一、2022 年以来煤炭行业回顾及主要特点

1. 2022 年以来煤炭行业回顾

1.1 供需基本面：有效供给不足依然是导致供需偏紧的主要因素

大力推动煤矿增产保供，今年以来全国原煤产量同比增加 10%，晋陕蒙新对产量增长贡献率 达 90.5%。今年以来，XXX大力推动煤矿增产保供，先后 5 次国常会明确要求煤炭增产保供， 并提出通过核增产能、扩产、复工复产等手段，年内新增煤炭产能 3 亿吨的工作目标。在增 产保供下，2022 年 1-10 月，全国规模以上企业煤炭产量 36.85 亿吨，相比去年同期增长 10%，使得煤炭供应能力相较去年有显著提升。从月度产量看，随着增产政策的集中推进， 1-7 月单月原煤产量增幅较快，单月产量x高为 3 月的 3.96 亿吨，单月x高增幅为 7 月的 18.62%，10 月以来产量增幅逐步下降至低点 3.64%。从重点产煤地区看，晋陕蒙新产量合计 29.8 亿吨，占全国的 80.9%，对产量增长的贡献率达 90.5%，充分发挥了产煤大省的保供作 用。需要关注的是，一方面，生产节奏上，单月原煤产量起伏较大，反映了煤矿受安全环保 监管、生产地质条件变化等影响很难持续保持高强度生产节奏；另一方面，当前原煤产量增 加主要来源于煤矿产能核增，存在大量表外产能转入表内，实际煤炭产量的边际增量有限。

受进口煤价格倒挂影响，今年以来我国煤炭进口量同比下降 10.5%，但 8 月以后进口煤增量 明显。进口煤是国内煤炭供给的有效补充，也是调整国内煤炭市场的重要补充。今年以来， 受海外煤价高涨和国内价格管控的多重影响，2022 年 1-10 月，我国煤与褐煤进口总量 2.3 亿吨，同比下降 10.5%。从月度进口量看，1-7 月受海外煤炭价格持续上涨，进口煤价格严 重倒挂，煤炭进口量相对萎缩， 8 月以来随着海外煤价下跌和国内煤炭价格上涨，煤炭进 口量逐步增加，1-10月单月平均进口量2301万吨，较2021年单月均量2697万吨下降14.7%。 从进口来源看，主要来源于印尼（13308 万吨，占比 57.8%，同比增速-16.2%）、俄罗斯（5401 万吨，占比 23.5%，同比增速 12.9%）、蒙古国（2239 万吨，占比 9.7%，同比增速 60.5%）。

今年以来，动力煤库存高企，炼焦煤库存保持低位。动力煤方面，由于强力保供政策的实施, 截止 2022 年 12 月 1 日，今年以来的沿海八省区电厂平均可用天数 16.4 天，整体高于 2021 年的 13.12 天，略低于 2019 年的 16.91 天和 2020 年的 18.96 天。炼焦煤方面，截止 2022 年 12 月 5 日，我国炼焦煤矿、焦化厂和钢厂库存量分别为 263、523、521 万吨，合计 1308 万吨，相比去年同期降低 5%，整体处于 2016 年以来相对较低水平，焦化厂和钢厂的炼焦煤 库存一直处于低位水平。

今年以来煤炭消费 35.7 亿吨，同比增加 0.8%。今年以来，受疫情反复和国内经济低迷影 响，全年商品煤消费量同比略增。2022 年 1-10 月，我国商品煤消费量 35.7 亿吨，同比增 加 0.6%，增速较 2021 年同期的 8.9%降低 8.1pt。从月度看，6 月，商品煤消费量同比下降 3.6%，但在随后的 8 月、9 月，由于水电出力不足和企业加快复工复产，商品煤消耗量分别 为 3.8、3.6 亿吨，同比增加 6.6%和 5.7%。

沿海省份和西部地区的火电发电量与耗煤量均保持增长态势，产需错配下国内结构性缺煤 矛盾持续凸显。我国煤炭资源“西多东少、北多南少”的分布特征决定着产需错配固有格局。 从发电量看，2022 年 1-10 月，东部沿海省份（包含辽宁、天津、河北、山东、江苏、上海、 浙江、福建、广东、广西）火电发电量合计 21328 亿千瓦时，占国火电发电量 48188 亿千瓦 时的 44%，发电绝对量较 2021 年同期减少 2.9%。西部省份（山西、陕西、内蒙、宁夏、甘 肃、新疆）火电发电量合计 14381 亿千瓦时，占全国比重为 29.8%，较 2021 年的 28.8%提高 1pt，发电绝对量较 2021 年同期增加 5.1%。从火电动力煤消耗量看，按照度电耗煤 388g（折 算 5500 大卡）测算，沿海火电动力煤消耗量达到 8.28 亿吨，西部省份火电动力煤消耗量达 到 5.58 亿吨，分别较 2021 年同期增加-2.9%和 5.1%。需要说明的是，虽然沿海省份依然是 重要的动力煤消费地，西部省份的煤炭产量也大幅增加（2022 年 1-10 月同比增加 16.04%）， 但西部省份的火电发电量和耗煤量也快速增加，在保证当地煤炭供应的同时将一定程度压 缩沿海省份的供给增量。 与此同时，当前全国增产保供背景下，全国煤炭产地尤其晋陕蒙新核增的煤炭产量需要铁路 运输发往主消费地。2022 年 1-10 月，全国累计铁路发运煤炭 22.1 亿吨，同比增长 6%，增 速明显小于全国煤炭产量的 10.5%,而且铁路发运量的增加还包括原先的下水煤转移至铁路 直供的情形。因此，受限于铁路运力短期难以快速改善，致使西部地区煤炭核增产能难以有 效匹配至主消费地，进而持续导致阶段性供需偏紧。

1.2 价格走势：煤炭价格保持高位运行，价格中枢进一步抬升

国内动力煤价格保持高位震荡，年内累计涨幅达 69%，价格中枢较 2021 年均价上涨 23%。 从煤价运行阶段看，2022 年以来动力煤煤价大致可以分为 6 个阶段。以秦皇岛港动力末煤 平仓价（山西产）为例：x阶段：2022 年 3 月随节后复工复产开始叠加俄乌冲突催化，煤价迅速上涨达到 1664 元/吨，第二阶段：保供政策落地， 3 月原煤产量 3.96 亿吨达到新 高，水电出力相比去年提升，煤价回落，第三阶段：4 月末至 6 月随供暖季结束以及保供产 量上升，供给偏紧情况有所好转。第四阶段：7 月中旬，发改委要求电煤长协全覆盖，多省 出台政策抑制高耗能企业生产，煤价略有回调，第五阶段：8 月初到 10 月中旬以来受水电 出力不足和非电用煤需求支撑，煤价再度开始上涨。第六阶段：10 月下旬动力煤社库达到 高位，海外煤价下跌，共同作用下国内煤价进入调整。第七阶段：11 月下旬，随着海外煤价 的快速上涨，国内煤价触底回升。从年内累计涨幅看，截止 2022 年 12 月 5 日，秦皇岛港 动力末煤平仓价（山西产）煤价为 1350 元/吨，较年初 788 元/吨累计涨幅达到 71%。从价 格中枢看，截止 2022 年 12 月 5 日，今年秦皇岛港动力末煤平仓价（山西产）价格中枢为 1266 元/吨，较 2021 年价格中枢 1030 元/吨累计上涨 23%。值得关注的是，即使在今年 3- 4 月下游需求较差（动力煤消费量同比下降 2%、10%）、水电出力较好（水电同比增加 13%、 13%）、原煤产量不断释放（原煤产量同比增加 16%、13%）的情况下，煤炭价格快速下跌 至年内x低点 1095 元/吨，但该价格仍高于去年同期水平。

国内炼焦煤价格偏预期走强，价格虽回落至年初水平，但价格中枢较 2021 年均价上涨 11%。 从煤价运行阶段看，2022 年炼焦煤价格运行大致可以分为七个阶段。以京唐港山西主焦煤 含税提库价为例。x阶段：2022 年 2 月春节结束开始复工复产，但下游库存处于高位， 煤价一度回调。第二阶段：2 月末受到俄乌冲突影响，海外煤价上涨，带动国内炼焦煤价格 涨到年内高点 3350 元/吨。第三阶段：4-6 月疫情多点反复，房地产板块下行等多种因素影 响，下游拉运积性不高，煤矿垒库煤价回调。第四阶段：六月中旬焦炭价格第二轮提涨落 地，下游补库积性提高，焦煤短暂偏强运行一周左右。第五阶段：7-8 月需求仍未好转， 煤焦钢产业链持续亏损，焦煤价格继续大幅回调。第六阶段：9-10 月为传统旺季，二十大会 议期间多地矿井限产，疫情影响产地产量对价格产生一定支撑。第七阶段：11 月，二十大会 议结束，焦煤产量回升，焦炭x轮提降落地，焦煤价格再次下滑。从年内累计涨幅看，截 止 2022 年 12 月 5 日，京唐港山西主焦煤含税提库价为 2540 元/吨，基本与年初 2450 元/吨 持平。从价格中枢看，截止 2022 年 12 月 5 日，今年京唐港山西主焦煤含税提库价价格中枢 为 2842 元/吨，较 2021 年价格中枢 2533 元/吨累计上涨 11%。值得关注的是，今年以来受 地产严重下行，钢铁、焦炭价格大幅回调的影响，焦煤下游需求预期转弱，焦煤价格阶段性 承压，但总体价格表现较强势，价格中枢持续抬升。

海外动力煤价格大幅上涨并保持高位运行，9 月以来价格有所回落，但年内价格中枢同比抬 升 141%。x阶段： 2022 年年初至 2 月底，受到国际煤炭需求反弹的影响，国际煤价波动 上涨，至俄乌冲突爆发前已经上涨至相对高位。2 月底至 9 月中旬，受俄乌冲突扰动，全球 能源安全问题凸显，煤油气等能源资源预期供给减少，煤炭贸易格局重塑，海外煤炭价格快 速攀升并维持高位，欧洲 ARA 港动力煤现货价由 2 月 24 日的 260 美元/吨上涨至 9 月 5 日 的年内高点 339.5 美元/吨，涨幅达 31%。第三阶段：9 月中旬至今，欧洲的温暖天气叠加库 存高企，煤炭需求几乎没有增长，海外动力煤价格持续下滑，12 月 5 日欧洲 ARA 三港动力 煤现货价格为 266 美元/吨，基本恢复至今年 2 月俄乌冲突之前的水平。从价格中枢看，截 止 2022 年 12 月 5 日，年内欧洲三港，理查德和纽港三地平均价格中枢为 313.08 美元/吨， 较 2021 年中枢 129.73 美元/吨累计上涨 141%。值得关注的是，自俄乌冲突之前 2021 年全 球范围的煤炭价格已出现一轮上涨，今年的俄乌冲突作为不确定性事件，进一步催化煤炭价 格的快速攀升。

海外炼焦煤价格涨跌幅度较大，年内累计降幅达 30%，价格中枢抬升 67%。以澳大利亚昆士兰州峰景矿离岸价为例，2022 年年初，受拉尼娜强降雨引发澳煤减产，剩余产量以保焦煤长 协为主，挤压市场煤供应，同时中国以外需求坚挺，导致炼焦煤价格高位上涨，在俄乌冲突 爆发后的 3 月 18 日暴涨到 670 美元/吨并在随后的 4-5 月处于高位波动状态。但随后 5 月 末至 8 月初，下游钢价走弱伴随供给好转，峰景矿离岸价一路下滑直至 8 月 3 日的年内x低 点 188 美元/吨。随着 8 月 10 起欧盟全面禁止俄罗斯煤炭，伴随 10 月澳大利亚雨季对煤矿 开采和发运的阻碍，峰景矿离岸价有所回升，截止 12 月 5 日价格为 249 美元/吨。

1.3 二市场表现：煤企业绩大幅改善、板块涨幅优于大盘

煤炭企业业绩保持高增长态势，板块净利润整体涨幅 71%。2022 年前三季度，煤炭企业经 营业绩保持高增长态势，申万一行业煤炭板块净利润 2543 亿元，同比增长 71%，排名第 4。从主要煤炭上市公司的归母净利润看，增幅较高的动力煤企业有：山煤国际（207%）、 郑州煤电（177%）、大有能源（154%）、兖矿能源（135%）、陕西煤业（99%）、中煤能源 （62 %）、中国神华（45%）；增幅较高的炼焦煤企业有：上海能源（240%）、冀中能源（192%）、 平煤股份（167%）、山西焦煤（161%）、华阳股份（107%）、盘江股份（107%）。

煤炭板块整体涨幅居于首位，跑赢沪深 300，实现超额收益 54.7%。自 2022 年 1 月 1 日至 12 月 5 日，申万一行业煤炭板块股价涨幅 47%，排名第 1。SW 煤炭涨幅跑赢沪深 300（- 8.0%），实现超额收益 54.7%。

对比板块历史数据，当前估值处在低位。截至 12 月 5 日，板块 PE（TTM）为 7.03x，处于历 史 PE 的 5.36%分位，严重低估；PB 为 1.45x，处于历史 PB 的 65.45%分位。因此，总体看， 板块当前估值依旧较低，板块估值有望回归均值并获得进一步提升。

综上，今年以来，煤炭板块整体涨幅居于行业前列，主要来源于煤炭企业业绩的大幅增长。 但值得注意的是，板块股价涨幅（47%）仍低于板块净利润涨幅（71%），板块估值进一步压 缩，估值水平仍处于历史低位，板块仍具有较大增长空间。

2.2022 年煤炭行业的主要特点

2.1 特点一：俄乌冲突重塑全球能源格局，欧洲重返煤电且参与全球抢煤

俄乌冲突下能源安全成为全球重大关切，欧洲各国重返煤电。俄乌冲突后，世界各国的能源 安全不断受到冲击，传统化石能源需求的增长，油煤气价格的大幅上涨，尤其在俄罗斯向欧 盟地区减少天然气供应量后，加剧了欧洲油气供应紧张形势，欧洲各国也向更为经济和安全 的煤炭靠拢，多数XXX能源产业政策转向煤炭和天然气，纷纷宣布重启煤电或延后退役煤电， 进而改变了全球煤炭和原油的供应格局，使得欧洲乃至全球各国的能源安全受到冲击，能源 独立问题凸显，全球能源发展已逐步由“气候安全”向“能源安全”转变。

2022 年以来欧洲煤炭净发电量较过去两年大幅增长。2022 年以来，由于干旱导致的水力发 电（-13.3%）和技术问题导致的核能发电量(-13.5%)急剧下降，截至 8 月，核电和水电下滑 带来的净发电量缺口已达 122TWh，约占 2021 年全年净发电量的 3.5%。为弥补缺口，欧洲多 国重返煤电，煤炭需求出现替代性提升，2022 年 1-8 月，欧洲煤炭累计发电量分别较 2021 年、2020 年同期增加 28TWh、45TWh，同比增幅 9.1%、16.6%。

2021 年欧盟煤炭产量和进口量均同比增加，2022 年主要煤炭XXX继续保持正增长。煤炭产 量方面，2021 年，欧盟煤炭产量为 3.32 亿吨，较 2020 年增长 10.3%，其中，主要集中在德国（1.26 亿吨，+17.6%）、波兰（1.07 亿吨，+7%）、土耳其（0.74 亿吨，+4.7%）。2022 年 1-9 月，主要煤炭生产国产量再次增加，其中德国产量 0.97 亿吨，同比增长 7.8%；波兰产 量 0.81 亿吨，同比增长 2.1%；土耳其产量 0.40 亿吨，同比增长 19.3%（1-6 月，褐煤）。 煤炭进口量方面，2021 年，欧盟煤炭进口量为 1.06 亿吨，较 2020 年增长 19.1%，其中德国 进口 0.39 亿吨，同比增加 30.3%。据阿格斯(Argus)信息，2022 年 1-10 月，西欧XXX动力 煤进口累计为 0.72 亿吨，比 2021 年同期的 0.52 亿吨增加 0.2 亿吨，同比增长 38%。

2021 年以来全球煤炭海运活跃，海运煤炭价格涨跌幅度较大，但整体处于高位。2021 年初 至 2022 年 10 月中旬，随着世界经济的复苏，需求回暖，理查兹港/鹿特丹港、昆士兰港/鹿 特丹港煤炭海运价格在 2021 年 10 月大涨至 26.4、33.92 美元/吨，分别同比+205%、162%。 10 月中旬以后随着海运受铁矿石、煤炭等大宗商品价格下跌影响，煤炭海运价格持续降温， 2022 年 2 月达到低点。随后煤炭运输市场继续回暖，货运价格于 2022 年 5 月达到年内高 点，理查兹港/鹿特丹港、昆士兰港/鹿特丹港煤炭海运价格分别为 10.15、29.13 美元/吨， 相较 2021 年同比+41%、38%，相较 2020 年同比+576%、494%。

2.2 特点二：能源安全背景下，我国政策面重新确立“以煤为主”的能源结构

“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特征决定了我国以煤为主的基本国情。从我国主要能源矿 产储量看，根据中国矿产资源报告（2022 版）统计数据，截至 2021 年底，煤炭储量（证实 储量+可信储量）2078.85 亿吨，石油剩余探明可采储量 36.89 亿吨，天然气 63392.67 亿立 方米，折算标煤后，煤炭占比为 91.4%，天然气为 4.7%，原油仅为 3.2%，其他占比 0.6%， 煤炭储量占比远高于油气。从我国能源消费量看，虽然从 2012 年到 2021 年，煤炭消费占⽐ 从 68.5%降至 56%，但仍占据重要位置，是我国能源安全稳定的x重要保障。从我国能源对 外依存度看，我国煤炭依存度相对较低，原油和天然气对外依存度较高且逐年上涨，2021 年， 我国煤炭、天然气、原油对外依存度分别为 7.6%、44.2%、73.5%。

2.3 特点三：国内外煤炭市场价格总体倒挂，我国煤炭进口量 2015 年以来首次下滑

2022 年动力煤进口价格倒挂持续 8 个月，x大价差达 1425 元/吨。以欧洲三港动力煤现货 价作为对比，3 月起国内外煤炭价格出现价格倒挂现象且持续至今，x大价差达 1425 元/吨； 6 月以来，由于海外煤价下跌和国内市场煤价上涨，倒挂价差稍有缓解。截止 12 月 2 日， 秦皇岛港动力煤平仓价格（转换 6000 大卡）为 1464 元/吨，欧洲三港动力煤现货价为 1679 元/吨，价差仍有 214 元，如与纽卡斯尔 NEWC 动力煤现货价 2798 元/吨相比，仍存在 1334 的价差。值得注意的是，6 月以来，国内煤炭市场价格逐步上涨，叠加进口煤价下跌，方才 逐步缩小价差，动力煤进口量逐渐环比增加。

2022 年以来国内外炼焦煤价格出现倒挂。年内国内外炼焦煤价差在-588~745 元/吨之间波 动。3 月开始，国内外炼焦煤价格开始倒挂，5 月末是价差的x高点，达 745 元/吨，持续 2 个月。而后由于国外焦煤价格快速下行，价差逐渐缩小。10 月末，随着国内外焦煤价格的回 升，出现了短暂的倒挂，直到国外焦煤价格快速下行，价差转负。

2022 年煤炭进口量同比下降 10.6%，2015 年以来今年全年煤炭进口量或将首次下滑。受到 国内外煤炭价格的持续倒挂，2022 年 1-10 月，我国煤炭进口量累计达 2.3 亿吨，去年同期 为 2.6 亿吨，累计同比-10.6%，也是 2015 年以来煤炭进口量首次出现下滑。值得关注的是， 2012 年以来，我国进口煤中褐煤占比一般处于 18-34%，动力煤占比一般 25-38%，然而今年 由于国内外煤炭价格严重倒挂，我国褐煤进口量占比高增至 45%，动力煤进口量占比下降至 17%。

2.4 特点四：强力推动电煤中长协保供，铁路运力优先保障电煤供应

强力推动电煤中长协合同履约，严格要求落实“三个 100%”。为落实电煤保供工作，XXX发 改委、能源局等相关主管部门先后印发了《2022 年煤炭中长期合同签订履约工作方案（征 求意见稿）》《关于进口煤应急保障中长期合同补签事项通知》等多项政策文件，全力推动电 煤保供工作。2022 年 7 月，XXX发改委召开 2022 年电煤中长期合同换签补签视频会议指出， 要严格落实电煤保供三个 100%，即，电煤保供签约率 100%，履约率 100%，执行合理的价格 区间 100%，并要求各相关责任主体要迅速抓好合同换补签工作。 电煤保供挤压其他煤炭供应，今年电煤铁路发运量在 2021 年保供基础上再度增长 4.0%。 2021 年以来，部分支线货运能力趋于饱和，部分运煤专线超负荷运行，铁路车皮“请车”困 难，保供电煤已经挤占其它行业煤炭运力需求。从煤炭铁路运量看，2022 年，煤炭产量、运 输和供应的重心向鄂尔多斯、榆林地区偏移，煤炭供应对铁路煤炭运输的依赖程度将进一步 提高。2022 年 1-9 月，铁路煤炭占铁路货物发运比重较 2021 年同期略有增加，维持在 51%- 57%水平，均值为 54.4%，较 2021 年同期均值 53.9%上升 0.5pt。从电煤铁路运量看，铁路 电煤占铁路煤炭发运比重较 2021 年明显增加，维持在 76%-86%水平，1-9 月均值为 80.4%，较 2021 年同期均值 76.4%上升 4.0pt，较 2020 年同期均值 72.3%上升 8.1pt。与此同时，炼 焦煤、化工煤等非电煤企业为落实三个 100%电煤保供方案，也需要承担一定的电煤保供任 务，一定程度上也减少了非电煤供应。

保障电煤供应价格稳定，首次同时明确“港口+坑口”中长协和现货价格合理区间。2016 年 12 月，XXX发改委下发了《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长期合同履行的意见》 （发改运行〔2016〕2502 号），明确了“基准价+浮动价”的中长协价格定价和现货价的价格 双轨制，但尚未设置明确的中长协和现货价格区间。2022 年，根据XXX《关于进一步完善煤 炭市场价格形成机制的通知》，明确了秦皇岛港下水煤 5500 千卡中长期交易含税合理价格区 间为 570-770 元/吨，以及山西（370-570 元/吨）、陕西（320-520 元/吨）、内蒙（蒙西 260- 460 元/吨、蒙东 3500 千卡的限价 200-300 元/吨）三个重点产区的煤炭出矿环节中长期交 易价格合理区间，并同时明确了现货价格不得高于中长协合理价格区间上限的 1.5 倍。值得 关注的是，2016 年煤炭价格实施中长协政策以来，今年如此全面的同时明确“港口+坑口” 中长协和现货价格合理区间尚属首次，政策力度越大也反映出煤炭价格管控之难。

2.5 特点五：生产接续持续紧张，安全生产事故大幅增长

晋陕蒙煤矿产能利用率和全国煤炭日产量同比往年大幅提高，持续保持高位运行。作为我国 煤炭增产保供的重要基地，截止 11 月 10 日，晋陕蒙三省煤矿产能利用率均值为 83.2%，远 大于 2021 年同期的 78.6%和 2020 年同期的 77.3%。与此同时，全国煤炭日均产量也同比往 年大幅提高，1-10 月，全国日产原煤 1227 万吨，远远高于 2021 年同期的 1114 万吨与 2020 年同期的 1086 万吨。值得注意的是，尽管今年煤炭产能利用率和日产量持续保持高位水平， 但产能利用率相较 2021 年四季度（2021 年 12 月晋陕蒙产能利用率处于 85-88%区间）有所 下降，相较年初提出的煤炭保供 1260 万吨/日目标下降 2.6pc，也仅有 3 月、6 月、9 月的 日产达到此目标，其他时段距离保供目标仍有一定差距，也反映出煤炭企业难以长时间保持 高强度的生产作业效率，煤炭企业挖潜扩能潜力相对有限。

2021 年以来大型煤企生产作业效率大幅高于往年同期，易造成生产接续紧张。自 2021 年 实施煤炭增产保供以来，大型煤企加强生产组织，生产作业效率显著高于往年同期并持续保 持高位水平。其中，2021-2022 年 8 月，大型煤企的回采工作面月均单产 8.64 万吨，相较 2020 年平均 7.35 万吨提高 17.5%，相较 2019 年平均 7.25 万吨提高 19.1%；掘进工作面月 均单尺 152.76m，相较 2020 年平均 139.5m 提高 9.5%，相较 2019 年平均 137.2m 提高 11.3%。 值得注意的是，相较 2021 年，2022 年 1-8 月的煤炭产量高于同期 12.8%，然而大型煤企回 采工作面月均单产低于同期 0.7%，掘进工作面月均单进与去年同期基本持平,反映出今年大 型煤企的工作面数量和采掘接续频次均高于去年同期，导致接续回采面准备不达标、安全煤 量不足，将成为制约矿井后续采掘接替紧张的主要原因。

当前我国 367 处煤矿采掘接续紧张，或将导致产量“断崖式”下降。据XXX矿山安全监察局统 计，当前，我国已确定的采掘接续紧张煤矿共计 367 处，涉及山西、内蒙古、黑龙江、四川、 贵州、陕西、新疆等 22 个省（自治区），已超过正常生产矿井的 10%，实际情况可能要比数 字更加严峻。尤其是部分高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井以及存在水害、自燃发火等重大危险源 的矿井（如炼焦煤、无烟煤矿井，及部分东北、中东部、西南地区动力煤矿），涉及灾害治 理和巷道准备工作量大，采场能力不足，更容易造成采掘接续紧张。一旦出现采掘失调， 有可能导致煤炭产量“断崖式”下降，同时也可能酿成重大安全生产事故。 煤矿持续的高强度生产违背客观生产组织规律，导致今年以来煤矿安全生产事故显著增加。 通常讲，煤矿生产讲究均衡均量生产，确保灾害治理充分以及生产组织的采掘平衡。去年以 来，为持续保持高强度生产组织，完成年度保供任务，部分煤企违规采掘、减少设备检修和 灾害治理时间，降低灾害治理标准，进而造成安全问题。据不完全统计，截止 11 月 21 日， 我国煤矿已发生煤矿安全事故 125 起、死亡 199 人，相较 2021 年全年分别增加 37.36%和 11.80%，打破了多年以来安全生产事故持续下降的有利局面。需要注意的是，从安全事故主 体来看，今年国有煤矿和民营煤矿均发生安全生产事故，而且国有煤矿事故起数相较民营煤 矿更多，甚至部分产能 1000 万吨以上的特大型现代化国有煤矿也发生多起安全生产事故， 安全生产形势为严峻。

2.6 特点六：煤炭行业资本开支增幅显著，长期资本开支不足局面稍有缓解

长期资本开支长期不足，成为导致国内煤炭产能供给紧张的重要因素。过去 5-10 年，受到 产能周期性过剩和低碳能源转型思潮影响，煤炭产业发展信心不足，煤炭企业新建矿井意愿 不强，资本开支大幅减少，“十三五”时期，煤炭采选业资本开支合计 1.57 万亿元，仅为“十 二五”期间的 65.19%。长期资本开支不足，导致在建产能储备不足，也是造成短期国内煤炭 产能难以快速改善的根本原因。

2021 年以来煤炭行业固定资产投资开始增加，但绝对额仍低于“十二五”同期水平。2021 年以来煤炭采选业固定资产投资逐步提高，2021 年固定资产投资完成额同比增速 11.1%， 2022 年 1-10 月固定资产投资完成额同比增幅达 28.4%，增幅进一步扩大，但年度投资完成 总额仍低于“十二五”时期。而且，相较过去十年， 2021 年起煤炭行业资本开支快速增加， 并不意味着新建矿井的投资大幅增加。主要原因是：除生产矿井正常生产投资和在建矿井建 设投资外，一方面，矿井智能矿山建设持续加快，2022 年智能化工作面目标实现数量 1000 个以上，较 2021 年末的 813 个增加 187 个，智能矿山建设及配套的机械设备更新改造投资 大幅增长；另一方面，为落实增产保供，保证矿井正常生产接续，现有生产井工煤矿加大准 备和开拓巷道工程，致使井巷工程投资快速增加，以及山西、内蒙、陕西等多地明确要求加 快在建矿井的工程进度使得续建矿井投资增加。

新建矿井吨产能投资显著增加，导致相同规模固定资产投资总额形成的新增产能减少。当 前，新建或改扩建矿井整体投资显著增大。经统计XXX发改委和能源局公告的煤矿核准项目 情况，以陕西地区为例，吨产能投资整体保持逐年增加态势，2021 年以来的新建煤矿项目吨 产能平均投资 1350 元/吨，约为 2012 年 448 元/吨的 3.0 倍。可见，当前同等规模的固定资 产投资总额形成的煤矿产能量或将大幅减少。

二、2023 年煤炭行业展望

1. 政策端：x的二十大再次明确指出双碳工作必须守住能源安全底线

x的二十大再次强调立足能源资源禀赋稳妥推动碳达峰碳中和。x的二十大报告明确指出 “积稳妥推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施 碳达峰行动，深入推进能源革命，加强煤炭清洁高效利用，加快规划建设新型能源体系，积 参与应对气候变化全球治理。” 立足我国能源资源禀赋必须遵循“富煤、贫油、少气”的 客观规律，必须立足以煤为主的基本能源国情，坚持先立后破和有计划分步骤实施再次强调 在加快新型能源转型发展过程中必须保障煤炭等传统能源的安全稳定供应，确保能源安全。 总体上，在我国一次能源结构中，煤炭在较长时期内仍是我国的主体能源，煤炭仍是保障能 源安全稳定供应的压舱石。 现代能源体系规划由“十三五”强调能源转型转变为“十四五”更强调能源安全。具体而言， XXX发改委、XXX能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》在基本原则部分将“保障 安全，绿色低碳”放在x位，而《“十三五”能源规划》关于安全的表述“筑牢底线，安 全发展”放在x后一位。而且，“十四五”能源规划中指导方针和主要目标之后的x章就 强调了“增强能源供应链稳定性和安全性”，并着重提到了“加强煤炭安全托底保障”，“十 三五”能源规划主要任务中并未专门提到能源安全。

2. 供给端：增产保供政策工具已基本用尽，供给核心矛盾转移至新建矿井不足

煤炭增产保供仍是主基调，但以产能核增为主的政策性工具已基本用尽，2023 年煤矿产能 核增空间或将有限。2021 年以来，XXX相关主管部门和地方x出台了一系列强化煤炭产 能增产保供的政策，主要产煤大省也制定实施了具体的煤炭增产保供方案，如《山西省煤炭 增产保供和产能新增工作方案》《内蒙古进一步强化落实煤炭保供措施》《新疆自治区高效统 筹疫情防控和能源保供工作指引》等，多措并举保障煤炭供应。当前主要的政策性增产工具 手段包括：加大煤矿产能核增、加快在建矿井建设、实施先进煤矿二次产能核增、列入保供 名单的核增煤矿按调整后的规模紧急保供生产、实施产能置换承诺、延长矿井试生产及加速 进入满负荷试运转、有序解决矿井手续不全问题、协助解决露天矿临时用地审批问题、简化 煤矿项目核准审批手续、加快停产停建煤矿复工复产、避免安全生产事故“一刀切”式停产 整顿，以及对于严格落实“三个 100%”等。 我们认为，经过近两年的强力推动煤炭增产保供，我国煤炭增产保供政策工具手段已基本用 尽，短期内的煤炭增产仍是依靠现有生产煤矿产能核增和产能利用率的再挖潜，但大部分具 备核增产能的矿井已合法释放产量，即大量表外产能进入表内，而且经过多轮的煤炭产能 核增，大部分具备核增条件的煤矿已经核增，2023 年煤矿产能核增或将有限。

煤矿开工建设提速，但客观的建矿周期决定着短期产量难以集中释放。中长期看，煤炭供给 x终取决于在建矿井和核准新建矿井。据XXX能源局公开信息，2022 年以来，累计核准(含 调整建设规模)煤矿项目 14 处、新增产能 6200 万吨/年以上，推动进入联合试运转试生产煤 矿产能约 9000 万吨/年，进一步落实了煤炭增产保供的产能基础。与此同时，9 月 8 日，发 改委迎峰度夏能源保供和迎峰度冬工作预安排全国电视电话会议提出明年新开工 4 亿吨，投 产 3 亿吨。对于在建矿井，XXX及地方x均要求加大在建矿井建设进度，煤炭企业集团经 营业绩也大幅改善，正常在建矿井施工进度或将加快，但受限于过去 3-5 年严重低迷的资本 开支与新建煤矿行动，新增产能空间有限。据我们统计，2019-2022 年 10 月，XXX发改委 和能源局核准煤矿产能合计 32090 万吨，主要集中在西部地区，其中露天矿 5270 万吨，井 工矿 26820 万吨。对于核准新建煤矿，XXX发改委提出了明确的新开工计划，也将加大煤矿 核准速度，但煤矿核准建设需要先后经过列入矿区总体规划、取得环评手续、办理采矿许可证、申请开工备案批复、开工建设、试生产和竣工验收等手续，项目建设周期长（露天矿建 矿周期 1-2 年，井工矿 3-5 年），且部分在建矿井已建成投产。 我们认为，加大煤炭勘察和煤矿项目核准建设是增加国内煤炭供给、缓解供需紧张的根本途 径。XXX相关主管部门也不断优化煤矿项目核准手续，尤其是将环评和产能指标等过去重要 的前置性手续调整为承诺性后置补齐，煤矿核准前期手续时间也将相应减少，但其核心矛盾 是在建矿井产能储备不足，已规划待开发整装矿权少、以及新建煤矿客观的建矿周期，决定 着新核准煤矿难以短期集中贡献产量，且开采区域将进一步向西部转移，更加远离主要经济 区域。

煤矿开发建设加速向晋陕蒙新转移，致使煤炭终端边际成本增加且更加受制于铁路运力。近 年来，煤炭开发建设进一步向晋陕蒙新转移，尤其新疆地区煤矿开发建设提速，2022 年 1- 10 月，新疆原煤产量 3.27 亿吨，同比增速 29.6%,外运量 6743 万吨，同比增速 98.6%。同 时，新疆自治区印发的《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服务XXX能源安全的实施方案》 中将“增产保供、服务XXX”列为首条基本原则，并提出“十四五”期间，预计新疆新增产能 1.6 亿吨和储备产能 0.8 亿吨，主要集中在准东和吐哈矿区，2025 年自治区煤炭产能将达 4.6 亿吨/年以上，产量将达 4 亿吨以上。根据信达能源《新疆煤炭供需与疆煤外运形势分 析》研报分析，新疆区内煤炭消费量受益于低煤价持续多年快速增长，供需同样不宽松，满 足区内需求后，预计每年新增外调煤炭 1,900 万吨用于支援全国煤炭保供工作（基于 2021 年底的煤矿产能口径统计，未充分考虑露天矿超产和新核准项目）。同时，铁路是疆煤外运 的主要方式，现有的兰新线和临哈线出疆煤炭运力大致在 7000-8000 万吨/年，在不对既有 线路改造的情况下大限制了煤炭运输量，而且运输距离过长大幅增加终端边际成本，也一 定程度上限制了疆煤合理外运区域，运送至川渝地区相对具有竞争力。 我们认为，新疆煤炭加速开发建设一定程度上有利于缓解国内煤炭紧张程度，但仍无法根本 上扭转国内煤炭供给趋紧格局，且一旦通过疆煤外运来弥补中东部供需缺口，煤炭价格中枢 的抬升就成了疆煤外运的必要前提。

产需逆向分布格局导致铁路运力紧张问题持续凸显。今年以来，为落实煤炭长协保供，各省 份签订点对点电煤保供协议，煤炭由西部的主产地通过铁路直接运输到南部的主消费地，煤 炭调度距离和调度时间大幅增加，导致铁路回空车辆较少，车皮调配紧张问题凸显。从具体 的铁路运输情况看，大秦铁路煤炭运送能力基本保持满发（2022 年 1-9 月平均发运量和 2021 年持平），朔黄铁路主要用于神华集团自身煤炭运输，瓦日和蒙冀铁路干线煤炭运量虽有潜 在空间但连接支线建设滞后且运距长、运费贵，浩吉铁路主要运输陕北矿区煤炭运力将近饱 和且运费偏贵，保供电煤已经挤占其它行业煤炭运力需求。

炼焦煤矿井稀缺性愈发凸显，增产保供下且焦原煤质量下降严重。我国炼焦煤已查明的资源 储量达 2765 亿吨，炼焦煤基础储量为 1263 亿吨，占世界总储量的 26.25%，炼焦煤储量仅 占我国煤炭总储量 27.65%，其中经济可采储量 661 亿吨，优质炼焦煤则更少。按照 2021 年 炼焦原煤产量（12.54 亿吨）计算，综合考虑煤矿回采率，我国炼焦煤资源量仅能满足近几 十年炼焦需求，尤其是优质的主焦煤和肥煤资源量更少，资源的耗竭速度更快。焦煤矿井基 本为井工矿井，往往具有地质生产条件差、开采工艺复杂、致灾因素多等不利因素，矿井产 量增加十分困难，而且炼焦煤资源绝大部分资源已开发或即将开发，新建煤矿项目较少，焦 煤资源的稀缺性愈发凸显。据煤炭资源网统计，2016-2021 年，我国每年焦原煤产量分别为 10.97、10.96、11.14、11.88、12.16、12.54 亿吨，年化复合增长率仅为 2.7%,远低于全国 原煤年化复合增速 3.9%；焦原煤占全国原煤产量比例已由 2016 年的 40.5%下降至 2022 年 1-10 月的 29.5%。此外，2019 年以来，焦精煤洗选率逐步下降，尤其是当前煤炭增产保供 背景下，部分焦煤企业为完成电煤保供任务，增加电煤保供量，进一步降低洗选率，2022 年 1-10 月炼焦煤洗出率仅为 37.9%，相较 2021 年的 39.1%再次降低 1.2pt。

全球煤炭贸易格局加剧重塑，主要出口国的煤炭出口量增加困难，2023 年我国煤炭进口量 或将进一步下降。从主要煤炭出口国看，2021 年，印尼煤炭出口 4.34 亿吨、澳大利亚煤炭出口 3.67 亿吨、俄罗斯出口 2.12 亿吨，分别占全球煤炭贸易量 13.68 亿吨的 31.73%、 26.83%、15.50%，合计占比 74.05%，为全球煤炭的主要出口国。然而，澳大利亚煤炭受端 暴雨天气、劳动力短缺等影响，1-10 月出口量同比下降 4.7%；俄罗斯因俄乌冲突受到西方 制裁、能源企业撤资等影响，俄罗斯煤炭产量和出口量也均出现下降，降幅分别为-1.3%、 -3.9%；印尼煤炭产量和出口量均较去年同期增加，增幅分别为 11%、6.3%。短期内主要煤炭 出口国澳大利亚和俄罗斯的煤炭产量和出口量也难以大幅增加，印尼煤炭产量和出口量虽 有明显增加，但受其国内煤炭需求拉动，以及不定期的煤炭禁止出口政策等影响，后续煤炭 出口政策具有一定不确定性。

从我国煤炭进口量看。相较 2019 年尚未禁止澳大利亚煤炭进口时，1-10 月我国从印尼、俄 罗斯和蒙古国的煤炭进口量均大幅增加，其中进口印尼煤炭占比由 46%提高至 58%,进口俄罗 斯煤炭占比由 11%提高至 24%，蒙古国煤炭进口受疫情影响占比有所下降，现已一定程度上 弥补了澳大利亚煤炭缺口，而且在强调确保能源资源供应链稳定的背景下，也不会过度依赖 单一XXX煤炭进口量。从全球煤炭贸易形势看，自 2020 年 11 月澳大利亚煤炭禁止煤炭出口 中国大陆后，其主要煤炭出口转向日本、韩国、印度和中国台湾；自 2022 年 8 月欧盟禁运 俄罗斯煤炭后，欧盟煤炭进口转向南非、美国、澳大利亚、印尼等XXX，俄罗斯煤炭出口也 转向印度、中国、日本和韩国等地区，全球煤炭贸易关系不断走向新平衡。

3. 需求端：经济底部叠加稳增长，煤炭需求底部向上

短期经济增速下台阶，稳增长预期逐渐加强。今年以来，在xXXX和地方x一系列稳增长 政策下，下半年经济增长逐步恢复，年内前三季度 GDP 累计增速为 3%，但仍属于近十年来 相对较低水平。x的二十大报告明确提出统筹抓好疫情防控和经济社会发展，推动社会经济 高质量发展。根据《财政蓝皮书：中国财政政策报告（2022）》预测，在疫情得到有效控制 的条件下，2022 年我国 GDP 增速可能在 3.5%～5.0%区间，从中长期看，在有效防范化解公 共风险的条件下，“十四五”期间经济增速能够达到 5.0%以上。虽然当前经济仍处于弱复苏 阶段，但我们也应该看到随着防疫二十条措施的稳步实施，以及稳投资促消费、降息降准和 稳定房地产市场等系列稳增长政策的落地，经济企稳回升的预期逐渐加强。 据 IEA 预测，全球煤炭消费绝对量保持正增长，但增速逐步放缓。根据 BP 统计数据，2021 年全球煤炭消费量 54.72 亿吨（标准煤），较 2020 年的 51.63 亿吨同比增加 6%，煤炭需求 止跌反弹，其中煤炭消费绝对量和增速较大的XXX为印度（6.87 亿吨，+15.4%）、中国（29.45 亿吨，+4.6%）、印尼（1.12 亿吨，+0.9%）。据国际能源署 IEA 预测，未来随着疫情影响的减 退，俄乌冲突带来的各国对能源安全自主的依赖性，以及如印度，越南高速增长的发展中国 家对廉价能源的需求，全球煤炭消费量逐年增加，但增速逐步放缓。

火电稳步增加，水电增速放缓，风光当量低，煤电建设有望提速进而有力支撑动力煤消费。 能源结构调整下，火电发电量占比逐步下降但总量连续多年保持同比上升，2022 年 1-10 月， 火电发电量 48187.9 亿千瓦时，占比 69.3%，较 2021 年的 71.1%下降 1.8pt。水电受可开发 水能资源限制，近三年几乎已无增长空间，同时易受端气候条件影响，2021 年和 2022 年 1-10 月的水电发电量分别同比下降 2.5%、上升 2.7%。风电和光伏发电正处于高增长阶段， 但其绝对量增量尚未能够覆盖电力绝对增量需求，同时面临消纳瓶颈。为避免再度出现拉闸 限电现象，确保电力能源供应安全，XXX加速煤电建设，煤炭消费或将迎来阶段性修复提升。 2022 年 1-9 月，我国新增火电发电能力 2358 万千瓦，其中，燃煤发电 1139 万千瓦，火电 投资 547 亿元，同比增长 47.5%。今年 9 月，XXX发改委召开了煤炭保供会议，提出今明两 年火电将新开工 1.65 亿千瓦，考虑到煤电机组假设时间普遍在 2 年左右，大型项目 3 年左 右，预计在 2024-2025 年左右逐渐形成规模。我们认为，当前加速推动煤电建设是基于统筹 能源安全和绿色低碳转型的综合考量，随着我国煤电建设进入新阶段，带来的增量机组或将 有力支撑动力煤需求。

在房地产投资增速趋于下行，“逆周期调节”发力带动基建投资增速上行，制造业投资增速 趋稳的情况下，2022 年粗钢产量降幅有限。据统计局数据，2022 年 1-10 月，房地产、基建 和制造业作为粗钢的主要下游产业，其固定资产投资增速分别为-8.8%、8.7%、9.7%，粗钢、 水泥产量增速分别为-2.2%和-11.3%，基建、制造业等增长一定程度上对冲了房地产下行影 响，除水泥外其余钢铁产量降幅并不明显，也带动相关煤炭消费企稳回升，而且钢铁库存也 明显下降并处于历史低位，下游需求的边际改善正在发生。依据信达能源《我国炼焦煤需求 总量与结构深度研究》报告，以 2021 年粗钢 10.33 亿吨为基准，按照保守-偏保守-中性-偏 乐观-乐观五种不同情形测算，2022 年粗钢消费量增幅为-3.9%-2.2%。需要注意的是，据 Wind 信息，2022 年 1-9 月，我国折合粗钢净出口量 4,109 万吨，同比+15.3%，以及需要说明的 是，我国粗钢平控政策的实施也会推动粗钢整体压减，但整体压减节奏有延缓迹象，预计政 策端压减约 1,800 万吨。

受粗钢生产工艺中长短流程减产幅度差异和长流中废钢添加量降低等综合影响，焦煤需求 量有望维持稳定或同比略增，且优质炼焦煤相对更有市场。废钢价格高位、电价上涨叠加能 耗双控政策，年内电炉钢比大幅下降。根据信达能源《我国炼焦煤需求总量与结构深度研究》 报告，基于前述不同情形下的粗钢产量预测，以及对粗钢长短流程生产工艺占比以长流程中 废钢比的测算，我们发现年内尽管粗钢产量大概率下降，焦煤需求量仍有望维持稳定或同比 略增。此外，随着钢铁高质量转型发展中对高炉大型化和提高高强钢等的发展目标，对焦 煤品质也提出了更高要求，具备低硫、中挥发分、中胶质层厚度（25mm）、高粘结指数煤质 特性的主焦煤、肥煤煤种优势将更大，更具有市场竞争力。

4. 价格端：国内外煤炭价格有望保持高位运行，价格中枢或将进一步抬升

近年来动力煤年度中长协价格逐步抬升，供需偏紧下后续长协价格有望进一步上调。自 2020 年以来，伴随煤炭行业供给侧改革落后产能出清，煤炭市场企稳回升，煤炭中长协价格整体 呈上涨趋势。2022 年 1-10 月，在严格落实稳价政策下，动力煤中长协价格始终稳定在 719 元/吨，且与同品质市场煤价格存在大幅价差。而在 11 月，临近签订次年长协合同之际，依 据中长协价格定价机制，动力煤年度长协煤价格也实现了首次上涨，由 719 元上调至 728 元 /吨，这反映了煤炭供给紧张的情况和煤价向市场靠拢的趋势，也有利于提高煤企中长协合 同履约率。我们预计长协价格将有望步入一轮小步慢涨的提升窗口期，逐月小幅提升逐步向 现货区间靠拢，进一步体现出市场化改革的大方向。

增产保供背景下部分高成本煤矿的产量释放，其刚性成本对合理价格区间上限有着较强支 撑。煤炭开采企业与一般制造工业成本差异明显，受客观自然条件制约性强，辅助生产环节 支出多、安全生产投入大、固定成本占比高，区域性差异大，其成本的决定性影响因素在于 煤矿产能规模和煤层赋存条件。在增产保供政策下，煤矿需按照自有资源量的 80%签订中长 协保供合同，严格执行地方坑口限价（如山西地区 5500 大卡动力煤坑口含税价格区间 370- 570 元/吨。），大影响了企业效益，尤其对于部分产能规模小、开采年限久、开采系统复 杂、安全投入大、社会负担重的中小型煤矿，矿井开采成本和完全成本均较高，当前严格执 行现有中长协价格下仍处于亏损状态。

煤炭有效产能不足和产能周期导致的供需紧平衡局面延续，或将使得本轮景气上行周期顶 部显著拉长。2020 年 4 月以来，由于“十三五”以来煤炭行业供给侧改革产能持续出清，叠 加煤炭资本开支持续下降，煤炭产能进入新一轮紧缩周期，导致煤炭供需持续偏紧，进而从 根本上推动本轮煤炭景气上行周期。然而，供给端，新建矿井建设周期至少 3-5 年，“十四 五”内新增产能有限。而核增产能自去年来提前释放产量，未来对缓解供给短缺的边际贡献 不足。需求端，煤炭仍然处在消费增长阶段，尤其是云南、四川等多地发生有序用电后，火 电顶峰容量价值将进一步体现，未来煤电装机投资建设节奏有望加快，电力用煤需求将进一 步提高。我们认为，煤炭行业长期资本开支不足导致的产能周期错配在中短期内难以改变， 供需偏紧的格局或将持续存在，进而有望支撑煤价保持高位。

综合上述分析，我们认为，在煤炭供给无弹性而需求有弹性的局面下，叠加煤炭长协保供的 强力实施，现货流通量或将更加紧缺进而支撑煤价持续保持高位、中枢上扬。与此同时，随 着现货价格中枢的提升，年度中长协价格也有望跟进提高，进而更好地体现煤炭供需基本面 形势，反映能源安全的大背景下煤炭的真正价值回归。 炼焦煤供应紧缺有望支撑价格保持高位，伴随下游需求边际改善价格中枢或将进一步抬升。 今年以来炼焦煤市场煤价格整体维持在高位水平运行，价格中枢亦有大幅抬升，而且三季度 以来焦煤市场价格小幅上涨。从焦煤长协价格看，大型焦煤企业主要以长协为主，端到端直销直供，在今年地产严重下行背景下，大部分焦煤企业的执行的长协价格年内也未大幅调整， 基本持平或象征性的略低。结合前述分析，需求端，短期由于基建、制造业对冲和钢铁行业 电钢比、废钢比的下降，房地产下行对于焦煤需求量的消影响被大大削弱，未来随着下游 边际需求的持续改善，焦煤需求弹性有望加大。供给端，我国焦煤矿井基本均为井工矿，受 限于资源条件、安全条件与开采条件，供给几乎无弹性甚至还有进一步收缩的风险，具体参 阅信达能源《我国炼焦煤需求总量与结构深度研究》。站在当下，当前焦化厂和钢厂焦煤库 存处于历史低位，临近春节钢厂面临补库需求，而山西焦煤主产地受疫情影响，焦煤产量和 运输较为紧张，供需偏紧矛盾愈加凸显，不同产地价格已出现不同程度上涨。我们预计，未 来 2-3 年炼焦煤尤其是优质主焦煤供给短缺问题仍将持续存在，叠加动力煤现货价格高位 运行，焦煤价格将继续保持高位运行，整体易涨难跌。

全球煤炭供需偏紧与贸易格局重塑背景下，伴随新一轮煤油气资源的补库需求，海外煤炭价 格或将企稳回升并维持高位运行。2022 年前三季度，为确保国内能源安全，欧洲各国全力 储备煤炭和天然气，海外煤价持续上涨，也助推库存水平升至历史高位，随后引起海外煤炭 价格开始下跌。近期，随着欧洲各国气温下降，煤炭库存消耗加速，加之南非、澳洲、俄罗 斯等XXX因暴雨或劳资纠纷等原因煤炭供给收紧，进而煤炭供需偏紧下支撑海外煤价止跌回 升。此外，国际贸易合约价格大幅提升，以日本年度动力煤采购合同为例，2022 年 7 月，日 本新日铁住金株式会社（Nippon Steel）与全球矿商嘉能可集团（Glencore）达成春季动力 煤年度采购合同，合同谈判价高达 375 美元/吨，相较 2021 年同期 109.07 美元/吨上涨 2.45 倍。同年 8月，日本电企东北电力公司（Tohoku Electric Power）与全球矿商嘉能可（Glencore） 达成秋季动力煤年度采购合同，合同价为 395 美元/吨，较春季谈判价格再度上涨 20 美元/ 吨。结合前述分析，全球煤炭供需关系持续偏紧，随着今年冬季库存的去化和次年各国煤炭 新一轮的补库需求，欧洲各国禁止进口俄罗斯煤炭外或将全年参与全球抢煤，我们预计海外 煤炭价格有望企稳回升并保持高位运行。与此同时，我们认为，本轮海外煤价上涨的本质原 因是供给产能周期导致的紧缺，短期内难以改善，即使是在俄罗斯没有断供欧洲煤油气能源 的情况下，煤炭等能源价格也会在供需错配的矛盾下维持高位，并在中长期呈上行趋势，其 持续性和强度或将远超预期。

三、煤企开启价值重估之路

1. 受益政策红利，煤炭国央企有望迎来价值重估

煤炭主体能源地位决定着煤炭企业有望在较长时间内获得稳定竞争优势，有利于提高资产 重估价值。在 2020 年双碳战略提出来后，各地都将减排去碳工作放在了重要位置，x 为普遍的现象就是以“一刀切”的形式出台“去煤化”政策，这也引起部分投资者担忧煤炭企 业的发展前景，也不看好煤炭投资。今年以来，XXX能源政策导向由“十三五”时期调整能 源结构为主要变为当前及“十四五”时期能源安全为主要，同时再次明确立足“以煤为主” 国情，把加强煤炭清洁高效利用作为实现双碳目标的重要途径，强有力地回应了前期市场错 误理解的煤炭将被完全替代的逻辑。与此同时，“十四五”能源规划相较“十三五”能源体 系，也对煤炭消费作出了重大调整，虽然也提及要严格合理控制煤炭消费增长，但不再提出 煤炭消费总量和消费比重的具体控制目标。煤炭既是燃料也是工业原料，这意味着煤炭在较 长时间内有望获得稳定竞争优势，也决定着煤炭企业具有较长的发展久期，也有利于提升煤 炭企业的资产重估价值。

探索建立中国特色估值体系，有助于推动煤炭企业价值重估。证监会主席在 11 月 21 日金 融街论坛上表示，要“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” 。截至去年底,央企控股上市公司家数仅占全市场的 7.6%，贡献了近 1/6 的市值、近 1/4 的净资产和超三成的利润,在资本市场中地位举足轻重，但估值存在不合理的情况。国 央企在“探索建立中国特色估值体系”过程中价值有望得到重估。煤炭行业是国央企集中的典 型行业。根据申万（2021 年）行业分类，煤炭行业共 38 家企业，其中 5 家央企，25 家国有 企业，国央企数量占比达到 79%，国有煤炭企业的大股东平均股权占比超过 50%。从市值来 看，五家央企总市值占比约 45%，30 家国央企市值占行业的 93%，煤炭行业的国央企占据了 绝对地位。

深化国企改革明确提出提高央企控股上市公司治理，煤炭国央企上市公司的市场价值与内 在价值相匹配或将成为央企改革的未来方向。2020-2022 年，国有企业全面贯彻落实《国企 改革三年行动方案（2020—2022 年）》文件精神，取得一系列重要的阶段性成果，企业治理 能力和核心竞争力不断提升，企业发展环境也有着深刻变革。今年 5 月，在国企改革三年行 动方案行动的基础上，国务院国资委制定印发《提高央企控股上市公司质量工作方案》，进 一步深化国央企上市公司改革，明确提出解决同业竞争问题、加强市值管理、提高信息披露 质量和提高股东回报能力等改革目标，并做出具体的考核指标和工作进度，努力推动上市公 司市场价值与内在价值相匹配。因此，随着改革方案的纵深推进，国央企上市公司或将进一 步推动上市平台布局优化，更加重视资本市场表现，加强对接资本市场，也有必要重新评估 企业的内在价值，推动实现企业的内在价值与市场价值相匹配。值得关注的是，煤炭国央企 上市公司与其控股股东同业竞争的问题较为突出，值此国央企改革背景下，煤炭企业资产注 入预期有望加快。

2. 煤炭企业既有资产的真实价值已远高于账面价值，有必要进行资产重估

新建煤炭投资大幅增加，煤炭企业重建既有产能投资将远大于现有账面价值。当前，新建或 改扩建矿井整体投资显著增大，主要体现在三个方面：一是随着煤炭建设工程定额的不断调 整，以及矿井建设标准、行业验收要求的逐步提高，矿建、土建、安装工程投资增大，矿井 直接建设投资大幅增加。二是 2016 年以来实施的煤炭行业供给侧改革，要求煤矿建设项目 核准前或已核准未投产之前需购置产能置换指标，新增的产能购置费用加大了项目前期投资。 三是 2017 年 2 月全面推进实施的矿业权有偿取得制度改革，使得矿业权权益金较原资源价 款大幅增高，并要求新建矿井取得采矿许可证之前需至少缴纳 20%的采矿权出让收益，该首 期价款列为资本化支出，加大了项目前期投资。可见，煤炭企业新建矿井的投资显著增加， 而煤炭企业的相关资产经过多年折旧，其账面价值已经不能反映真实情况。我们认为，由于 近年来新建矿井的投资成本显著增大，煤矿企业重新获得现有产能的重置成本将大大提高， 在新一轮煤矿新建周期内的既有煤矿产能的真实价值理应被重新评估。此外，重建煤矿往往 需要 3-5 年，投资期限长且资金时间价值高，加之既有煤炭产能却能够持续创造效益，更加 彰显煤炭企业既有产能的资产价值。

3. 煤炭企业集中度高，其高分红+“现金牛”属性有利于资产估值修复抬升

煤炭行业集中度高，能源保供任务下承担社会责任同时也将受益政策红利，有利于提升资产 价值。供给侧改革淘汰落后产能同时，行业集中度不断提升，资源向头部国央企聚集。神华 集团与国电集团合并重组为XXX能源投资集团，山东能源与兖矿集团联合重组成立新山东能 源集团，中煤能源兼并重组国投、保利和中铁等企业的煤矿板块等等。2016-2021 煤炭行业 CR5、CR10 产量占比分别由 27.9%、40.7%上升到 40.9%、53.5%，头部效应更加显著。在落 实能源保供方面XXX企业积承担社会责任，2021 年XXX企业的煤炭产量首次突破了 10 亿 吨。同时，国央企在核增产能同样具有优势。国常会部署今年核增产能 3 亿吨，XXX能源集 团在今年上半年就已完成了 18 个煤矿 5800 万吨的产能核增，山西省 4 户省属煤炭企业共 有 59 座矿井也正在申请核增产能 5280 万吨。虽然我们认为核增产能释放的边际增量有限， 但煤炭国央企承担着保障我国能源安全的重任，在煤矿新建项目核准和获取煤炭资源等方 面也更具优势享受产业政策红利，同时在煤电联营、煤炭新能源优化组合等方面，煤炭央国 企也有望做出表率，积实践落实政策，进而有助于提升资产价值。

高分红高股息，煤炭企业“现金牛”属性凸显，其资产具有较大估值提升空间。从分红能力看， 煤炭企业高盈利下，实际现金流表现远远好于利润表现，实际可供投资与分红的自由现金流 充裕。2021 年，煤炭行业共分红 1027 亿元，国央企分红 1015 亿元，占比 99%。从分红意愿 看，2021 年，煤炭行业分红比例大幅提高，2022 年部分煤企再次提高分红承诺，如中国神 华、陕西煤业和广汇能源近期明确表示提高 2022-2024 年的分红承诺，而且，部分煤企虽未 明确表示提高分红承诺，但实际分红比例高于分红承诺，如兖矿能源保持 50%的高分红承诺， 2021 年实际分红率为 60.87%。从实际分红看，在申万一各行业 2021 年年度股息率中，煤 炭板块以 5.4%的股息率排名行业第 1。