2024年三季度煤炭债复盘：存量煤炭债平均期限已超供改时期水平

1. 煤炭行业基本面季度回顾

1.1 供给端：结构性收缩，后续关注山西复产进度

上半年供给结构性收缩，9 月产量恢复较快。上半年山西地区因“查三超”和“帮扶”等因素，产量出现较大幅度下滑，主产区产量下滑导致上半年产量负增长。后续随着“帮扶”工作进入尾声，产量呈现一定幅度回升。其中 9 月当月同比已经达到正增。

三季度产量同比和环比均保持较快增长。三季度原煤产量实现12.01 亿吨，同比增长4.22%，环比实现 3.49%。

1.2 进口煤：进口补缺，结构变化

2024 年以来进口煤增速小幅增加主要为补缺，三季度进口煤延续高增略超预期。2024年以来供应出现结构性收缩，而需求侧方面电煤相对更为坚挺，因此动力煤价格在上半年也出现了较为持续的反弹。整体来看上半年国内供需还是存在一定缺口，这一缺口需要通过进口煤来弥补。而三季度以来国内供需双旺，进口煤仍然维持较高增速，略超预期。

进口结构变化。2024 年以来进口煤种结构基本延续 2023 年的格局，其中炼焦煤占比有所提升，无烟煤占比有所下降，动力煤和褐煤占比基本上恢复到2019 年和2020 年的水平。对比2022 年俄乌战争和夏季枯水期间，全球抢煤，中国则更多进口相对便宜的褐煤来补充市场缺口。2024 年以来进口煤国别结构延续 2023 年的变化趋势，其中印尼和俄国占比继续降低，澳大利亚占比继续提升，外蒙古占比保持不变。国别变动趋势与煤种变动趋势基本吻合。

进口结构变化支撑进口煤价格。从结构上看，相对更贵的炼焦煤和动力煤占比提升在一定程度上支撑了进口煤价格走势。如 2024 年 4 月，尽管当月细分煤种环比价格均有所下降，进口均价环比仍有所增加。对比国内和进口煤价格走势，2024 年至今海外价格走势相对国内更为坚挺。

1.3 需求端：分化趋势延续，水电挤压火电

“新质生产力”推动制造业投资高增，提振电力、相关材料等方面的需求。自2023年9月，新质生产力在多项会议与政策通知中被频繁提及。发展新质生产力的核心要素是科技创新催生新产业、新模式、新动能，本质上将让创新要素去代替资本、劳动要素推动经济发展。新质生产力包括主要包括战略性新兴产业及未来产业两大板块，涵盖新材料、生物技术、新能源汽车、新型储能等行业。在 3 月《政府工作报告》中将发展新质生产力作为24 年政府工作首要任务，未来新质生产力将是支持经济增长的主要动能。在这一背景下，制造业投资维持高增，在很大程度上提振电力、相关材料等方面的需求。 分化趋势延续。2024 年以来需求端延续 2023 年的分化走势，即电力和非电需求的分化。当前中国“稳增长”必要性凸显，坚持稳增长的同时也强调向高质量发展转变，新常态下能源消费回暖。同时新型电力系统改革浪潮中火电仍是主体能源，因此电煤需求保持增长。非电需求与地产关联度高，地产相关的煤炭消费增速表现弱于电煤消费。

虽然用电量维持较高增速，水电对火电需求挤压逐步减少。从用电量角度看，近年用电量增速持续高于 GDP。2024 年上半年南方多雨，来水好于往年同期。来水改善带动水电增速大幅提升，同时也挤压了火电需求。三季度水电增速环比明显放缓，火电需求相应提升。

1.4 价格与盈利：价格高位震荡，亏损面曾创新高

1.4.1 价格表现：2024 年以来煤炭价格维持高位震荡走势

2024 年以来煤炭价格维持高位震荡走势。动力煤方面：1-2 月价格延续旺季特征，价格水平与 23 年四季度基本持平，波动不明显。3 月随着气温回升和供暖季结束，动力煤价格呈现季节性回调，幅度相对有限，在 800 元/吨点位形成较强支撑，再次验证底部。期间下游电厂库存水平较低，显示出对后市相对谨慎的态度。4-5 月稳增长政策陆续出台，需求预期改善，非电需求释放，带动价格反弹。期间电厂预期有所改变，集中补库，价格一度接近冬季高点。6 月-8 月以来随着高温天气频繁出现，日耗持续维持高位，但由于前期电厂库存储备较为充足，动力煤价格走势相对平稳。9 月以来，电厂再次提前补库，提振港口价格。炼焦煤方面：1-4月上旬，尽管供给端释放受阻，价格仍因需求延迟释放持续下行。2 月下旬旺季切换期间价格不涨反跌超出市场预期。4 月上旬-7 月中旬，需求端利好频出，价格随需求改善出现企稳反弹，验证底部，之后整体呈现波动走势。7 月中旬-8 月底，因螺纹钢新旧国标转换等因素，铁水产量大幅下降，带动焦煤价格下降，其中焦煤长协价格一度出现熔断。9 月以来，随着铁水产量恢复以及稳增长政策密集发布，炼焦煤价格持续回升。

1.4.2 收入情况：受量价因素影响，营收下滑

受产量和价格影响，煤炭行业收入同比下滑。2024 年前 8 月，煤炭行业实现营业收入2.07万亿，同比降 10.6%。

1.4.3 成本情况：营业成本和各类费用均有所下降

行业成本端同比有所下降。其中 2024 年前 8 月煤炭行业营业成本实现1.38 亿元，同比降7.3%；营业费用实现 253.1 亿元，同比降 9.7%；管理费用实现1178.6 亿元，同比降5.4%；财务费用实现 384.8 亿元，同比降 9.8%。

1.4.4 盈利情况：三季度行业毛利率小幅回升

行业毛利率有所回升，利润总额同比下修。截至 2024 年 8 月，煤炭行业毛利率录得33.64%，较 24 年 5 月的 33.35%和 23 年 8 月的 33.13%均有所提升。利润总额方面，2024 年前8月，煤炭行业实现利润总额 4167 亿元，同比降 20.9%。

1.4.5 亏损面：亏损率曾创新高，单位亏损金额水平较低

亏损率居高不下，或因长尾企业盈利能力较弱有关。随着行业盈利能力的变化，行业亏损面一度创历史新高。其中 2024 年 8 月，行业亏损率达到 45.04%，居高不下。结合亏损企业亏损总额数据，我们推算出近年单位亏损金额呈下降趋势，并与不断提升的亏损率呈现背离关系。结合“高亏损率+低单位亏损金额”的数据特征，我们倾向于认为长尾企业盈利能力较弱，在煤价震荡阶段下容易出现亏损情况。预计相关长尾企业对应产量大幅低于亏损率水平，因此煤价下行后或导致一部分长尾煤企产能释放意愿下降，进而对煤价形成“托底”。

1.5 投资与杠杆水平：投资正增，杠杆合理

煤炭行业固定资产投资增速环比下降，杠杆率保持合理。2024 年前三季度煤炭行业固定资产投资实现 2174.2 亿元，同比降 3.3%。资产负债率方面，2024 年8 月煤炭行业资产负债率实现 59.74%，整体较为合理。后续资本开支方向或主要来自于煤炭价格下行所带来的周期性的现金流补充、存量项目的继续投入、资源接续所产生的现金流出等。

2. 煤炭债市场分析

2.1 一级市场：三季度净融资由正转负，中长久期供应显著增加

三季度煤炭债净融资额由正转负。2024 年三季度煤炭债新发行量有所下降，偿还量增加较多，净融资额由正转负，缺口环比缩小。其中，煤炭债新发行871 亿元，偿还1233亿元，净融资-362 亿元，环比降 559 亿元。

三季度新发煤炭债以 AAA 为主，YY 投资级占比较多。从外评角度看，AAA占93.69%，AA+占 5.17%，BB 占 1.15%。从 YY 评级上看投机级占 20.39%，投资级占79.61%，其中1、4-、6-发行量最大。

三季度新发煤炭债中长久期占比明显上升，中央国企占比下降，山西及山东国企占比提升。从期限分布看，1 年期以下的 183 亿，占 21%；1 年期以上2 年期及以下的10亿元，占1%；3 年期 345 亿元，占 40%；5 年期 143 亿元，占 16%；10 年期155 亿元，占18%。从区域分布上看，中央国企新发 275 亿，占比 31.57%，山西国企新发190 亿，占21.81%；陕西国企新发 100 亿，占 11.48%；河北国企新发 68 亿，占 7.81%；山东国企新发165 亿，占18.94%；安徽国企新发 50 亿，占比 5.74%；江苏国企新发 10 亿，占比1.15%；内蒙古国企新发3亿，占比 0.34%。

取消发行均出现在信用债回调阶段。三季度一共 3 只债取消发行，合计规模30亿元，发债主体为晋能煤业、开滦股份、晋能装备。

24Q4 和 25Q1 偿债量相对较大。2024 年四季度煤炭债预计到期766 亿，预计回售30亿，合计 796 亿，2025 年一季度煤炭债预计到期 720 亿，预计回售82亿，合计802 亿。

2.2 二级市场：存量煤炭债规模提升，平均期限超过供给侧改革时期水平

三季度存量煤炭债规模较去年同期回升。截至 2024 年 9 月，存量煤炭债6965亿元，较上年同期提高 5.78%。目前煤炭债存量规模明显低于永煤事件前夕的高点，三季度较二季度环比下降。

中票占煤炭债比重最大。截至2024年9月，中票占全部煤炭债的64.13%，公司债占21.71%。

煤炭债平均期限显著上升。截至 2024 年 9 月，按余额加权法测算的煤炭债平均期限为2.44年，环比呈现显著增长趋势，目前已超过供给侧改革时期水平，行业期限结构快速改善。

信用债市场调整，三季度煤炭等级利差和期限利差均走扩。三季度煤炭市场价具备强支撑。发债煤企盈利稳定性强，同时经历多年资产负债表修复，当前偿债能力较强，四季度无违约。从估值层面看，因前期资产荒，信用利差被显著压缩，三季度以来监管加强对无风险利率指导，无风险利率一度大幅上行，市场一度担心赎回负反馈，信用利差大幅走扩。9 月以来股债跷跷板效应明显，也在一定程度上加剧了信用债调整。因此，煤炭债等级利差和期限利差均在不同程度上大幅走扩。

编辑：火腿肠