2024年煤炭行业深度报告：全球能源新趋势下的煤炭发展机遇

全球能源可能处于一个新的超级周期中

根据 Energy Institute 与中电联数据，中国在 2016 年至 2023 年持续电力超预期增长，并 成为全球总用电增量中占比 66%的核心贡献国。我们认为中国的电力周期将继续伴随新质 生产力与出口需求高速增长，而海外则迎来一个全新的电力增长周期，全球周期共振。我 们认为全球以电力需求为代表的能源需求增长，将迎来新的高增长篇章，我们预期全球发 电量增速在 2024-2026 年将达到 3.6%以上，平均每年全球发电增量达到 1.1 万亿度电以上。 我们预测至 2025 年，全球由 AI 发展所拉动的数据中心总的用电量需求将达到 1.1 万亿度 电，占全球发电量的比重将由 2022 年的约 2.1%提升至 2025 年的 3.5%。

AI 发展有望结构性改变发达国家电力增长模式

发达国家的 GDP 增长主要由三产增长带来，过去 10 年间 GDP 增长不由电力拉动。但我 们认为 AI 的发展极有可能打破这一发展范式。根据中电联，EIA，世界银行数据，至 2022 年，欧盟与美国服务业占 GDP 的比重分别达到 65%与 80%，过去 10 年间，美国与欧盟三 产也是最主要的 GDP 增长贡献项。以美国为例，2017-2023 年三产的电力消费弹性仅 0.1。 2010-2022 年，美国整体的发电量 GDP 弹性系数仅为 0.13，欧洲甚至为-0.3。但 2024 年 以及之后，我们认为发达区域的 GDP 增速与电力需求将回到同样的增速区间中，核心驱动 源于 AI 带来的电力增长需求。

AI 或成为美国电力需求增长的重要驱动力

我们认为 AI 的应用在加速普及。ChatGPT 3.5 于 2022 年 11 月正式发布后在短短 4 个月 的时间内，其月平均访问人数由 1 亿人次达到了 10 亿人次，2023 年 3 月份后网页端的平 均访问人次稳定于 18 亿人次左右每月，在类似量级的可比网页则包括了 Amazon，Yahoo， Baidu，Wikipedia 等。而 GPT 本身还在继续着高速迭代与应用的拓展，2023 年 4/5 月份 推出了 GPT4/4.0，以及 2024 年 5 月份推出的 GPT 4o，都在持续的优化并提升其性能。 特别是近期推出的 GPT 4o，在应用的成本角度、语音/视觉等多模态交互的角度，较 GPT 4 有了明显的提升，降低了基于 GPT4 应用的开发成本，也拓展了基于 GPT 4 应用的可拓展 场景，有望从应用层面进一步推动其拓展客户群1。此外，我们也看到不仅是 Open AI，谷 歌、亚马逊等海外互联网巨头也均在推出其自研的大模型，并融合进其自身的重要应用中。 可以说，海外 AI 的发展已经开始加速渗透至传统的互联网应用中，并不断开拓新的应用领 域。

我们预计美国 AI 电力的需求 2030 年将会达到 6500-1.2 万亿度之间，是其 2022 年 1700 亿度数据中心用电量的 4-7 倍，对美国的整体用电量拉动作用显著，是美国电力增长的核 心驱动。根据我们此前报告（《能源转型-AI 发展对电力存在哪些影响与机遇？》，20240324）， 美国 2022 年数据中心用电量占美国电力需求约 4%2，对应约 1500-1700 亿度电左右，在 基准与乐观情景下，我们预期美国至 2030年用电量将分别达到 6500亿度电/1.2万亿度电， 2024-2030 年，平均每年将带来约 600/1200 亿度的用电增量，以 2022 年的 4 万亿度电为 基准，平均的用电增量拉动幅度达到 1%以上。而美国 2012-2023 年用电量 CAGR仅 0.25%， AI 用电增量将有望成为美国电力增长的核心驱动力。 1． 从芯片口径，以英伟达 2024/2025 年的 AI 相关芯片出货量市场预期为基准测算，可得 美国 2024/2025 年的用电增量将达到 470/700 亿度电，与我们根据算力需求测算的 550/670 亿度电的结果相近。 2． 数据中心口径，根据仲量联行，美国 2023 年底在建数据中心规模已达到 5.3GW，我 们测算美国 2024 年美国新增数据中心核心 IT 设备功率达 6.3GW，2025 年以及之后， 美国平均数据中心年增量将达到 7-8GW。 3． 美国发电量 GDP 弹性系数将于 2024/2025 年显著回到 1 左右，电力增长与 GDP 增长 的关联回归。根据 IMF 预期，美国 2024/2025 年的 GDP 增速为 2.7%/1.9%，基于我 们对美国的发/用电量增速预期，美国 2024/2025 年的发电量 GDP 弹性系数将达到 0.9/1.5，较此前 20 年的弹性系数有明显的提升。

算力增长快于芯片能耗下降是目前 AI 耗电的主要原因

大模型发展对算力需求的增长具备进一步推动电力需求超预期的潜力，算力需求层面呈指 数级增长。芯片目前的能耗下降很快，但是主要还是倍率下降，无法赶上大模型对算力的 需求，这也使得 AI 的发展，必然带来算力需求需要持续高增长，甚至非线性增长，使得底 层的能源需求不断提升，体现为 AI 所驱动的用电需求存在持续超预期的可能性。

AI 也将成为其他国家电力需求增长的重要驱动力

我们认为 AI 发展对数据中心的拉动将从美国扩散至整体发达国家区域，同时对中国也将成 为重要电力增长的一个驱动力之一。随着大模型训练环节对模型的优化，我们看到从应用 层面，或逐步迎来进一步的爆发。一方面 ChatGPT 4o 或将带动基于 GPT 的应用/产品的推 广，另一方面如前文所述，Sora 等以视频等更为复杂的场景进行交互的应用，虽然在训练 层面的算力需求变化不大，但是推理层面的算力需求则较普通的文本/音频等交互模式大幅 增长。这都将带动基于 AI 的应用，即推理侧算力需求的扩散。与训练侧可以远离客户不同， 推理侧的响应速率要求使得算力需要贴近用户，这也将使得 AI 数据中心将进一步扩散到整 体发达国家区域。根据信通院数据，2022 年全球的算力分布相对平均，美国，中国，其它 区域各占 3 成左右。我们测算，数据中心全球的用电量规模，将于 2025 年达到约 1.1 万亿 度电，至 2030 年达到约 2.2 万亿度电。占全球发电量的比重将由 2022 年的约 2.1%提升至 2025 年的 3.5%。

发展中国家工业化和基建加速推动电力增长

除中国外，印度、印尼等发展中区域占据了煤炭全球消费的重要部分，印度、印尼等新兴 市场有望维持消费需求高增长。根据 Enerdata,中国、印度、欧洲、美国分别占 2022 年全 球煤炭消费量的 54%、14%、8%、6%，合计达到 82%。虽然我们看到欧美发电结构在持 续进行煤转气的结构优化，但资源禀赋决定了如印度、印尼、越南等新兴区域，电力的增 长依旧高度依赖于煤电的支撑。 印度、印尼、越南维持高 GDP 增速与 1 以上的发电量 GDP 弹性系数，基建与工业化建设 推动经济与电力持续增长，拉动动力煤区域性增量需求旺盛。2022/2023 年，印度、印尼、 越南均维持 5%及以上的 GDP 增速，2018-2022 年的复合增速角度，这三个区域的发电量 GDP 弹性系数均在 1 以上，说明经济增长与电力增长高度相关。

发展中国家基建与中国电力需求超预期出现共振

出口相关产业持续超预期，也是中国电力增长超预期的主要原因。根据华泰宏观组于 2024 年 4 月 2 日发布的《2024 年中国会缺电吗？》，2022 年俄乌冲突后国内外能源和电力价差 再度大幅走阔，我国能源价格的相对优势助力中国制造业竞争力进一步强化，与GDP相比， 出口量对用电量增长的解释力亦在 2022 年后显著上升。具体来看，2021 年去除价格因素 的出口量增长达到 17%，对应用电量增长曾触及 10.4%的年度高点；2H23 以来出口量高 增长，今年 1-2 月我们估算的出口量增速达到 20%以上，也对应用电量达到两位数增长。

以钢铁为例，海外基建与工业化投资拉动国内高耗能基础材料的出口需求，从而带动相关 产业用电量的预期增长。2H22 以来钢材出口对钢铁用电量解释力较好，尽管国内市场需求 边际减弱，但东南亚七国和中东九国基建需求拉动钢材出口量从 2023 年 8 月开始维持了 30-60%的同比增速，钢铁行业用电量在同期实现了 8~15%的高增长。此外，以钢铁出口的 下游与增速来看，东南亚、南美、中东区域整体 2023 年钢铁出口增速均较 2022 年大幅增 长，其中如印度、越南、巴西、土耳其增速均达到 50%以上。整体海外发展中区域的基建 需求强劲。此外，汽车产业数据亦显示出汽车制造业用电量和汽车出口量的相关性。

量化来看，我国工业用电增速相对于出口增速的弹性系数约为 0.4（2014-2023 年），相关 性较强。基于上述讨论，我们认为出口增速和二产用电量增速具备一定的相关性。根据华 泰宏观组于 2024 年 4 月 2 日发布的《2024 年中国会缺电吗？》，对我国工业用电量增速 和出口量增速过去 120 个月（2014 年 1 月至 2023 年 12 月）的历史数据进行回归分析， 可以得出工业用电量增速较出口量增速（出口金额去除价格因素后）的弹性系数为 0.4 （R2=0.56），即出口量增速每变动 1pct，工业用电量增速变动 0.4pct。华泰宏观组预计 2024 年全年商品出口量增长 10-15%，对应工业用电量增速可能达到 6.8-8.8%，拉动我国用电 量在 2023 年的 9.22 万亿度电的基础上增长 4.5~5.8pct。

新质生产力（新能源、AI 等）亦贡献中国电力需求的持续增长

中国电力需求的超预期由新质生产力与出口共同拉动。2023 年中国用电量同比增长 6.7%， 超出市场预期，其中新质生产力增速贡献 2.3pct，出口增速贡献 2.0pct。展望 2024 年，我 们预计上述驱动力将持续发力，预计中国用电量将实现同比 7.3%的增速。 1. 中国单位 GDP 用电量在 2022 年之后转为上升趋势。2022 年以来我国单位 GDP 电耗 不降反升，用电增速与 GDP 增速背离。这可能意味着产业链的结构性出海，其中低电 耗产业通过产能出海，而高耗能产业通过产品出海、产能留在国内，中国低电价优势进 一步强化了高耗能产业的产品出海的竞争力。 2. 国内新质生产力对电力的需求贡献同样可观。我们测算 2024 年新能源制造、充电桩、 数据中心分别贡献 1.24、0.32、0.73pct，合计 2.3pct，分别来看： a) 新能源制造：光伏方面，我们估算每瓦组件生产的全生命周期电耗（考虑包括硅 料、硅片、电池、组件、玻璃、边框在内的主要环节电耗）约为 0.4 千瓦时/瓦， 2023 年我国光伏组件生产量 474GW，同比增长 67%，我们估算带动了 2023 年 全国 898 亿度增量用电。锂电方面，我们估算每瓦时电池生产的全生命周期电耗 （考虑正极材料、电解液、石墨、锂离子生产在内的主要环节电耗）约为 0.085 千瓦时/瓦时，2023 年我国锂电池生产量在 778GWh，同比增长 42%，我们估算 带动了 2023 年全国 170 亿度增量用电。上述新能源光伏锂电制造合计用电量同 比 2023 年增加 1069 亿度，拉动 1.24pct 的总用电需求增速。 b) 充电桩：在新能源车保有量持续增长背景下，公共充电桩和私人充电桩分别拉动 三产、居民用电的额外增长。基于2023年全国电动车保有量同比增长57%至2078 万辆（上牌量口径），考虑各类型车辆（营运及非营运乘用车、客车、专用车、电 动重卡）的里程假设，我们估算公桩、私桩 2023 年充电量分别同比增加 187、 89 亿度，合计 2023 年同比增加 276 亿度，拉动 0.32pct 的总用电需求增速。c) 数据中心：AI 训练和推理应用的发展有望带动数据中心成为新的电力增长极。对 于 2023 年，我们基于全国数据中心用电功率同比增长 23%至 38GW，算力规模 同比增长 49%至 449EFlops，估算数据中心用电量同比增长 631 亿度，拉动 0.73pct 的总用电需求增速。

中国电力需求迎来新一轮超级周期

中国电力需求有望迎来持续超预期的成长超级周期，2016 年以来电力需求超预期趋势将继 续延续。中电联 2021 年预计我国 2025 年、2030 年全社会用电量分别为 9.5 万亿、11.3 万亿千瓦时；2024 年 1 月发布的《2023-2024 年度全国电力供需形势分析预测报告》预计 24 年全年全社会用电量 9.8 万亿千瓦时，已超过此前 25 年预期。我们目前预测中国 2025 年、2030 年全社会用电量分别为 10.5 万亿、14.24 万亿千瓦时，电力需求增速维持高增长。 从驱动力来看，我们预计传统领域和新兴领域此消彼长，全国用电量增速在 2024-30 年有 望维持 6%的复合增速：1）我们测算新质生产力（锂电光伏制造）2022-24 年拉动用电增 速 0.7~1.2pct，随基数变高增速贡献或减小，但 2025-30 年仍有望维持年均 0.4pct 的用电 增速拉动。2）充电桩用电随全国电动车保有量提升影响或放大，2022-24 年对用电增速贡 献 0.2~0.3pct，我们预计 2025-30 年或略增至 0.4~0.5pct。3）数据中心用电贡献加强，我 们基准情形预期 2024-30 年每年贡献 0.7~0.8pct 的用电增速，若 AI 应用发展超预期则数据 中心用电量还有进一步上修可能。4）其他二产（由内外需拉动）以及三产和居民用电量对 增速的拉动我们预计将从 2024 年的 5.5%逐步回落至 2030 年的 4.3%。

电力需求超预期叠加能源转型，缺电可能再次发生

全球电力需求共振，传统能源发电需求或超预期

我们认为新能源持续从电量层面的替代趋势不会改变，但电力整体需求增长的超预期依旧 会拉动化石能源发电需求有所增长。2019-2023 年全球平均年发电增量为 6110 亿度电， CAGR 2.4%。我们测算全球 2024-2026 年的平均年发电量增量将超过 1.1 万亿度，增速 CAGR 达到 3.7%。EIA 也预期 2024-2026 年全球平均发电量增速将达到 3.4%。电力需求 将迎来全球性的增长提速。也由此，我们认为全球多范围的缺电风险在提升。 1. 全球新能源电量角度替代的大趋势不变。2012 年，全球化石能源发电量占比达到 67.9% 的高峰，随后持续下降，至 2022 年占比已下降至 60.6%。我们认为新能源技术的发展 与成本的持续下降，带动新能源在全球电量供应的角度逐步对传统化石能源实现替代， 是全球电力清洁化的确定性趋势。 2. 全球电力的超预期增长，将带动化石能源电力需求的增量，我们预期 2024-2026 年平 均年化石能源发电增量达到 3350 亿度，新能源发电增量达到 6860 亿度。2019-2023 年全球平均年新能源发电增量 4470 亿度，占到全球平均年用电增量的 73%，化石能源 发电与其它能源的平均发电年增量分别为 1400 亿度与 240 亿度。2024-2026 年，我们 测算新能源发电的平均增量达到 6860 亿度电，占比 60%。由于全球整体用电增量的高 增长，化石能源的发电增量同样或得到提升，2024-2026 年平均年增量将达到 3350 亿 度电，是 2019-2023 年平均值的 2.4 倍。 3. 全球电力增长的区域更为多元，欧美由此前的负贡献转为 14%的正贡献。2019-2023 年全球平均年发电增量的贡献中，中国贡献 4550 亿度，占比 74%，欧美合计-330 亿 度，贡献-5%。我们预期 2024-2026 年，中国依旧引领全球电力增量，达到 6690 亿度， 占比 58%，欧美的贡献合计也将达到 1640 亿度，占比 14%。 4. 电量的高增长同样带来负荷的高增长，全球多范围的负荷性缺电概率提升，海外能源 价格与电价持续上行。我们认为全球发达国家与发展中国家缺电的风险均在显著提升， 原因在于：1）发达区域如美国，整体系统冗余度在此前电力与负荷缺乏增长的过程中 持续下降，同时系统已显著老化，AI 与工业回流带来的最高负荷的持续提升，将对电 力系统的顶峰负荷平衡带来很大的挑战。2）发展中区域的增长主要由工业化与基建驱 动，参考中国，我国的最高负荷的增速持续高于电力增速，因此发展中区域脆弱的电网 基础与快速提升的电量与负荷需求也将对电网形成明显冲击，带来提升的缺电风险。我 们观察到海外从能源到电力的价格均持续走高，全球电力需求高增长下并伴随缺电风险 下，我们预期海外电价易涨难跌。

美国区域性缺电风险较大

裕度是衡量电力系统稳定性的重要指标。根据要我们此前报告（《能源转型-但问路在何 方》,20231201）电力系统的裕度是指电源可控装机与最高负荷之比。可控电源装机为名义 电源装机乘以特定的可控比例。我们认为可控裕度是一个有效的定量指标，且 1.1 是一个重 要的系统经验值，低于 1.1 的裕度值系统出现负荷性缺电的风险将显著提升。

可控裕度角度来看，美国整体电力系统裕度呈下降趋势，与数据中心相关的重点州裕度同 样偏低，2020 年后美国整体电力系统实际的电力扰动时长中枢提升，我们预期 2024 年美 国德州区域出现系统性缺电的概率较大。 1. 美国电力系统整体可控裕度目前仅 1.1 左右，若最高负荷增速继续高于可控装机，则 可能存在系统性风险。美国平均每年火电退役与增量气电的平均体量基本维持稳定， 因此美国整体可控裕度虽然持续有所下降，但在 2020-2023 年也基本维持稳定。发生 变化的则主要是最高负荷侧，虽然总用电量并未明显增长，但最高负荷则于 2022 年创 下 2016 年以来的新高，2023 年维持高位，推动整体美国电力系统可控裕度持续下降。 2. 美国数据中心数量前三的区域包括弗吉尼亚州、德州与加州，其中德州与加州的电力 系统裕度显著偏低，且过去 3 年均发生过严重的电力系统事故。结合区域性的系统裕 度与负荷增长率，我们认为德州出现系统性缺电的概率较大。受极端天气与本身州内 负荷增长驱动，加州与德州 2022/2023 年整体的电力系统可控裕度均已低于 1.1。历 史上，2020 年加州发生过严重的州范围的大停电，2021 年德州则受 2 月份寒流影响， 导致了长达 17 天，影响超过了 450 万电力用户的德州大停电。

新能源与气候的波动性放大阶段性供需与电价的波动

新能源的波动性将放大系统的风险，同时气候因素也成为电力系统安全性事件的重要诱因。 新能源中光伏与风电均存在明显的季度性出力波动，此外，风电在季度性外，其月度甚至 日度内的非预期内出力波动可能性也较大，而光伏则是具备一定确定性的出力高波动。这 综合使得电力系统在供给与需求的匹配中，发电侧的波动性随着新能源占比的提升而不断 提升。当整体电力系统的负荷相对紧绷的背景下，由新能源波动所导致的缺电事件也将更 为高频次的发生，如德州在 5 月份以来多次的日内电价大幅波动。此外，气候因素叠加整 体电力系统的冗余度不足，再加上新能源的不稳定性，也进一步的带来了严重电力紧缺事 件的可能性。 电力系统缺电的风险也将对电价、能源需求以及能源价格形成多方面的影响： 1. 电价角度：新能源带来的波动若电网无法用时响应，则在日度的范围内，将形成电力市 场价格的大幅波动。而更长时间的波动则可能带来整体价格预期的上涨。 2. 能源需求与能源价格：长时间维度的新能源出力波动、气候原因、以及需求的季节性综 合带来的负荷与电量紧缺，将使得对应时间段内传统化石能源发电的利用小时数快速攀 升，化石能源需求阶段性大幅提升，电力市场价格中枢提升，并可能使得化石能源边际 需求与价格明显提升。例如中国迎峰度夏期间煤炭价格易涨难跌，若恰逢水电不佳以及 范围性的新能源波动，则能源价格的波动将更为明显。

以美国为例：电力需求超预期可能拉动海外天然气与煤炭价格提升

AI 与工业投资将驱动美国电力需求 2024-2026 年高增长。我们于此前报告（《能源转型-AI 发展对电力存在哪些影响与机遇》 20240324）中预期美国将受数据中心建设驱动，带来 2024-2026 年平均约 600 亿度电的年用电增量。EIA 也于近期指引美国 2024/2025 年用电 增量将分别达到 1030 亿度与 560 亿度电，主要增长驱动为数据中心以及工业化3。我们认 为 AI 驱动带来的用电增量具备确定性，叠加工业投资的逐步投产，2025/2026 年美国的总 用电增量依旧维持 1000 亿度电以上。 美国天然气需求中工业与电力占主导，2018-2023 年整体需求维持增长。美国天然气下游 需求分布中电力占比 35%，工业占比 23%。其中美国 2023 发电结构中 43%为天然气发电。 2018-2023 年，美国整体天然气需求维持增长，期间主要的驱动源于电力与出口。

美国电力结构变化的特性，以及电力需求超预期，将使得美国天然气发电的需求，超出目 前市场预期，使得本土天然气供需存在缺口提升的可能性。 1. 化石能源中煤电转气电的趋势在美国本土持续进行。美国 2013 年以来，煤电利用小时 数中枢持续下降，天然气利用小时数持续提升。其中 2021/2022 年的利用小时数波动 主要受天然气价格大涨影响。根据 GlobalEnergyMonitor，美国 2024-2026 年将继续有 5.5/19.3/5.6GW 的煤电机组退役。煤电退役+利用小时数的持续下降，煤电的发电减量 在 2024-2026 年将更为明显。2. 与市场预期最大的不同在于，我们认为美国的天然气发电需求在 2024-2026 年将延续 较为明显增量需求。原因在于：1）2024-2026 年平均发电年增量达到约 1088 亿度电， 显著高于 2019-2023 年平均-563 亿度电。2）虽然新能源增量贡献显著，平均达到 935 亿度电，高于2019-2023年的平均的514亿度电，但由于煤电的退役+利用小时数下降， 以及其它能源贡献的减量，天然气依旧将在 2024/2025/2026 带来 828/939/494 亿度电 的发电增量，而市场普遍认为美国天然气发电增量为 0 或为负。 3. 电力超预期带来的边际需求拉动，有可能使得市场预期下的供需关系反转，并加剧 2025-2026 年潜在缺口的放大。从远期合约的价格上，我们已经可以观察到市场对于 美国 2025-2026 年天然气价格大幅上涨的预期。其中 2024 年以来，2024 年期货的价 格至 2024/05/23 已经从低位反弹 19%，而 2025/2026/2027 年远期合约价格，则较 2024 年合约价格分别高出 32%/44%/46%（2023/05/23） 4. 海外的煤炭与天然气价格存在高度的联动性，我们认为美国本土天然气的价格与供需， 将对海外的整体天然气以及煤炭价格，形成显著的影响。美国出口部分的天然气占到美 国 2023 年天然气总需求的 12%，美国本土的供需紧张可能将抑制出口的体量。煤价与 天然气的价格变动也有较高的关联度，以纽卡斯尔煤炭价格与 Herry Hub 天然气价格为 例进行对比，二者相关系数达到 0.69（2014/02/12 至 2024/02/12），纽卡斯尔煤炭与 TTF 天然气合约价格相关系数达到 0.86。以近十年海外能源价格走势来看，煤价与电 价相关性显著。其中，与美国平均电价的相关系数亦高达 0.74（2014/02/12 至 2024/02/12）。

能源新趋势下的煤价判断

新格局下的煤价复盘

近 20 年的煤价的走势不仅是市场供需关系的直接反映，也映射了全球经济波动、海内外政 策调整、以及能源格局的演变。从价格走势上来看，我们可以将煤炭行业大致分为四个阶 段：1）2012 年之前伴随着经济高速发展而景气上行的“黄金时期”；2）2012-2015 随着 经济增速放缓，产能过剩矛盾凸显导致煤价持续下行以及行业大面积亏损的“寒冬时期”； 3）2016-2020 通过供给侧改革的推行，煤炭行业经历了重构修复的“再平衡时期”；4）进 入 2021 年后，在“能源新格局”之下，煤炭供需关系以及价格环境所受影响变得更加复杂 且敏感，多重因素交织共振下煤价波动放大，价格中枢在波动中上移。

新周期下的大幅波动从何而来

2021：从供需错配到政策介入

2021 年全球经济从疫情中复苏，需求开始加速恢复，尤其在电力高增量和水电替代弱的环 境下，火电需求表现强劲。而供应端在经历了上一轮供给侧改革的出清后已进入了平台期； 此外“超产入刑”、“内蒙倒查 20 年”以及澳煤进口限令等也进一步限制着供应释放。在供 应弹性拉紧的基础上遇上需求的强势增长，供需错配矛盾逐渐放大，电厂库存落至历史低 位并大幅低于安全天数线。在供需持续错配下煤价一路上行至超 2,000 元/吨历史高点。而 后为了缓解这一紧张局面，政府迅速出台了包括直接限价和大批量产能核增在内的政策组 合拳，煤价在“有形之手”下迅速回落，仅一个月的时间回落千余元。

2022：海外能源高价冲击下国内稳价政策发力

2022 年受到俄乌冲突影响，国际能源价格大幅上涨，尤其在年中俄罗斯天然气断供担忧加 剧下欧洲天然气价格飙升，天然气与煤炭价格联动效应显现，海外煤价尤其是高卡煤价大 幅抬升。虽然受到来自海外能源紧缺的外部压力，但国内除了核增产能加速释放以及电煤 100%长协覆盖缓解了供应压力之外，不断优化的限价政策也在发挥着稳定市场的作用。与 此同时需求端在疫情影响下也出现下滑，虽然主产地生产拉运也受到了疫情扰动而带来了 短暂的供需错配，但总体而言煤炭基本面矛盾已较 21 年大幅缓解。

2023：进口冲击与非电需求撬动

在经历了 2021-2022 年的产能大幅核增后，国内煤炭产量迈上日产 1,400 万吨新台阶。而 海外煤炭需求在经济疲弱影响下萎靡不振，剩余市场供应开始流向国内。2023 全年煤炭进 口 4.7 亿吨，创历史新高，同比增长 61.8%。进口煤炭的冲击使得国内供应在产量高位释 放的基础上进一步得到充裕。煤炭社会库存在 7/8 月旺季累至近 2.2 亿吨绝对高位，并一直 保持在超出往年同期约 2,000-3,000 万吨的水平。全年煤价自年初阿拉善煤矿事故影响消退 后，在供需宽松的环境下逐步下滑，即使到了旺季有需求支撑价格仍未有明显涨势；但在 9/10 月传统淡季，强劲的非电需求拉动了煤价淡季逆势上涨。

能源转型下的新一轮供需改革

与上一轮通过产能清理修复行业供需关系不同，我们认为当前煤炭市场正处于由需求侧驱 动的新一轮“供需改革”。以 AI 算力需求的提升、新兴经济体工业化与基建改革为主的需 求驱动力将成为新周期下煤价的主要支撑。同时在全球能源转型大背景下，煤炭市场面临 着更加多元的影响。一方面在碳中和发展下煤矿的开采和生产受到来自资源条件、投资强 度、环境政策等方面约束，市场面临着供应缩减的压力；另一方面在新旧能源切换的关键 时点，煤炭的“安全兜底”作用被放大，从而使得煤炭的供需关系较过去的时期更加敏感。 国内煤价除了受基本面影响之外，也逐渐更多的反映了全球能源环境的变化，波动成因更 加复杂。在此之上，极端气候事件频发以及地缘冲突风险也加进一步加剧了价格的波动。

电力需求-比预期更强的基本盘支撑

如我们以上章节所述，我们认为本轮电力需求的超级周期叠加发电结构换挡期将会进一步 推升电力用煤的需求，其中用电需求增长决定了煤炭的补缺口作用，发电结构变革确认了 煤炭的兜底角色。电力作为煤炭需求的主力军，决定着总的供需平衡趋势，超预期的用电 增速将对煤炭需求形成更强的基本盘支撑。尽管新能源的发展是全球能源转型的确定性趋 势，但在转型过程中，尤其是在当前的新旧能源换挡期，电力系统的稳定性需要稳定的基 荷能源的支撑。

在新质生产力与出口需求的共同拉动下，我们预计 2024 年中国总发电量将达到 9.96 万亿 度，增速较 2023 年的 6.8%进一步提升至 7.3%。其中非化石能源占比约 36.1%，较 2023 年提高 1.8 个百分点。煤电发电量占比约 55.8%，虽然结构占比较 23 年的 57.6%有进一步 收缩，但在总电力需求强势增长的带动下，煤电发电量预计仍将有 4.0%的提升。根据我们 测算，用电增速每变动 1pct，煤电发电量增速变动 1.7pct。在基准情境下，4.0%的煤电发 电增速将带来全年约 1,800 万吨的动力煤供应缺口，并且季节性紧缺特征明显，如果夏冬 用煤旺季出现极端天气等干扰，季节性缺口将进一步加深。在供应端增量弹性有限的基础 上，预计库存压力较去年有一定缓解。虽然绝对水平仍处在历史中较高位置，但自 2022 年 首次全年执行发电供热用煤 100%长协覆盖以来，下游电厂库存高企也是兜底保供的表征。 我们认为高库存已成为能源转型下的新常态化，对煤价的镜像作用有一定失真，尤其是在 电煤与非电煤市场逐渐分化的趋势下。

非电需求-对市场价格带来更加直接的影响

从煤炭消费结构来看，除煤电外的其他领域 2023 年共消耗约 15 亿吨动力煤，占动力煤总 需求的 36%，其中约一半来自于建材、化工以及冶金需求。虽然电力用煤占据了动力煤消 费的绝大部分，电煤的供需情况也就决定了煤价的中枢位置；但自 2021 年电煤长协 100% 覆盖要求落实以来，市场煤中的电煤比例逐渐压缩，动力煤现货价格的弹性空间更多反映 的是非电煤的需求影响。尤其是在淡季时，如果非电煤的需求表现强韧将会有效支撑起淡 季价格，从而触发“淡季不淡”的价格走势。以 2023 年的 9-10 月为例，虽然电厂库存处 于历史绝对高位，具备淡季价格下行条件；但由于非电煤的需求持续向好，煤价淡季逆势 涨近至千元每吨。

我们认为化工领域对于原料煤的需求具备韧性，除了经济稳增长带来的直接需求支撑之外， 海外局势紧张的环境下国际油价持续上涨也进一步刺激了煤头化工的生产积极性。我国“富 煤缺油少气”的资源结构下，煤炭从燃料到原料的转型趋势对于减少油气依赖、保障能源 安全具有重要意义。由于现代煤化工与石油化工存在部分替代关系，使得煤化工在原油价 格上涨时成本优势体现。根据卓创咨询数据，当原油价格在 40-60 美元/桶时，两者会处于 弱竞争状态，而一旦原油突破 70 美元/桶，煤制工艺则优势凸显。今年以来受中东局势紧张 影响原油价格持续上涨，目前油价基本围绕着 80 美元/桶水平，煤化工成本优势扩大下带动 甲醇等化工品开工率保持高位。尿素（煤头与气头尿素产能比为 76:24）需求在农耕面积扩 大、新增产能投放、海外出口以及火电脱硝的支撑下保持着较强势头。1Q24 化工用煤需求 同比大幅增加约 1,700 万吨（+32%），也填补了建材行业用煤需求的缺口。

今年以来建材用煤受建筑活动复工进程缓慢影响表现较为疲弱，水泥市场需求不足之下行 业过剩矛盾进一步突出，价格下行压力抑制出货水平，出货率下滑 2-3 成。今年一季度全 国水泥产量同比下滑约 12%，产量为 2011 年以来同期次低，仅高于受疫情影响的 2020 年。 1Q24 建材行业用煤需求同比下滑约 1,000 万吨（YoY -18.5%）。但我们认为随着多地房地 产政策的松动以及特别国债和专项债的发行，房建基建需求或将看到一定的改善，虽然从 政策传导到的实际需求的时间和力度仍有待观察，但总体而言建材用煤需求存在边际改善 的预期和基础。

海外能源价格-新格局下的又一价格之锚

在全球能源转型的大背景下，国内煤炭逐渐呈现出“内外兼顾”态势，在反映国内煤炭基 本面变化之上，也越来越紧密的与海外能源价格产生联动。自 2021 年以来，在能源格局与 地缘格局的双重影响下，国际煤炭市场开启大幅震荡模式。国内市场依靠政府连续出台、 优化控价保供政策才得以弱化了部分海外煤价的冲击，虽然国内煤价波动幅度不及海外市 场，但趋势上仍体现了明显的跟随。海外能源价格主要从两个方向影响国内煤炭价格：1） 能源替代效应下的价格联动，尤其是电价、气价与煤炭的价格关联性；2）煤炭进口，内外 煤炭价差的变化带来的进口量的增减。 能源价格联动，海外气价→海外煤价：由于化石能源存在替代效应，能源价格间有较强的 相关性，从近十年海外能源价格走势来看，煤价与电价气价相关性显著。其中，煤价与欧 洲 TTF 天然气合约价格相关性最高，达到 0.86（2014-02-12 至 2024-02-12）；与美国平均 电价的相关系数亦高达 0.74。煤价与天然气的价格变动也有较高的关联度，以纽卡斯尔煤 炭价格与 Henry Hub 天然气价格为例进行对比，二者相关系数达到 0.69（2014-02-12 至 2024-02-12）。

当前国内煤炭市场面临着较以往更加复杂多变的外部环境，尤其是地缘政治扰动使得国际 能源市场的不确定性增加，国内与国际两个市场的联动性愈发明显。近年来国际局势紧张 动荡，以俄乌冲突为代表的地缘事件对全球能源市场产生了深远的影响。俄罗斯作为全球 主要的天然气和煤炭供应国之一，冲突引发了对能源供应稳定性的担忧，尤其是对俄能源 依赖更强的欧洲国家。为了应对天然气价格上涨带来的动力成本压力，包括德国在内的一 些国家开始寻求煤炭作为替代以维持电力供应和工业生产的稳定，继而推升了煤炭的需求。 从另一个角度来看，基于俄乌冲突后重塑的欧洲能源结构，我们认为下一轮能源周期将沿 着“美国电力需求超预期→挤压美国 LNG 出口供应→欧洲天然气供需失衡→推升天然气价 格→煤炭替代&煤价联动上行”连锁推进。

内外价差与国内进口，海外煤价→国内煤价： 进口煤炭是国内煤炭市场最灵活的平衡器，通过价差带动煤炭在内外市场间流动。2023 年 全年煤炭进口创历史新高，同比大幅增长 61.8%（1.8 亿吨）至 4.74 亿吨，仅进口增量部 分就与全国统调电厂库存水平相当。进口煤炭的涌入为国内供应带来了灵活有效的补充， 尤其对沿海地区的煤炭消费起到了较为明显的结构性补充作用，从而对国内煤价上行形成 了阻力。而 2023 年进口大幅增加的基础是国际煤炭市场的宽松环境，海外需求增长不抵煤 炭出口国供应的增长，导致剩余供应通过进口盈利窗口转向国内。但基于我们以上对能源 周期的判断，海外煤炭市场或将随着本轮周期的演绎而逐渐趋紧，进而逐渐抹平进口煤价 差优势甚至引发价格倒挂，使得国内终端用户转向内煤采购，从而推升国内煤炭需求及价 格。

供给端-生产弹性或已近拉满

我们认为在经历了自 2021 年以来的持续高强度产能核增刺激，目前国内产量弹性已近拉满。 碳中和发展下煤矿投资意愿减弱，资源获取以及生产成本抬升、存量矿山资源枯竭也进一 步束缚着供应增量空间。此外，随着中部及东部地区煤矿资源逐渐枯竭退出，生产更加向 西部富煤地区倾斜。山西、陕西、内蒙、新疆四地区产量占全国总产量比已从 2015 年的 68%提升至目前的 81%，而更为集中的产量也意味着供应更易受到干扰。尤其是连续几年 的高负荷生产使得煤矿检修时间被压缩，各地区加强安全监管的必要性与紧迫性突出。 根据我们统计，2021-2023 年间共有约 6.5 亿吨的产能核增获批，极大的缓解了供应端压力， 也有效的压制了煤价的上涨动力。2023 年全年原煤产量突破 47 亿吨，较 2021 年的 41.3 亿吨增加了近 6 亿吨。所以我们认为政府为了确保类似于 21 年煤价激涨的情况不再发生， 供应端已进行了“应增尽增”，存量产能的弹性已较 21/22 年时期大幅减弱。此外，上一轮 大幅核增是出现在煤价涨至 2,000 元/吨水平之时，且在此之前没有限价、100%长协覆盖等 政策限制，所以在目前的多重管控之下煤价很难出现急速上涨，我们对于 24/25 年的煤价 判断也仅是温和的趋势性上涨，不足以刺激产能大规模释放。从新增产能角度来看，2020 年以来新矿井的核准审批较少，根据能源局的批复统计，2020-2024 年间共批复了约 4,200 万吨/年产能，其中 2023 年无新矿批复（对比：2018-2019 两年共批复 6,200 万吨/年， 2013-2015 年密集新批 2.9 亿吨/年）；考虑到 3-5 年的建设周期，新矿的客观供应弹性有限。 今年以来政策端已经从“增产保供”向“稳产保供”倾斜，从今年初各地公布的煤炭产量 规划以及 1Q24 实际产量情况来看，全年煤炭产量增速或将有明显放缓。其中山西地区表 示将煤炭产量稳定在 13 亿吨水平，较其 2023 年实际产量 13.8 亿吨有一定距离。今年除新 疆仍计划有约 5000 万吨增量外，剩余主产地均将稳定于去年水平。1Q24 全国煤炭产量 11 亿吨，同比下滑 4.1%，其中山西地区受“三超整治”影响产量同比下滑约 19%。随着前期 事故停产煤矿的复产，我们认为今年下半年山西地区产量或将较上半年有一定改善，但在 总体安监力度并不会减弱的环境下改善幅度或比较有限。

根据我们目前跟踪的在建煤矿项目统计，预计 2024/2025 年每年约有 7,000 万吨的新增产 能投放，相较于 2022/2023 年的约 1.5 亿吨/1.1 亿吨水平已有下滑。虽然仍有新的煤矿产 能待投放，但是建矿成本已经大幅攀升。根据我们统计，2022 年新核准的煤矿项目平均单 吨投资约为 1,700 元/吨，而 2013 年时期仅为 520 元/吨。另外，虽然未来仍有一定的新增 产能释放，但经过近几年的高强度开采，煤矿的资源枯竭问题也日益凸显。根据国家能源 集团技术经济研究院测算，现有煤矿产量将在 2025/2026 年达到峰值，随着资源枯竭煤矿 范围扩大,现有煤矿产量将进入持续下滑通道，其中中东部等其他地区煤炭已经开始了产量 衰减趋势。

2024 年煤炭供需判断

我们预计 2024 年动力煤基本面将由去年的偏宽松转向一定程度的紧缺，全年或有约 1,800 万吨的供应缺口。供应端增速为 0.9%：1）在安全检查趋严的环境下，今年国内产量增速 将有进一步放缓，预计全年国内动力煤产量将同比提升约 0.9%至 41.6 亿吨；2）今年以来 煤炭进口在内外价差保持下较去年仍有进一步提升，但近期而受印度补库需求以及东南亚 极端高温天气影响，海外煤炭市场需求提振，国际煤炭价格逐步回升；同时在高基数的影 响下，我们认为下半年的进口量增幅将有回落；需求端增速为 3.5%：1）在基准情景以及 不考虑极端天气等不可控的因素前提下，电力用煤需求仍将保持一定韧性，预计同比提升 3.3%；2）建材用煤预计下半年在政策刺激下将有边际改善，降幅逐步收窄至全年同比下滑 约 5%；3）化工用煤在原油价格保持较高水平的环境下，需求有望延续今年以来的强劲势 头，根据 CCTD 数据，今年前五个月化工用煤增速约 16.5%；我们预计全年同比增长约 15%； 增量部分将抵消建材用煤的缩减。

我们认为在进入下半年后，电煤需求将有夏冬两个旺季的支撑，此外建筑用煤在政策刺激 下也有一定的改善预期，整体下半年价格支撑力度较上半年更加坚实，我们预计 2024 年煤 价中枢在 900 元/吨水平。同时在大的能源转型背景下，煤炭作为稳定的能源供应，一方面 将面对能源大周期下的超预期电力需求驱动以及海外天然气带来的关联性上涨动力；另一 方面国内煤炭自身面临着供应增长放缓甚至收缩的问题，需求与供应的错配程度或将逐步 放大，预计 2025 年煤价中枢将进一步上行至 950 元/吨。

从分红潜力与股息回报看煤炭行业投资与资产配置机遇

煤炭行业经历2021-22年的繁荣周期，板块上市公司业绩大幅提高，尽管2023年煤价回落， 价格中枢水平仍高于 2021 年以前，煤炭板块上市公司仍维持了较好的盈利及现金流水平。 我们认为煤炭行业的配置机遇包括以下两个方面： 1. 基本面改善带来的高分红回报潜力。在当前低利率环境下，煤炭行业的现金流稳定性及 高分红比例带来的投资回报支撑了板块当前的景气表现，且在煤炭价格仍有上行空间的 基础上，公司的盈利及现金流具有较高确定性来支撑板块未来可持续的高分红。 2. 对标全球能源体系定价的估值提升。在全球能源系统相互关联的背景下，中国煤炭价格 中枢长期来看或将受到海外能源价格上行趋势的带动而提升，而中国煤炭公司作为中国 能源供应体系中的基石，对比海外具备类似角色的油气公司，在估值水平上也有望向国 际公司靠拢，具备一定的提升空间。

煤炭板块上市公司 2023 及 1Q24 业绩回顾

2023 年煤炭板块上市公司净利润同比下降但仍为历史第二高。自 2021 年起在全球经济复 苏、能源供需失衡、地缘冲突以及极端天气的综合影响下，2021-22 年煤炭价格快速抬升， 到 2023 年煤炭供需出现一定程度宽松化后有所回落，北港 5,500 卡动力煤价格从 2022 年 的 1,265 元/吨下移至 2023 年 972 元/吨，进口煤同比增长 62%，在国内产量稳步释放的同 时为供给端提供了较好弹性，驱动煤价回落。而煤炭价格波动是煤炭板块上市公司业绩最 主要的驱动力之一，煤炭企业的盈利水平近几年也呈现出大幅提高及同比回落的相似走势， 煤炭板块企业净利润在 2022 年达到历史最高 2347 亿元，2023 年受煤价下滑影响，板块净 利润平均下滑 20%，但仍是历史盈利第二高的年份，煤炭企业在过去三年的煤炭价格繁荣 期内获得的利润总额占过去十年利润总额的 58%。

1Q24 煤价保持在 800-950 元/吨的区间震荡，供需两端皆偏宽松，季度均价环比下降 6%， 同比下降 20%。1-3 月国内原煤产量累计同比下降 4%，分地区来看，山西地区受安监力度 较强影响，一季度煤炭产量同比下降 19%至 2.7 亿吨，是国内煤炭产量下降的主要推动力， 陕西地区产量同比基本持平。而内蒙古和新疆煤炭产量则保持正增长，内蒙古一季度实现 产量 3.2 亿吨，同比增长 3%，超过山西成为煤炭产量第一大省，新疆第一季度累计产煤 1.2 亿吨，同比增长 8%。新疆煤炭资源丰富，自《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服务国 家能源安全的实施方案》印发以来，新疆煤炭产量持续保持高速增长，也是未来国内煤炭 供给增量的重要来源地之一。尽管 1-3 月国内煤炭产量同比下降，进口煤炭累计同比增长 14%达到将近 1.2 亿吨，对国内的供给形成较好补充，也在一定程度上对国内煤炭价格底部 形成支撑。

从需求端来看，一季度全社会用电量及其中的火电发电量延续增长态势，均同比增加约 7%， 化工用煤需求环比保持平稳，同比增长 12%，维持在近几年高位，但钢铁、水泥受房地产 低迷及基建增长乏力影响，产量同比下滑，尽管“金三银四”是传统旺季，三月底水泥出 货率同比减少约 15pct，铁水日均产量则在 220 万吨附近低位，煤炭整体需求相对供给也较 为宽松。 受煤价下滑影响，煤炭企业季度盈利也出现下行。板块公司营业收入平均同比下滑 13%， 净利润平均同比下滑 35%。一季度长协价格受市场影响较小，仅小幅下降 2.5%，因此长协 销售占比较高的煤炭企业一季度业绩表现相对更加稳健。而焦煤企业则受到主产地山西地 区“三超”整治影响，产销量收缩，尽管季度平均焦煤价格仅下滑 4%，但量价同步缩减给 焦煤企业带来更大压力，焦煤企业季度净利润平均同比下滑 55%，同期动力煤企业净利润 平均同比下滑 23%。

投资价值应聚焦现金流与分红

盈利提升带动资产负债表质量改善，支撑板块重估值基础

在经历 2021-23 年由高煤价驱动的盈利扩张后，从我们选取的煤炭板块代表性上市来看， 公司的资产负债表质量得到较好修复，整体有息负债率连续下降，在 2021 年进入净现金状 态。显著改善的资产负债情况为板块在当下市场环境中的重新估值奠定基础。

聚焦现金流与派息水平

高分红回报在低利率环境下提高板块的投资价值。盈利的提升也同步推动公司现金流的增 长，在近几年缺少大额开发性资本开支的情况下，分红派息成为许多煤炭公司资金分配方 案的重要选择。部分煤炭公司在近几年对分红派息的比例做出承诺，如中国神华承诺 2022-24 年现金分红比例不低于当年归母净利润的 60%，陕西煤业将 2022-24 年分红规划 从之前的 40%提高到不低于 60%的可分配利润，兖矿能源承诺 2023-25 年每年现金股利总 额不低于净利润的 60%，平煤股份计划 2023-25 年现金分红比例不低于当年可供分配利润 的 60%。 从我们选取的板块样本上市公司来看，2021-23 年样本公司整体自由现金流水平明显提高， 而用于资本开支的现金流占公司当年在手现金的比例则是不断下行。与之相对应的是样本 公司整体的现金分红占经营现金流比例近几年来逐年提升，在 2023 年达到 35%。

从 EV/EBITDA 来看，中国煤炭板块样本上市公司平均 EV/EBITDA 在 2022 年以来有所提 高，对比板块自身历史估值水平，目前中国煤炭板块样本上市公司估值处于较合理的区间。 从股息率来看，目前中国煤炭板块样本上市公司平均股息率在 5.7%。受样本公司近几年股 价上涨影响，股息率有所下降，但基于目前 35%经营现金流的分红支出比例，煤炭上市公 司分红额或仍有提高空间。

全球能源联动下，煤炭板块迎来估值提升机遇

一方面，从资产负债及现金流情况来看，煤炭板块公司的基本面质量相较 2021-22 年的繁 荣周期前已经有了显著改善。另一方面，2021-22 年的全球能源危机也突显出能源价格在不 同地区间、不同品种间的联动性，并且在经历价格上涨、供给紧张的危机阶段后，能源安 全重新成为各个市场考虑的重点要素之一，传统能源在当下能源供应结构中的基石作用再 次得到肯定与巩固。我们认为在全球能源体系相互关联的本质之上以及传统能源价值地位 再发现的趋势中，叠加煤炭板块公司基本面情况的改善，中国煤炭公司有望迎来对标海外 能源公司的估值提升机遇。 以美股相关的能源公司为样本，美股代表公司平均 EV/EBITDA 从 2022 年起也呈现上行趋 势，与中国煤炭公司 EV/EBITDA 走势一致，但美股公司 EV/EBITDA 提升速度明显快于 A 股，从对标角度来看，中国煤炭公司目前的平均估值水平仍有上升空间。

以美股两家稳定分红的公司，埃克森美孚和雪佛龙为例来看成熟美股能源公司的股息水平， 目前美股两家公司的股息率在 8%（略高于中国煤炭公司 6%的股息率）。若将股息作为资本 回报率，考虑到资金成本基准，我们分别将中国和美股样本公司的股息率与对应市场的十 年期国债收益率做对比计算相对收益率，可以看到目前中国煤炭样本公司和美股代表公司 的相对收益率水平基本一致。

传统能源公司估值水平有望随能源价格中枢上移而提升，中国煤炭公司或具有更强的向上 弹性空间。尽管 2023 年随着供需重新再平衡，全球传统能源价格相对危机时显著下滑，但 各能源品种价格中枢相对危机前均有所上移，也侧面体现出传统能源在能源供应体系转型 过程中的价值水平重塑。而这也意味着对于传统能源公司来说，公司盈利有望随着能源商 品价格的上移而增长，支撑现金流及股息的可持续性，进而推升行业相关公司的估值水平。 全球能源转型对供给端的重塑与需求端能源安全诉求导致的供需错配将为全球能源公司创 造新一轮的估值提升机遇，中国煤炭公司也将受益于此，叠加坚实的基本面基础，或在本 就偏低的估值水平上具有更强的向上弹性空间。

板块配置建议

短期来看，在内需企稳及外需向好的预期下，持续增长的全社会用电量将有望带动下半年 国内火电增长，且工业复苏及对部分原油化工品的替代也将推动今年化工用煤维持较高水 平。而在今年严抓安全生产的背景下，尽管山西地区在三月底印发的《2024 年山西省煤炭 稳产稳供工作方案》提出 13 亿吨产量目标，相对去年山西省 13.6 亿吨实际产量仍有约 6,000 万吨缺口，考虑到内蒙古、新疆等地或能释放一定产能，我们预计全年国内产量或仅有 0.8% 的增幅。另一方面，进口端在去年高基数的基础上或较难再有大幅增长来弥补国内需求的 增长，我们预计今年煤炭供给或仅能增长 0.9%，相对 3.5%的需求增速，将形成约 1,800 万吨的供需缺口，推动下半年煤炭价格上行。 而长期来看，随着全球发展中国家工业化的持续发展、发达国家受 AI 发展带动电力弹性系 数提升，都将从长期角度增加对于电力需求的预期，从而造成全球在持续推进新能源增长 的过程中由于对传统能源投资的缺失所造成的供给不足与新能源在纳入电网时对传统能源 调峰作用的需求提升所形成的供需错配，全球传统能源或将开启新一轮的超级周期。

中国神华：一体化能源龙头迎周期上行大浪潮

煤炭业务：资源储备丰厚，产能规模领先

截止 2023 年底，公司拥有煤炭保有资源量 325.8 亿吨，煤炭保有可采储量为 133.8 亿吨， 均居行业首位。公司目前拥有六大矿区：神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区、宝日希勒矿 区、 包头矿区以及新街矿区。其中核心资源位于神东和准格尔矿区，神东矿区是世界首个 2 亿吨级现代化大型煤炭生产基地，矿区的补连塔煤矿是世界最大的单井煤矿；准格尔矿区 的黑岱沟矿是我国最大的露天煤矿。公司众多煤矿埋藏浅、煤层较厚、地质构造简单，开 采成本较低。

近年来公司通过核增与收购方式使得产能得到稳步提升，目前共拥有产能约 3.5 亿吨。2022 年，公司黄玉川、青龙寺、神山煤矿合计 460 万吨/年产能核增获批， 2023 年，保德煤 矿产能由 500 万吨/年核增至 800 万吨/年，李家壕、胜利一号露天矿等煤矿产能核增申请 工作有序推进。目前公司正在推进对国家能源集团所持大雁矿业 100%股权和杭锦能源 100% 股权收购的相关工作。待相关项目顺利投产并完成收购后，预计合计新增产能 2,070 万吨 /年。此外公司内蒙古新街台格庙矿区仍在待开发中，目前已取得新街台格庙北区及南区的 探矿权证，矿区保有资源量 108 亿吨，总设计产能规模为 6200 万吨/年。公司在 2023 年度 报告中已表示将在 2024 年开工建设新街一井、二井，预计将在 2027/2028 年投产，合计 产能 1,600/年。

在公司的煤矿资产中，大部分为千万吨级煤矿，而在产能超 2000 万吨的 6 座大型煤矿中 4 座为露天优质煤矿。露天煤矿因煤层较浅，相比井工煤矿开采难度小、开采成本低。得益 于产能体量大且低成本露天煤矿占比高，公司自产煤生产成本一直以来维持在行业较低水 平。2011-2021 年间吨煤生产成本维持在 150 元/吨内，自 2022 以来受人工成本上涨影响， 单位生产成本有一定上移，但仍处于行业成本曲线最低端的水平，仅高于资产全部为露天 褐煤的电投能源。 中国神华作为国内第一大煤炭企业，除了销售自产煤炭之外，公司也充分利用运输网络优 势，自有矿区周边、铁路沿线从外部采购煤炭，用以掺配出不同种类、等级的煤炭产品后 统一对外销售。但相较于毛利率较高的自产煤（22/23 年毛利率为 50.7%/46.6%），外购煤 毛利率较低（仅为 3.2%/2.4%），对公司煤炭板块整体毛利率有一定影响（36.5%/32.3%）。 随着公司自产煤产量的提升，以及公司对提质降本增效的重视，预计销售结构将继续优化， 为煤炭板块利润率带来一定的提升空间。目前公司外购煤销量占比已从 2022 年之前的约 35%水平下降至近两年 26%的平均水平。

电力：低成本高效运营，煤电联营模式优势体现

电力是公司的第二大产业板块。截止 2023 年底，公司控制并运营的发电机组装机容量 4,463 万千瓦，其中燃煤发电占比约 97%，为 4,316 万千瓦；燃气发电 95 万千瓦、 水电 12.5 万千瓦、光伏发电 39.5 万千瓦。公司电厂除了有分布在神东矿区、 宁东矿区以及宝 日希勒地区的坑口电厂之外，华北地区电厂主要集中于大秦铁路沿线、朔黄铁路沿线，南 方电厂主要集中于航运线以及港口运输辐射地区。 2023 年公司湖南岳阳项目 （2×1,000MW）和广东清远一期项目 （2×1,000MW）陆续投运，发售电量继续提升。公司全年完成总售电量 199.75 十亿千瓦时，占同期全社会用电量 92,241 亿千瓦时的 2.2%。目前公司仍有在建及待建的电力项目，未来电力装机仍有提升 空间。包括广东惠州热电二期燃气热电项目，江西九江电厂二期扩建工程，广东清远电厂 二期扩建工程，广西北海电厂二期扩建工程，河北定州电厂三期扩建热电工程，河北沧东 电厂三期扩建工程，合计装机容量 9,440 兆瓦。 从公司的售电结构来看，2023 年市场交易电量达 194.56 十亿千瓦时，占总售电量的比例 上升至 97.4%。2021 年 10 月，在国内多地出现用电紧张煤炭短缺的背景下，国家发改委 发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将市场交易电价上下浮动范 围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，并且高耗能行业不受 20%限 制，浮动范围的调整扩大了用电紧缺时的电价上移空间。

电力业务依托其煤电一体化、区位优势，整体发电效率及成本具备较强竞争力。得益于公 司的自有煤炭资源优势，公司发电用煤中自产煤占比较高，基本保持在 80%水平。2023 年 公司发电分部耗用公司内部销售的煤炭量占发电分部耗煤总量 9,380 万吨的 78%。中国神 华的单位燃煤电力成本中煤炭占比约 70%-80%，公司可充分受益于其自产煤的低成本优势。 尤其是在煤价上行趋势期间，公司自有煤炭较大程度的缓解了电厂原料成本上涨压力。同 时公司在煤电一体战略下，机组利用小时数远高于全国平均水平。2023 年公司燃煤发电机 组平均利用小时数达 5,221 小时，比全国 6,000 千瓦及以上电厂燃煤发电设备平均利用小 时数 4,685 小时高出 536 小时。此外公司积极推动绿色低碳清洁发展， 燃煤发电机组 100%实现脱硫脱硝，常规煤电机组 100%实现超低排放，同时公司持续深化煤电机组“三 改联动”，2023 年公司燃煤电厂平均耗标煤 300 克/千瓦时，创历史新低。低煤耗加持下公 司燃煤机组更具成本优势。

运输：陆港航联运构筑庞大运输网络

公司拥有包括铁路、港口以及航运在内成熟的综合性运输网络，衔接了上游生产地与下游 消费地区的运输，实现了产运销的高效协同。铁路方面，公司作为中国第二大铁路运营商， 形成了“晋陕蒙”煤炭基地的环形辐射网、“神朔—朔黄线” 西煤东运大通道以及环渤海 能源新通道黄大铁路，总铁路营业里程为 2,408 公里。港口方面，公司拥有包括黄骅港、 天津煤码头在内共计 2.7 亿吨吞吐能力的码头。公司 2023 完成装船量 2.56 亿吨，其中黄 骅港装船量 2.1 亿吨，是我国西煤东运、北煤南运第二大通道的重要出海口，为增产保供提 供保障。航运方面，公司拥有船舶总载重量 213 万吨，航线覆盖黄骅、天津、秦皇岛等主 要港口，2023 年航运货运量 1.5 亿吨。

能源航母经营稳健，具备长期高分红能力

受益于一体化的业务体系，公司在实现盈利相对稳健的同时一直坚持高比例现金分红政策 回馈股东，公司自上市以来平均分红率达 60%。高于行业平均的 45%（申万煤炭开采行业） 即使在行业大幅亏损的 2015 年，公司仍实现了 161 亿元的净利润以及 40%的分红率。公 司独有的“煤电路港航化”一体化能源业务模式具有攻守兼备特性，使其在能源周期波动 下仍可实现盈利相对稳健。公司目前现金流充裕稳定，公司资产负债率保持在较低水平且 还在持续优化，在碳中和背景下资本开支或较为有限，未来高分红具备可持续性。此外， 2024 年，国务院国资委将对中央企业全面实施“一企一策” 考核，将全面推行上市公司 市值管理考核。市值管理考核有望进一步推动央企控股上市公司强化价值管理，包含公司 在内的“中特估” 央企估值或有潜在的提升驱动力。

股价复盘

从煤炭价格参考切换到股息收益参考，盈利增长或稳定仍是重要基本面支撑。以 A 股为例， 从历史上看，煤炭价格是公司股价的重要驱动因素，当煤炭价格走高，公司盈利水平会受 益于煤价抬升带来的盈利扩张，为公司股价提升提供基本面支撑。2019-2022 年期间，动 力煤市场价与公司收盘价之间相关系数达到 0.8。随着 2022-23 年长协制度执行不断完善， 电煤、供热用煤保供更具针对性，由于长协机制在一定程度上锁定了价格，长协成交价呈 现出低波动的特征，对于长协比例较高的中国神华来说，盈利的波动性也随之降低，从股 价表现来看，对现金流和股息率的考虑逐渐成为公司股价的主导因素，从而使得股价表现 从原先煤价-股价的联动反应逐渐切换到股息率-股价的联动反应。而从 2024 年来，市场风 格偏好转向高股息，公司股价也在资金面等因素加持下走高，对应股息率有所回落，然而 对比其他高分红公司股息率来看，公司股息率仍然较高，公司在股息率方面相对其他公司 的优势或是公司近期收盘价仍在不断走高的主要驱动因素。 如果从基本面角度拆开看公司估值水平（PE）和公司每股净利润（EPS）的年度变化情况， 可以看到公司的股价增长、盈利增长和煤价波动有较好的一致性。2023 年因为长协比例较 高的原因，公司净利润下降幅度低于市场煤价下滑幅度，由于市场偏好更多转向股息率驱 动，较为稳定的盈利也意味着较为稳定的分红可能，从公司业绩稳定性的角度给公司估值 带来一定溢价，公司股价表现也较为坚挺。

兖矿能源：出海龙头煤企，更享国际煤价弹性

省属唯一能源集团控股，集团唯一煤炭上市平台。公司控股股东为山东能源集团有限公司 （山东能源），为全国第三大煤炭生产企业。截止 2023 年末，山东能源直接和间接持有兖 矿能源 54.69%股份，公司实际控制人为山东省国资委。2020 年，兖矿集团与原山东能源 集团战略重组为山东能源集团，原山能集团的资产、负债，业务等并入原兖矿集团，原兖 矿集团作为存续主体更名为山东能源集团。山东能源旗下有包括兖矿能源、山东玻纤、新 风光、云鼎科技、齐翔腾达等多家上市公司，其中兖矿能源是集团唯一的煤炭板块上市主 体。在解决同业竞争问题的前提下，公司有望逐步收购山东能源集团的其他煤炭资产。截 止 2022 年末，山东能源集团煤炭资源总量为 908.7 亿吨，可采储量 180.6 亿吨，资源储备 雄厚。

聚焦煤炭主业扩张，资产布局覆盖海内外优质产区。兖矿能源作为国内唯一一家拥有全球 四地上市平台的龙头煤企，积极推进资产布局与产业结构优化，先后在境内外煤矿优质产 区进行并购重组。2017 年，公司实现了澳洲资产版图扩张，成功完成联合煤炭 100%股权 并购，成为全球煤炭行业近 5 年来最大的兼并重组案；同年兖煤澳洲的年产 2,100 万吨特 大型矿井莫拉本煤矿全面建成运营，形成了莫拉本、HVO 和 MTW 海外三大主力资产的格 局。自 2018 年起，千万吨级矿井群（转龙湾，石拉乌素，营盘壕，金鸡滩）逐步投产并被 收购进上市公司，陕蒙基地产能大幅提升。目前公司资产分布于成山东、陕蒙、新疆和澳 洲四大优质产区。截至 2023 年末，公司在境内拥有 468 亿吨煤炭资源量（中国国家标准）， 以及 87.5 亿吨海外煤炭资源量（JORC 标准）；在产煤炭产能共计 2.3 亿吨/年。此外公司 拥有两处在建煤矿，年产 180 万吨的万福煤矿预计 2024 年投产，年产 1,000 万吨的五彩湾 四矿一期预计 2025 年投产。除具备内生增长潜力外， 公司在《发展战略纲要》中已明确 提出将通过内生与外延并举，力争在 5-10 年实现 3 亿吨/年的煤炭产量目标，战略目标清晰 可行。

澳洲煤炭毛利贡献近四成，将充分受益于国际煤价上行。兖矿能源海外业务主要通过其子 公司兖州煤业澳大利亚有限公司（兖煤澳洲，62.26%股权）以及兖煤国际有限公司（兖煤 国际，100%股权）开展。公司于 2004 年收购澳思达煤矿开启了海外扩张之路，也是我国 企业首次成功收购境外煤矿，之后陆续收购了包括莫拉本（现 2,200 万吨/年产能）、HVO （3,800 万吨/年）以及 MTW（2,800 万吨/年）在内的稀缺资产，成为全球煤炭最大出口国 澳大利亚的最大独立煤炭运营商。2023 年公司澳洲基地共生产煤矿 3,887 万吨，占公司总 产量的 29%。作为国内唯一拥有海外煤矿资产的煤企，公司盈利将充分受益于更加市场化 的国际煤价弹性，尤其在能源上行周期将享有更强的价格驱动力。22/23 年公司澳洲板块毛 利分别占公司煤炭板块总毛利的 38.8/37.2%。

向产业链高附加值端延伸，能源价格上涨推升煤化工产品盈利空间。公司拥有从煤炭开采 到煤化工产品生产的完整产业链，使得公司能够高效地将煤炭资源转化为高附加值的化工 产品。公司着重高质量建设鲁南化工、未来能源、荣信化工、榆林能化、新疆能化等 5 个 高端精细化工园区，产品继续向更精细、更高端巩固延伸。公司在煤化工业务的持续布局 下，化工产品产量逐年提升，2023 年公司化工产品产量突破 850 万吨，10 年间产量复合 增速达 30%。同时并提出力争 5-10 年化工品年产量 2000 万吨以上的战略发展目标，其 中化工新材料和高端化工品占比将超过 70%。在打造精细化提升产品价格的同时，公司化 工配套项目利用自有煤资源充分压缩成本，相较于其他煤化工企业余留了更大的盈利空间。 我们认为新一轮的能源周期下，化工产品价格将受到原油价格上行的成本支撑，进而使得 煤化工成本竞争优势扩大，并受益于产品价格上行带来的盈利弹性。

股价复盘

煤炭价格是公司股价重要驱动因素，2023 年末以来股息率成为重要参考。以 A 股为例，公 司股价与煤炭价格从 2019 年到 2023 年 9 月相关系数达到 0.81，煤炭价格是公司股价重要 驱动因素。和长协占比较高的公司不同，公司长协销售比例较低，2022-23 年股价仍与市场 煤价格趋势相关度较高。2023 年 9 月，公司发布关于 2023-25 年分红规划的公告，承诺 2023-25 年年度现金分红总额占当年扣除法定储备后净利润约 60%。且随着市场风格偏好 转向高股息，尽管 2024 年来煤炭价格并未出现显著上涨，公司股价仍在资金面等因素影响 下走高，并带动股息率有所降低。 从基本面角度拆开看公司估值水平（PE）和公司每股净利润（EPS）的年度变化情况，公 司的股价增长、盈利增长和煤价波动有较好的一致性，2023 年受公司分红及分红预期提高 带动，估值水平在盈利下滑时反而有所上升。

中煤能源：中字头煤炭翘楚，估值有望乘势而上

能源央企控股上市公司，背景雄厚。中国中煤能源股份有限公司（中煤能源）控股股东中 国中煤能源集团（中国中煤）是国务院国有资产监督管理委员会直属的大型煤炭生产企业 之一，是国内唯一具有煤矿设计、煤矿建设、煤机装备制造、煤炭开采及煤炭洗选加工、 煤化工、煤矿坑口发电、煤炭及化工产品贸易等全产业链的企业。截止 2023 年 3 月末，中 国中煤可控煤炭资源储量 796.8 亿吨，其中可采储量 454.8 亿吨；共拥生产矿井 62 座， 煤炭总生产能力 2.3 亿吨/年。集团拥有中煤能源、上海能源（中煤能源控股子公司）、新集 能源 3 家上市公司。公司在股东支持、资源获取、政策支持等方面具有明显优势。截至 2023 年末，控股股东中国中煤持股占比为 57.38%。

煤炭产能规模优势突出。公司的煤炭资源主要分布在晋陕蒙优质产区，包括安太堡煤矿、 安家岭煤矿、以及东露天煤矿在内的千万吨级大型煤矿项目最为集中的平朔矿区位于国家 指定全国 14 个大型煤炭基地之一的晋北基地，是华北和西北煤炭生产省份的主要煤矿中距 离主要煤炭装运港口最近的矿区之一。截止 2023 年，公司拥有煤炭资源量 266.48 亿吨， 可采储量 138.71 亿吨，证实储量 49.60 亿吨。2023 年公司共生产原煤 1.34 亿吨，同比 增长 12.6%，产量规模位居 A 股上市煤企第三。 核增新建并举，具备扩张潜力。近两年公司所属东露天矿、安家岭露天煤矿等项目陆续取 得产能核增批复，合计增加煤炭产能 1,710 万吨/年; 大海则煤矿建设规模由 1500 万吨/年 调整为 2000 万吨/年，并已于 2023 年投产。另外公司 400 万吨/年的里必煤矿和 240 万吨 /年的苇子沟煤矿项目正在在建中，未来两年仍有增长潜力。2023 年末，公司大屯公司唐家 河煤矿项目获国家发展改革委核准批复，建设规模 500 万吨/年，资源储量 8.75 亿吨，为 公司持续扩张蓄力储备。此外公司作为背靠央企的大型能源公司，未来仍有一定的资产注 入空间。根据 2021 年发布的避免同业竞争协议，集团公司承诺在 2028 年 5 月 11 日之前 将与公司存在同业竞争的资源公司（产能 948 万吨/年）和华昱公司（产能 1,360 万吨/年） 注入上市公司。

发挥产业链协同优势，煤化工稳步增长。除煤炭主业外，公司业务也涵盖了煤炭贸易、煤 矿装备制造、煤化工和电力等，产业链协同优势明显。公司煤化工产品主要包括甲醇、聚 烯烃、尿素、硝铵等。截止 2023 年末，公司拥有煤化工产品权益产能 1,013 万吨/年，其 中聚烯烃产能 218 万吨/年、甲醇产能 181 万吨/年、尿素产能 222 万吨/年、硝铵产能 58 万吨/年、焦炭产能 300 万吨/年、LNG 产能 35 万吨/年。2023 年公司共生产煤化工产品 603.6 万吨，同比增长 6.5%；在聚烯烃销售价格同比下跌 494 元/吨、尿素销售价格同比 下跌 189 元/吨的情况下公司有效降低成本，实现毛利 32.95 亿元，同比增加 2.67 亿元， 体现了良好的管理水平和煤化一体化发展的协同效应。我们认为公司化工规模的逐渐扩大 与成本支撑逻辑下的化工品盈利提升，将为公司盈利带来一定的弹性。

大额减值完成，未来盈利释压。随着煤炭行业景气度的上行，公司于 2021/2022 年进行了 大额计提减值，两年资产减值损失分别为 39.6 亿元/88 亿元，2023 年减值损失已缩减至 2.85 亿元。经过两年的大额计提减值，公我们认为公司资产质量已得到夯实，未来减值对盈利 的压力已相对释放。

股东增持提振市场信心。2023 年 10 月 16 日，公司发布《关于控股股东增持公司股份 计划的公告》。基于对公司未来发展前景的信心和对资本市场长期投资价值的认可，公司控 股股东中煤集团计划在未来 12 个月内，以自有资金及自筹资金，通过上海证券交易所采用 集中竞价、大宗交易等方式增持公司 A 股股份，累计增持数量不超过 5,000 万股。自公 告发布日起至 2024 年 4 月 16 日期间，中国中煤累计增持公司 2,036,100 股 A 股股份。

股价复盘

从煤炭价格参考切换到股息收益参考，盈利增长或稳定仍是重要基本面支撑。以 A 股为例， 2019-22 年，煤价变动对于公司股价波动有较好的解释性，二者相关系数达 0.86，煤炭价 格是公司股价的重要驱动因素。而随着 2022-23 年长协煤定价机制逐渐进入执行稳定期， 煤炭下游销售中长协比例提高，对于中煤能源这种长协销售占比较高的公司来说，盈利波 动性降低，投资价值逐渐转向现金流与股息，从股价表现上来看，2022-23 年，股息率逐渐 成为公司股价的重要参考因素。而从 2024 年来，市场风格偏好转向高股息，公司股价也在 资金面等因素加持下走高，对应股息率有所回落，但因为公司近几年资产质量提升、资产 负债表稳健，市场对公司未来提高分红比例有所期待，另外公司于 5 月 30 日公告表示，收 到控股股东中国中煤能源集团对于增加 2023 年特别股息分派的提议，对于公司分红提高的 预期或是公司 2024 年来股价与股息率有所背离的原因。 当煤炭价格走高，公司盈利随之扩大，为股价提高提供基本面支撑。从公司估值水平（PE） 和公司每股净利润（EPS）来看，公司的股价增长、盈利增长和煤价波动有较好的一致性。 2023 年市场煤价格同比大幅下滑，但受益于长协占比高及资产减值损失同比大幅减少，公 司 2023 年盈利仍实现小幅增长，给公司股价带来一定溢价，股价表现仍较为坚挺。

陕西煤业：资源与成本护航，分红有持续保障

资产分布于优质产区，资源禀赋优异

陕西煤业煤炭资源主要分布在国家“十三五”重点发展的大型煤炭基地：神东基地、陕北 基地、黄陇基地。所属矿区煤层赋存条件好且地质构造简单，多为现代化大型矿井。公司 煤质优良，具有中高发热量、特低硫、特低磷、特低灰的特点，属于优质环保动力煤、气 化煤和化工用煤，平均热值在 5500 大卡以上，尤其是陕北榆林地区商品煤热值达到 5800 大卡以上，产品具备较强竞争力。 截止 2023 年底，公司煤炭储量为 181.41 亿吨、可开采储量 104.41 亿吨，可开采年限 70 年以上。拥有煤炭核定产能 1.62 亿吨，其中包括红柳林、张家峁、柠条塔、小保当一号、 小保当二号在内的五对千万吨级矿井。公司在 2023 年度报告中已表示将继续聚焦做强主业， 加大资源开发力度，培育优质产能。全力以赴做强存量、做大增量，推动产能核增、加大 优质产能资源获取力度。积极推进小壕兔一号和小壕兔西部勘查区项目前期工作，为可持 续发展蓄积动力。

产量稳步提升，成本具备竞争力。 公司充分发挥资源优势，逐步释放优质产能，近年来煤炭产量实现稳步提升。自 2016-2023 年间公司煤矿年产量复合增速达到了 8.4%。自 2022 年以来，在政府大力促进核增产能落 地的背景下，公司多处资产获得核增批准，包括，柠条塔煤矿产能由 1,200 万吨/年提升为 1,800 万吨/年再至 2,000 万吨/年，袁大滩煤矿生产能力由 500 万吨/年核定至 800 万吨/年， 红柳林煤矿产能由 1,200 万吨核增为 1,800 万吨等。截止 2023 年底，公司核定煤炭产能 1.62 亿吨；2023 年共生产原煤 1.64 亿吨，位居上市公司第二。其中陕北矿区煤炭产量为 1.06 亿吨，彬黄及渭北矿区产量分别为 4,837 万吨和 948 万吨。

受益于公司的煤炭资源禀赋以及规模优势，公司单吨煤炭生产成本较为稳定，且在行业龙 头中处于较低的位置，保障了产品的利润空间。公司在资源禀赋天然条件优异的基础上， 仍积极推进“大成本”管控，以战略成本、制度成本、企业成本、产品成本管理为核心的 “四位一体”大成本分级管理体系，进一步巩固自身成本竞争优势。2023 年公司自产原煤 单位成本为 297 元/吨，自产原煤单位毛利 237 元/吨，单位毛利率 44%。

背靠陕煤集团，未来增长有保障。 公司控股股东为陕西煤业化工集团（持股 65.15%），为陕西省内唯一的大型省级煤炭企业， 在地方经济发展中占有重要地位，政府支持力度大。截至 2023 年末，陕煤集团拥有煤炭资 源储量 300.45 亿吨，可采储量 203.09 亿吨，矿井剩余可采年限约为 98.59 年，资源优势 突出，资源储备雄厚。此外，陕西省政府已明确将陕煤集团作为鄂尔多斯盆地神府南区的 唯一开发主体，神府南区拥有的煤炭资源储量达 300~400 亿吨。未来伴随对神府南区的进 一步勘探和开采，集团资源储备优势将进一步巩固。截至 2023 年 6 月末，陕煤集团煤炭产 能为 2.06 亿吨/年，且由于矿井均属于先进产能，2020 年以来无关停矿井；同时拥有 2 对 在建矿井，合计设计产能为 600 万吨/年。 公司作为陕煤集团煤炭资产唯一上市公司，拥有显著的平台优势。在避免同业竞争的承诺 下，集团煤炭资产有望逐步装入上市公司。2022 年公司已通过现金收购陕煤集团所持有的 彬长集团 99.6%股权（143 亿元）以及神南矿业 100%股权（204 亿元），获得了彬长集团 的 1,200 万吨/年煤炭产能（小庄矿 600 万吨产能、孟村矿 600 万吨产能）以及神南矿业持 有的榆神矿区小壕兔井田探矿权（一、三号矿井；其中一号矿井规划产能 800 万吨/年）， 公司的即期煤炭产量及未来资源储备实现大幅提升，资产注入步伐已开启。

多元投资创收，寻求第二增长曲线

自 2017 以来，陕西煤业通过资本运作频频涉足新能源、新材料、新经济行业领域，打造“财 务投资+战略投资+产业投资”长短周期结合且相互支撑的投资新模式，已经陆续投资过隆 基绿能、彤程新材、赣锋锂业等多家新能源、新材料上市企业，谋求煤炭主业外的第二增 长曲线，投资净收益大幅提升。此外公司还在天然气、智慧水务、氢能计量、生态治理等 领域扩大自身股权占比，从而为产业协同和转型发展提供便利。

资产负债表持续优化，高分红或具备持续性

随着公司经营规模的逐步扩大、经营效率的逐步提升以及债务规模的有限管控，公司的资 产负债率已从 2015 年的 56.6%下降至目前的 34%（1Q24）。近年来公司年度资本开支稳 定在 50 亿元以下，21/22/23 年资本开支总额 47/45.5/45.2 亿元，2024 年资本开支计划 23.3 亿元。考虑到公司暂无大型新建项目投资以及煤炭行业整体进入投资缩减趋势，预计未来 资本开支比较有限。根据公司的《2022-2024 年度股东回报规划》，在 2022-2024 年公司将 以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的 60%，与 2020-2022 的承诺分红 比例 40%相比大幅提升，彰显公司的发展信心以及对股东回馈的重视。考虑到公司当前现 金充沛、未来资本开支有限、债务负担较轻，高分红具备持续性。

股价复盘

煤炭价格是公司股价重要驱动因素，2023 年末以来股息率成为重要参考。从历史股价变动 来看，公司股价和煤价在 2019-2023 年上旬之间关联度较高，2019-2023 年 9 月间公司股 价和市场煤价相关系数达到 0.76，市场煤价变动是公司股价的重要驱动因素。公司长协占 比相对较低，且有部分热值较高的化工煤产品，公司股价表现随煤价变动相关性较高。而 2023 年末以来，市场偏好逐渐转向高股息公司，公司分红比例、股息水平都较高，尽管同 期煤炭价格并未出现显著上涨，公司股价在资金面等因素影响下走高，带动 2024 年以来股 息率有所降低。 从基本面角度拆开看公司估值水平（PE）和公司每股净利润（EPS）的年度变化情况，公 司的股价增长、盈利增长和煤价波动有较好的一致性，2023 年受公司股息率较高带动，估 值水平在盈利下滑时反而有所上升。

晋控煤业：顺行业上行之势，迎资产注入新动力

精专煤炭生产业务，资产持续优化提质

晋控煤业煤矿目前在产煤矿包括位于大同煤田区域的塔山矿（持股 72%）和同忻煤矿（持 股 32%），内蒙古神东基地高头窑矿区的色连煤矿（持股 51%）。大同矿区主要煤种为弱粘 结煤，是优质的动力用煤，部分煤种为长焰煤、1/3 焦煤。自供给侧改革以来公司不断通过 资产剥离（燕子山矿、煤峪口矿、外经贸公司）、新矿投产（色连）以及集团资产收购（塔 山股权收购，同忻矿股权收购）持续优化资产结构，盈利能力稳步改善。2023 年公司关停 了资源枯竭的亏损煤矿忻州窑矿，资产质量和效益得到一进步优化。

核心资产塔山矿盈利贡献突出。 通过持续的资产优化调整，目前公司煤炭总产能为 3,450 万吨。其中塔山煤矿为公司的主 要盈利贡献煤矿。2023 年塔山煤矿生产煤炭 2,650 万吨，占公司煤炭总产量的 76.4%；营 业收入占公司总营收的 87%，毛利占比 91.5%，盈利贡献突出。得益于塔山经济循环园区 的一体化产业链模式，在实现资源高效利用的同时有效节约了成本。2023 年塔山煤矿吨煤 成本为 267 元/吨，吨毛利 303 元/吨，毛利率为 53.2%。

历经重组打造山西动力煤龙头，公司战略地位显著。 2020 年，原大同煤矿集团，现晋能控股煤业集团（晋能煤业），发布关于晋能控股集团筹 组的公告，为“发挥山西省能源企业产业集群优势，提髙集中度，推动能源革命综合改革 试点取得重大突破，联合重组大同煤矿集团有限责任公司、山西晋城无烟煤矿业集团有限 责任公司、晋能集团有限公司省属三户煤炭企业，同步整合山西潞安矿业（集团）有限责 任公司、华阳新材料科技集团有限公司相关资产和改革后的中国（太原）煤炭交易中心， 组建晋能控股集团有限公司（晋控集团）”。

整合后，晋控集团设立六个二级子公司，包括晋能控股煤业集团公司（原同煤集团）、晋能 控股电力集团公司（原晋能集团）、晋能控股装备制造集团公司（原晋煤集团）、太原煤炭 交易中心、财务公司、以及山西科学技术研究院。其中晋控煤业集团整合运营省内动力煤 资源，晋控煤业作为唯一煤炭上市平台，后续资产注入可期。

公司控股股东晋能煤业，作为山西省省属的大型煤炭企业，公司在税收优惠、财政补贴、 项目审批和资源获取等方面获得多项支持。2022 年，公司已经全面接管华阳新材料及潞安 化工集团划转的 22 家煤业子公司的人员、财务、业务等各项工作，形成实际控制并纳入 合并范围，行业地位进一步巩固。截止 2022 年末，晋能煤业拥有生产矿井 88 座（生产矿 井 69 座，在建及续建矿井 15 座，停缓建矿井 4 座），年生产能力 2.42 亿吨。

集团资产证券化率较低，公司或仍有较大资产注入空间

2021 年山西国资运营公司召开省属企业“一企一策”考核签约大会，会议中明确对省属企 业“十四五”期间的量化目标，其中对资产证券化率提出要达到 80%以上。2023 年晋能控 股集团完成原煤产量 4.4 亿吨，公司同期产量仅占集团的约 8%。考虑到煤业集团的业务构 成，预计煤矿资产注入将主导集团公司提高资产化率的进程。晋控煤业作为集团推动煤炭 资源整合和专业化重组的煤炭上市平台，将整合运营省内动力煤资源，后续资产注入可期。 2020 年，晋控煤业以现金 28.4 亿元收购煤业集团公司同忻矿 32%的股权，资产注入已开 启。

股价复盘

煤炭价格是公司股价重要驱动因素，2023 年末以来股息率成为重要参考。从历史股价与市 场煤价走势来看，市场煤价是公司股价的重要驱动因素，2019-2023 年 9 月公司股价与市 场煤价的相关系数达到 0.86，二者相关性较高。而从 2023 年末开始，股价与煤价走势出现 分歧，或与市场风格偏好转向高股息公司的趋势有关。公司在经历 2021-22 年煤炭市场的 繁荣周期后，资产负债表得到较好修复，并从 2022 年开始重新派发股息，2023 年末公司 股息率达到 5%左右的水平。而 2023 年公司派息率仅有 40%，低于市场上类似可比公司的 派息水平，仍有一定增长空间。随着 2024 年来公司股价的提升，对应股息率有所下降，近 期股价与股息率的背离或与公司潜在的股息增长空间预期有关。

编辑：火腿肠