证利润率。2023 年 1-9 月，印尼煤炭产量为 51400 万吨， 同比增长 14%，相较于 1-5 月的增速下滑 2.0pct。随着产量下滑，印尼 煤炭出口增速也同步下降，2023 年 1-9 月出口增速为 10.1%，相较于 1- 5 月的增速下滑 16.7pct。

俄罗斯方面：俄罗斯政府决定自 2023 年 10 月 1 日起至 2024 年底对包 括煤炭在内的多种商品施行弹性关税政策，根据卢布对美元汇率水平， 税率在 4-7%之间调整。监测期间卢布兑美元汇率低于 80 卢布时收取关 税 0%；价格为 80-85 卢布时关税为 4%，85-90 卢布时的关税为 4.5%， 90-95 卢布时关税为 5.5%，95 卢布以上是关税为 7%或者更多。汇率将 在适用定期费率期间前一个月 25 日至上月的 26 日计算，也就是说 11 月的关税将根据 9 月 26 日至 10 月 25 日期间俄罗斯央行平均汇率来决 定。监测期间（2023/9/26 至 2023/10/25），卢布对美元汇率在 97.71， 按照政策来看，11 月的出口税率将为 7%。截至 11 月 22 日，俄罗斯炼 焦煤 K4 远期现货 FOB 240 美元/吨，7%税率预计增加出口费用 16.8 美 元/吨，关税的提升或将对后续的进口量产生负面影响。

全球化石能源资本开支增速下滑，海外新建煤炭项目增量有限。根据 IEA 数 据，2022 年全球化石能源资本开支（剔除中国）为 7210 亿美元，同比增长 13.4%， 主要系高盈利刺激能源企业扩大生产。然而 2023 年能源价格高位回落，全球化石 能源资本开支增速或将也随之回落，预计 2023 年增速仅为 5.3%，较 2022 年收 窄 8.1pct。根据 IEA 数据，我们梳理了海外新建煤炭项目，预计 2023-2025 年新 建煤矿投放产能分别为 7630、1825、1600 万吨/年，以 2022 年全球产量为基数， 占比分别为 0.92%、0.22%、0.19%。 澳大利亚作为传统的煤炭资源国，2023-2025年新建项目合计4470万吨/年， 占全球未来三年总增量的 40.4%。虽然澳大利亚规划项目规模较大，但实际投产 进度和产量会受到多种因素限制，包括：（1）金融和环境监管趋严，煤企实际开 发意愿不高；（2）技术劳工存在短缺；（3）自然灾害频发等。

3. 被动去库开启，2024 年煤价前低后高，新疆煤炭空间可 期

3.1. 供给增速下降背景下，需求成为重要变量

需求成为影响煤炭库存周期的重要变量。煤炭库存周期节奏与经济的库存周 期相类似，可分为被动去库-主动补库-被动累库-主动去库四个环节。库存的变化 是反映行业波动的一种方式，供需错配决定企业生产意愿，主动补库是量价齐升 盈利爆发时段。当需求由底部转好时，周期进入到被动去库阶段，行业景气度回 暖，库存降低，煤价出现回升。若后期需求预期维持向好，企业生产利用率上升， 盈利显著改善，库存增速提高，行业将进入到主动补库阶段。

类似前一段库存周期复盘，行业被动去库已经开启。 2020 年二季度，行业主动去库后跟随经济复苏开始被动去库。 2021 年随着工业需求旺盛，煤炭市场价格连续突破高位，刺激煤炭 供给增加，行业进入主动补库阶段。 2022 年 9 月欧洲能源危机后，能源价格对需求形成较大打压，煤炭 下游需求开始减弱，煤炭企业库存累积。 2022 年末至 2023 年 4 月，美联储加息带动海外经济衰退，国内市 场需求减弱，行业进入漫长累库阶段。 随着 2023 年 7 月 24 日政治局会议召开，宏观预期改善，行业库 存向下拐点确立，需求回暖带动产品价格回升，行业被动去库周期已 经开启。

政策端注入信心，需求端有望边际改善。当前我国虽然处于经济复苏期，但 内外扰动仍具有较大不确定性。6 月以来，OMO、MLF、LPR 利率下调，逆周期 政策出台彰显政府稳增长决心，政策的连续出台有望为市场注入活力，加速带动 二、三产业需求。 2023 年人民银行发布的《2022 年第四季度中国货币政策执行报告》中强 调，“要搞好跨周期调节，既着力支持扩大内需，为实体经济提供更有力支持，又 兼顾短期和长期、经济增长和物价稳定、内部均衡和外部均衡”；2023 年 7 月政 治局会议上，将总需求不足列为当前经济运行面临的突出矛盾，要将实施扩大内 需战略同深化供给侧结构性改革有机结合起来，发挥消费拉动经济增长的基础性 作用。 2023 年 10 月 24 日，全国人大批准国务院增发国债和 2023 年中央预算调整 方案，中央财政将在今年四季度增发 2023 年国债 1 万亿元，增发的国债将通过 转移支付方式安排给地方，资金将主要应用于防治救灾及灾后重建等基建领域， 今明年各使用 5000 亿元。财政发力加码稳增长，体现国家对经济增长的重视，有 助于中期经济增长预期的稳定。各部门一系列的政策指引，将为市场注入活力， 对下游消费需求产生提振，需求有望持续改善。

3.2. 煤价中枢有望上移，价格前低后高

从当前供需形势上看，煤价底部在 2023 年三季度或已基本确立，其中一个重 要因素来自成本支撑。2021 年起，全国煤炭企业生产成本开始大幅提升，核心原 因在于两个方面：全国大宗商品价格上涨带动原材料成本提升、员工工资大幅提 升、保供强度提升后企业其他生产成本增加、资源税等各类税费成本上升，该部 分的成本提升短期内基本不可逆。若价格下跌，则企业或将被动减产以支撑煤价。

在宏观经济刺激政策频发的背景下，预计明年火电及生铁产量仍将稳中偏强运行。根据《中国电力发展报告 2023》预测，2024 年全国用电量将达到 9.5-9.7 万亿千瓦时， 2022 年火电在全社会发电量占比 68%，若按此发电量，预计 2024 年火电将达到 6.46-6.60 万亿千瓦时。 上下游库存仍处高位，需求斜率决定去库节奏。从煤炭企业库存和下游主流 港口库存来看，截至 2023 年 10 月末，煤炭企业库存 6900 万吨，同比增加 13.1%， 主流港口合计库存 10 月均值约 6416 万吨，同比增加 17.4%，产地及下游港口库 存均高于往年同期。随着下游需求企稳回升，去库预计将自下而上进行传导，后 期需求增长斜率越大，去库速率越快，行业将更快迎来主动补库阶段。

3.3. 中期供给不足，疆煤或将成为增供主力

煤炭作为中国核心一次能源，预计未来在很长一段时间内仍将占比超过 50%。 在国家统计局发布的《中华人民共和国 2022 年国民经济和社会发展统计公报》 中，煤炭在能源消费占比继续提升，2022 年煤炭消费量占能源消费总量的 56.2%， 比上年上升约 0.3pct。根据 IEA 预计，到 2024 年，全球煤炭需求总量将达 83.8 亿吨，中国和印度煤炭消耗量占全球耗量的比例将上升到 70%左右。 中国经济持续增长带动能源消费量，2024 年煤炭消费量有望持续提升。据 CCTD 数据显示，截至 2023Q3 国内能源消费总量约 34.4 亿吨标准煤，同比增长 6.7%。细分行业类别来看，电力和化工对煤炭需求出现较大增长，电力消费量同 比增长 10.3%，化工消费量同比增长 4.4%。随着中国经济持续增长，预计 2024 年全国煤炭消费量绝对值水平或将高于去年。

煤炭需求达峰尚早，新能源替代任重而道远。在低基数下，新能源消费增长 短时间无法快速覆盖全社会能源需求增长。2022 年火电装机容量达到 52%，火电 占社会发电量的 68%，排名第一。因此，以煤炭消耗为主的火电发电仍然是近几 年的核心能源供应方式。 假设未来新能源发电（风+光）分别按照 22%的复合增速（假设参考 2022 年 增速），在 5%的全社会用电量的复合增速下（假设和中期 GDP 增速一致）测算， 新能源发电的年增量至少要在 2035 年完全覆盖全社会用电量的增量部分，预计 2035 年新能源占总用电量比例将达到 37%。考虑到新能源受到气候等不稳定因 素对电网的影响，相较于预期水平，煤炭需求实际达峰时间将会延后。

新疆地区煤炭资源丰富，是国家确定的 14 个大型煤炭基地和 5 个大国家综 合能源基地之一，地区储量丰富。根据新疆早期地理和构造分布，地区煤炭资源 呈现出“北多南少”的趋势，按地理环境，可划分为两大赋煤区（噶尔盆地赋煤区 和塔里木盆地赋煤区）并逐步形成吐哈、准噶尔、伊犁、库拜四大煤田。

新疆预测资源量 2.19 万亿吨，占全国预测资源总量的 39.3%, 位居全国首位。 根据 2020 年霍超《新疆煤炭资源分布特征与勘查开发布局研究》表明，新疆累计 探明煤炭资源储量 4225.58 亿吨，其中保有资源储量为 4102.77 亿吨（尚未利用 资源量 3255.23 亿吨）。从煤质上看，地区从褐煤到无烟煤均有分布，但不同煤种 主要以低变质烟煤（长焰煤、不粘煤）为主，中高变质程度的烟煤（肥煤、贫煤和 焦煤等）为辅。

产能增长空间广阔，主要集中于昌吉州、哈密市等地。根据 2022 年 5 月自 治区印发的《加快新疆大新煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》 中提出，“十四五”期间新疆煤炭产能要达到 4.6 亿吨/年以上，煤炭产量 4 亿吨以 上，其中大中型煤矿产能占比 95%。根据自治区发改委公告，截至 2022 年 6 月 底，新疆生产煤矿 66 处、产能 3.1 亿吨/年，建设煤矿 29 处、产能 5435 万吨/年 （新建矿产能 3295 万吨/年；改扩建煤矿产能 2140 万吨/年）。从 2022 年上半年 产能来看，新疆地区距离 4.6 亿吨产能目标仍有约 1.5 亿吨产能缺口。同时，新疆 作为我国向西开放的前沿地区，在开放合作中，新疆聚焦油气生产、煤炭煤电煤 化工等特色优势产业集群，构建新疆特色化产业生态体系。在“一带一路”和自贸 区建设的加速推进下，中国与沿线国家能源合作将更加紧密，煤炭销售未来成长 空间广阔。 分地区来看，昌吉州、哈密市及伊犁州是新疆主要生产基地，截至 2022 年 6 月，三个地区分别拥有产能 1.5 亿吨、7240 万吨、2590 万吨，其中昌吉州、哈密 市同时贡献未来产能增量，新增待释放产能分别为 2173 万吨、1251 万吨。

前期产能逐步释放，全国产量占比稳中有升。随着国内大企业、大集团入驻 新疆积极参与新疆煤炭工业开发建设和重组改造，新疆前期新建产能逐步释放， 2018-2022 年间，新疆原煤产量从 2018 年的 1.9 亿吨增长至 2022 年的 4.1 亿 吨，2022 年原煤产量占全国总量的 9.19%。

煤炭产能向西转移，疆煤释放潜力可期。近年来随着中东部地区煤炭资源枯 竭、产量衰减，我国煤炭产能逐渐向西部转移。根据朱吉茂,孙宝东等在《“双碳” 目标下我国煤炭资源开发布局研究》中预测，预计 2025 年，西部地区煤炭产量占 比将上升至 65%，到 2035 年，西部地区煤炭产量占比将上升到 73%。 自 2016 年以来晋陕蒙原煤产量集中度持续提升。截至 2023 年 9 月底，四省 原煤产量占全国总产量的比例达到 81.1%，创历史新高。从当前煤矿生产趋势来 看，晋陕蒙煤炭产量在“十四五”期间仍会有一定增量，此后将随资源消耗呈下降 趋势，而疆煤在“十五五”期间有望批量投产，产量预计将大幅提升。

疆煤定价权提升，成本增加助推煤价中枢上移。新疆由于地广人稀，资源丰 富，坑口价格显著低于其他地区，但由于我国能源供需存在空间错配，能源主要 生产地区处于西北部，而能源消费地区在东南沿海地区，因此运距拉长导致终端 能源成本边际增加。

以疆煤外运为例，疆煤的终端成本主要包含坑口成本和运输成本两部分，而 疆煤主要优势体现在埋藏深度浅、开采成本低，但由于运距较长，运输成本较高 且比较固定，因此疆煤外运量与煤价有着较强的正相关性。以吐哈煤田作为外运 起点，运输至秦皇岛港，需要途经红淖线、兰新线、包兰线、大秦线等，总运输距 离约 3680 公里。据我的钢铁及新疆煤炭交易中心公众号的数据，按照铁路货运单 价 0.2 元/吨公里来计算运费，同时该矿区坑口成本一般为 150 元/吨，运输到秦港 的总成本约 886 元/吨。截至 2023 年 12 月 1 日，新疆坑口 Q5500（折算）报价 为 348.33 元/吨，如果想要获得与坑口相当的利润率，对应到秦港的售价应为 1085 元/吨。随着疆煤产量占比不断扩大，未来疆煤在获得更主动的定价权后，将推动 煤价中枢进一步上移。

从目前上市公司在新疆地区的产能情况来看，广汇能源、兖矿能源及上海能源在 疆拥有产能分别为 3000 万吨/年、2050 万吨/年及 180 万吨/年，同时三家公司在积极 筹备建设新疆地区新建矿井，预计广汇能源还将新建马朗、东部矿区合计产能 4500 万吨/年，兖矿能源旗下准东五彩湾四号露天矿合计新建产能 2000 万吨/年，上海能源 合计新建产能 240 万吨/年。公司将有望充分受益于疆煤定价权提升带来的煤价中枢 上移。

4. 稳定分红下的高股息，估值存提升空间

4.1. 长期需求提升叠加资产负债表修复，高股息稳健

行业降杠杆明显，资产负债表得到修复。从行业负债率来看，伴随行业煤炭 产量的持续提升，负债率长期呈现先升后降的趋势，2011-2015 年煤炭产量上涨， 煤炭行业通过举杠杆的方式，增加资本开支，新建煤矿扩大产能，为行业过剩和 周期下行埋下伏笔。2016 年 5 月，煤炭开采和洗选业行业资产负债率达到了最高 的 70%。 2016 年后，国家进行供给侧改革，淘汰僵尸企业，化解产能过剩，相继出台 了一系列调控政策，在降低行业风险的同时，企业通过自身资产优化，资产负债 率得到明显修复。2017-2023 年，煤炭产能虽然继续提升，但企业资产负债率呈 现向下趋势，资本开支累计同比并未大幅提升，行业抗风险能力大幅增加。从 2023 年数据来看，1-10 月煤炭行业资产负债率均值为 59.84%; 1-10 月行业固定资产 投资完成额累计同比 9%，同比增速大幅放缓 18.5PCT。

资本开支稳健，货币资金持续提升。自 2017 年起，行业资本开支虽然维持增 加，但占营业总收入的比重并未出现增长，由此带来行业的货币资金规模持续稳 定增长。在高景气度下，企业不加大资本支出，一方面留有足够的资金用来持续 提供高分红，另一方面也可以避免由于过度投资带来的远期潜在风险。

高比例长协将进一步提升企业盈利稳定性。2017 年后我国煤炭行业已经形成 了长协为主的销售定价模式，2022 上半年，随着新长协机制落地，新机制下基准 价提高，浮动价波动性更小，企业相较于过去盈利中枢大幅提升。在高长协模式 下，行业盈利周期性进一步削弱，煤企整体可持续强、盈利更加确定，优秀的现金 流以及资本开支的下降将有效保障未来的高分红。

煤炭企业分红规模保持稳健增长。2022 年绝大部分公司利润实现增长，总体 同比大增 54%；综合分红率 58%，分红率较 2021 年减少 7.3PCT，从现金分红 绝对值上看，行业依然保持稳健增长，同比增长 36%，综合股息率 10%。虽然部 分企业分红率有所下降，但分红总金额仍在提升，且大部分的煤炭企业分红率均 有所提升。我们认为部分企业分红率下降主要在对前期的成本进行最后一步的补 充以及对负债的偿还。我们统计了各上市公司截至 2023 年三季度的净现金/净资 产，其中潞安环能、晋控煤业及恒源煤电分别为 54.0%、48.4%、39.8%，未来分 红有进一步提升潜力。

4.2. 全球低资本开支逻辑叠加中特估，估值有望提升

参考巴菲特购买西方石油，低资本开支的高股息具备吸引力。2019 年，西方 石油宣布以 76 美元/股价格收购阿纳达科令石油，以稳固其作为二叠纪盆地的最 大石油商地位，虽然与雪佛龙的竞争最终获取了胜利，但是西方石油也因此获得 了超过 400 亿美元债务，其中 100 亿是向巴菲特融资获得，其年利息高达 8%。 2020 年新冠导致的全球原油期货价格暴跌，西方石油经营恶化，加上之前高额债 务，公司现金流出现困难，公司股价下跌近 90%。2021 年西方石油总裁吸取了高 杠杆并购后的风险经验，宣布不再进行大规模并购活动，并专注于减少公司债务， 增加股票分红派息与回购。该做法也获得了巴菲特的认可，在西方石油价格持续 上涨的情况下，巴菲特开始持续加仓西方石油，押注石油企业，截至 2023 年 10 月，巴菲特已增持西方石油股票至 2.28 亿股，总价值达 145 亿美元。 短时间全球摆脱传统能源可能性仍然较低，石油等核心能源的价值将在长期 过程中凸显，而优质能源企业通过减杠杆方式，逐步优化资产负债表，在危机来 临时有足够的抗风险能力。从西方石油降杠杆增派息的方式映射到我国煤炭行业， 煤企向西方石油的发展模式预计趋同，通过不断降低资本开支，优化资产负债表， 降低风险，并将未来现金流用于分红，形成良性循环发展。

“中特估”带领央国企估值重构，煤炭行业有望充分受益。2022 年 11 月举 行的金融街讨论年会上易会满提出：“要深入研究成熟市场估值理论的适用场景， 把握好不同类型上市公司的估值逻辑，探索建立具有中国特色的估值体系，促进 市场资源配置功能更好发挥”。2023 年 3 月 3 日，国资委会议又强调，对国有企 业对标开展世界一流企业价值创造行动进行动员部署。今年的政府工作报告中， 也提出要深化国资国企改革，提高国企核心竞争力。 煤炭行业作为央国企集中行业，行业“一利五率”考核指标中净资产收益率 的考核将对国有煤炭企业资本使用效率提出更高要求。供给侧改革后，煤企战略性整合得到加强，“僵尸企业”和落后产能得到出清，行业核心竞争力及经营效率 迅速提升。近期，多家煤炭上市公司控股股东发布增持计划，其中中国平煤神马 集团披露将增持平煤股份 1-2 亿元，中煤集团增持中煤能源不超过 5000 万股， 国家能源投资集团增持中国神华 5-6 亿元、陕煤集团增持陕西煤业 2-3 亿元，本 次增持彰显集团对下属公司未来发展前景的信心和对中长期资本市场价值的认可。 在未来国企考核背景下，煤炭企业成本端存在进一步结构优化的空间，且分红率 有望维持高位，估值存在提升空间。

编辑：火腿肠