2023年煤炭行业中期策略 上半年煤价为何不及预期？

今年以来，煤炭板块与沪深 300 走势基本保持一致，直至 5 月中旬，受海外煤价下行影响， 国内煤价加速下跌，带动市场预期迅速恶化，二级市场也随基本面变化明显调整。

第一阶段（年初至 5 月中）：双轨制延续，供应高位叠加进口增量下，煤炭市场迎 来高库存阶段，煤价中枢延续下行趋势，但二月中旬及假期前后，阶段性补库&供 应端扰动仍带来煤价短期高弹性上涨。煤炭板块亦随基本面变化调整，基金持仓 持续下降，3-4 月煤企陆续释放 2022 年业绩，部分超预期&高股息煤企获得机会， 板块整体维持震荡。

第二阶段（5 月中至今）：海外煤市风险释放&国内煤炭社库持续高位成绝对压力& 内需“不及预期”等多重利空因素加速煤价下行动力，煤炭板块随煤价同步调整， 悲观情绪释放。煤价快速下跌后出现止跌迹象，基本面压力暂时缓解。

2023 年初至 6 月 26 日，沪深 300 指数下跌 2.01%，中信煤炭指数下跌 6.43%，跑输 沪深 300 指数 4.42 个百分点，位居 29 个行业涨跌幅榜第 19 位。个股方面，2023 年年 初至今，煤炭板块 21 家上市公司中 6 家上涨，15 家下跌。涨幅前五：恒源煤电、冀中能源、潞安环能、中国神华、山煤国际，涨幅分别为 15.34%、 12.89%、8.37%、7.49%、5.26%。 跌幅前五：晋控煤业、平煤股份、广汇能源、华阳股份、兖矿能源，跌幅分别为-26.59%、 -26.30%、-19.40%、-16.32%、-15.72%。

进口超预期是煤价不及预期的主要原因。2022 年 1 月印尼煤炭出口禁令、2022 年 3 月 俄乌战争，欧洲为了应对将失去的俄煤资源，在 2022 年 8 月初俄煤暂停进口前“超买” 大量煤炭储备，并同步推升全球煤价，带来 2022 年纽卡斯尔 6000 卡煤价最高升至 452.8 美元/吨，并与澳大利亚 5500 卡价差最高扩大至 274 美元/吨。“超买”的结果除 了带来能源的超预期溢价也衍生了许多商品订单的结构性调整，如更多长协煤炭订单涌 入市场，这或将带来下游煤炭采购节奏和实际需求调节的节奏性错配，进而带来煤炭高 库存结果。因此随着 2022 年冷冬不及预期，以及 2023 年以来欧洲经济动能疲软，能 源消费速度放缓叠加欧洲煤炭/天然气库存持续高位，全球高卡煤价格从 2022 年年末持 续回落，并在 2023 年 5 月中旬，因欧洲煤炭库存升至绝对高位无法缓解带来全球煤价 的系统性崩塌，我国煤炭进口价差也在上半年明显修复，利润驱动下上半年煤炭进口增 量明显。

印尼煤进口价差明显修复。2022 年 1-5 月 15 日，我国进口印尼煤价差（国内-国 外）平均约-177.12 元/吨，2023 年 1-5 月 15 日，我国进口印尼煤价差（国内-国 外）平均约 51.03 元/吨。我国进口印尼煤主要是动力煤，尤其华南地区电厂原材 料入炉要求基本和印尼中低卡煤质一致，因此价差修复明显，有利于电力企业平 滑原材料成本，印尼煤进口也大幅增加。

蒙煤通关效率已经恢复。2020 年以来，受宏观大环境影响，蒙煤通关效率大幅受 限，2020 年蒙煤进口总量 2855 万吨，甘其毛都平均通车量 526 车/日；2021 年蒙 煤进口总量 1644 万吨，甘其毛都平均通车量 185 车/日。2022 年蒙煤进口总量 3155 万吨，甘其毛都平均通车量 444 车/日。2023 年限制效率等客观因素已经退 却，蒙煤进口大幅修复，2023 年 1-5 月蒙煤进口 2399 万吨，同比+331.4%， 2023 年年初至 6 月 10 日，甘齐毛都平均通车 816 车/日，基本已恢复至 2019 年 同期状态。

俄煤进口超预期。部分贸易商因前期政策 2023 年 4 月 1 日前俄煤进口免关税影响， 今年前四个月大幅通关俄煤，使得俄煤进口与下游需求节奏错配并对港口炼焦煤 库存形成一定压力。2023 年 1-5 月进口俄煤 4070 万吨，同比+119.4%。

澳煤禁令取消，进口增量&高卡煤紧张局面缓解。时隔近两年澳煤通关恢复，除了 进口来源与进口量的补充外，澳煤优质高卡煤种正弥补我国煤炭市场稀缺资源， 缓解我国高卡煤紧张压力。2023 年 1-5 月我国进口澳煤 1173 万吨，同比 +336.3%。 综上，2023 年 1-5 月我国进口原煤 18,207 万吨，同比+89.8%，其中动力煤进口 13,654 万吨，同比+91.3%，炼焦煤进口 3,786 万吨，同比+79.6%。

国内煤炭需求（尤其非电）不及预期是煤价不及预期的重要原因。2023 年上半年，煤 炭需求不及预期面临两个方面，一是宏观经济“内循环”动能不足，煤炭作为典型顺周 期行业，需求与经济增速高度相关；二是房地产、基建、化工等煤炭直接终端行业发展 不及预期。此外，2023 年 4-5 月需求更为疲软，这也是导致 4-5 月煤价集中下跌的原 因之一。

宏观经济方面，从消费来看，5 月汽车、地产相关商品的消费出现边际转弱；从投 资来看，5 月固定资产投资增速同比-21.15%，在楼市需求转弱背景下，地产开工 和施工延续走弱，地产投资整体下滑，5 月房地产投资同比-21.5%，环比走弱5.3pct，基建和制造业投资也分别在地方债融资节奏放缓和经济“内循环”动能偏 弱的影响下力度减弱。5 月基建投资同比+10.7%，增速环比走-0.8pct，制造业投 资同比+5.1%,增速环比走弱-0.2pct；从出口来看，随着积压订单的不断消耗，5 月出口金额同比下降 7.5%。

中观行业方面，房地产需求不及预期，带来钢材表需疲软，年初至 7 月 1 日，钢 材周平均需求 919.3 万吨，同比-0.54%；钢材价格承压，年初至 6 月 25 日，螺纹 （上海）价格平均 4006.81 元/吨，同比-17.41%，热卷（上海）价格平均 4103.78 元/吨，同比-17.15%；钢厂利润持续低迷，截至 2023 年 6 月 30 日，螺 纹钢即期利润-97 元/吨，上半年利润情况仍未出现明显缓解。动力煤下游相关行 业需求也不理想，甲醇开工率低至历史低位，年初至 6 月 30 日，甲醇周平均开工 率 70.37%，同比-3.33%；受基建动能放缓及房地产开工率低迷影响，年初至 6 月 10 日，水泥周平均开工率 58.15，同比-6.68%。同时，剔除五月末高温影响， 5.1~5.20 日沿海电厂日均耗煤量环比下降-2.3%，逆季节性环比走弱，使得电力 企业采购和需求错配，五月中旬电厂库存至历史绝对高位，对煤价形成极大压力。

库存累积主要源自进口煤增量，是导致煤价下行的决定性因素。库存是供需关系的重 要表现，也是影响商品价格的主要因素之一。我们发现 2023 年至今，煤炭供需盈余与 累库幅度大相径庭（2023 年供需盈余减去 2022 年库存缺口“1.9 亿吨-1.15 亿吨-0.12 亿吨≈0.65 亿吨”，难以匹配 2023 年初至今的库存增量约 0.33 亿吨，使得市场难以通 过静态的供需分析对未来煤炭价格进行判断）。且 2023 年 1-5 月我国煤炭全社会库存 增加主要来源于进口增量，故今年煤价不及预期很大原因是来自于进口煤的增量。

产量方面，2023 年 1~5 月全国原煤生产 19.18 亿吨，2022 年 1-5 月全国原煤生产 18.13 亿吨，产量同比增量约 1.05 亿吨；2022 年 1-5 月全国原煤进口 0.96 亿吨， 2023 年 1~5 月全国进口 1.82 亿吨，进口同比增量约 0.86 亿吨。简单估算 2023 年 1~5 月煤炭供应端较上年同期增长约 1.9 亿吨。

需求方面，2022 年 1~5 月全国动力煤消耗约 14.76 亿吨，2023 年 1-5 月全国动力煤 消耗约 15.78 亿吨，需求同比增量约 1.03 亿吨；2022 年 1-5 月全国炼焦煤消耗约 2.31 亿吨，2023 年 1~5 月全国炼焦煤消耗约 2.43 亿吨，需求同比增量约 0.12 亿吨。 简单估算 2023 年 1~5 月煤炭需求较上年同期增长约 1.15 亿吨。

库存方面，根据中国煤炭运销协会数据： 1） 2023 年 1~5 月，25 省电厂库存增长 1411 万吨、全国 72 港口存煤增加约 1917 万吨，全国煤炭企业库存增加 400 万吨，炼焦煤全口径库存减少 459 万吨，简单估算煤炭库存在 2023 年初至 5 月末增加约 3269 万吨； 2） 2022 年 1~5 月，25 省电厂库存减少 683 万吨、全国 72 港口存煤增加约 383 万吨，全国煤炭企业库存减少 300 万吨，炼焦煤全口径库存减少 640 万吨， 简单估算煤炭库存在 2022 年初至 5 月末减少约 1240 万吨。

3.1.通过全球上市煤企财报，探究煤炭成本底

正常通胀和税收的政策变化，吨煤成本增长是必然趋势。不考虑煤炭开采前期准备成 本（矿产资源税、采矿权、探矿权费用等），煤炭成本主要包括生产成本（材料费、人 工成本、动力成本、维检费、折旧摊销费等）以及其他成本（安全费、地质环境治理费、 土地复垦义务费等），近年来除了正常通胀水平带来的人工、材料费等增加，其他成本 增长也非常显著。 2018 年 1 月 1 日开始征收环保税，其中，涉及到煤炭企业有煤矸石 5 元/吨；尾矿 15 元/吨，煤炭行业作为“碳排放大户”还有大气污染物 1.2-12 元/污染物当量， 水污染物 1.4-14 元/污染物当量。 2022 年 6 月 13 日，财政部会同应急管理部对《企业安全生产费用提取和使用管 理办法》进行了修订，其中煤炭矿山包括“煤与瓦斯突出矿井、高瓦斯矿井安全 费 30 元/吨（部分公司甚至按照 50 元/吨计提）。

国内煤炭集团（企业）吨煤完全成本增长显著，经过我们的测算，2022 年煤炭集团吨 煤成本预计提升至 450-550 元/吨。根据煤炭集团债券评级年报，2021 年山西焦煤集 团吨煤完全成本 472 元/吨，同比增长 13%；晋控煤业吨煤完全成本 459 元/吨，同比 增长 6%；晋控装备吨煤完全成本 434 元/吨，同比增长 22%；潞安化工吨煤完全成本 418 元/吨，同比增长 45%；华阳新材吨煤完全成本 526 元/吨，同比增长 112%；山东 能源集团吨煤完全成本 486 元/吨，同比增长 14%。虽然 2022 年各集团公司暂未披露 详细的经营数据，但参考上市公司吨煤成本趋势（2022 年上市样本煤企吨煤成本在 350-450 元/吨，平均增幅 13.7%），经过我们的测算，2022 年预计各煤炭集团吨煤完 全成本将提升至 450-550 元/吨。

海外上市煤企吨煤成本增长显著，叠加铁路发运成本的上移，FOB 价格底部中枢已明 显提高。我们统计了十余家海外上市的煤炭企业吨煤成本，2022 年平均吨煤成本增长 近 30%，其中，澳大利亚相关煤企/煤田成本增长较为显著，Newhope 2022 年吨煤成 本增长 80%约 550 元/吨，嘉能可 2022 年吨煤成本增长 46%约 835 元/吨；印尼 Bukit Asam 吨煤开采成本已增长至约 425 元/吨。 主要煤炭出口国同样面临铁路发运至出口港瓶颈/成本上移现状。分析全球煤炭的成本 底部，除了关注海外煤企的开采成本，也要关注其出口国内贸运输成本，因为全球煤炭 进出口主要依靠海运，港口煤炭出口最低价格或是全球煤炭价格的最左侧。

印尼：交通基建薄弱、物流成本高企。印尼物流成本占 GDP 比重约 20%高位，仅 1%为铁路运输，这或将导致印尼很多低成本、新建小煤田因铁路设施不完善，无 法出口。

俄罗斯：铁路货运将提价已成趋势。2021 年末，俄罗斯联邦政府就批准了俄罗斯 铁路的 2022-2024 年投资计划。为应对因通胀和工业原料价格上涨而带来的投资 赤字，2022 年铁路货运将提价 6%，之后两年再分别提高 6.6%和 6.1%；2022 年5 月末，联邦政府发布补充政策“自 6 月 1 日起，俄罗斯铁路运费将在现有的基础 上提高 11%，境内食品运输、矿物建筑产品和进口消费品除外。其次，暂停对出 口硬煤的降价运输申请，暂停期为 3 个月，根据运输距离的不同，联邦政府可能 会增加 3 个月的暂停期。”俄乌战争之后，俄罗斯西海岸煤炭出口受限，同时日益 趋严货运成本也将使得俄煤出口价格增加，这或将导致俄煤失去欧洲市场后转口 东南亚地区并不顺利。

南非：暴乱、老旧等长期困扰南非铁路运营效率。近年来，南非国有港口和货运 铁路公司 Transnet 的运营受到机车利用率低的影响，2022 年其货运量为 1.73 亿 吨，而 2018 年为 2.26 亿吨。同时，南非国内治安也非常影响铁路效率，如 2021 年 1-10 月平均每个月，铁路公司都遭到 600 起盗窃或者破坏事件；2023 年 3 月， 南非罢工和全国性暴乱持续，破坏了交通枢纽甚至铁轨，铁路运输效率低下。这 或将导致南非煤炭出口成本因铁路费用高企，同时突发的罢工&暴乱等事件也会使 得其出口短期大幅减少。

3.2.通过“双轨制”政策探究“长协底”

港口市场煤（5500K）价格跌破 680 元/吨，将低于长协指数价格，这或是煤价的 “ 长 协 底 ” 。 根 据 最 新 长 协 煤 价 格 计 算 公 式 “ 长 协 价 =675*1/2+1/2*[1/3*NCEI+1/3*CCTD+1/3*BSPI]”，其中 NCEI、CCTD、BSPI 三个指 数均与市场煤、上期长协煤价格相关，并为了平滑市场价格波动，三个指数市场煤价格 占比均较小，同时随着价格持续下跌，单位市场煤价波动带动长协煤价格调整比例愈小。 即长协价格公式的三个指数与长协价格呈自相关性，并逐渐收敛。

综上我们认为本轮煤炭周期港口煤价底部预期在 700 元/吨左右。 产地煤炭生产成本约 400-500 元/吨，平均 450 元/吨，鄂尔多斯至秦皇岛铁路运 费 255 元/吨左右，国内煤炭生产成本底部对港口煤价支撑约 705 元/吨； 港口市场价格跌破 680 元/吨，将比长协价格低，因此 680-700 元/吨或为底部参 考支撑之一； 根据海外煤企财报，澳大利亚煤炭开采成本约 550 元/吨，不考虑出口港及运输成 本，加上增值税和海运成本到港最低约 750 元/吨；印尼中低卡煤炭开采成本约 425 元/吨，折算 5500 卡约 520 元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和 海运成本及卡数折算到港最低约 680 元/吨。

港口煤价底部是煤价下跌的压力测试，也可作为上市公司业绩弹性测算的标准。 若港口煤价跌至 700 元/吨，中国神华预期年化利润约 600 亿元，对应股息率 7.7%；山煤国际预期实现 2023 年 50 亿左右利润，对应股息率高达 10.9%。 若煤价维持在 650 元/吨以上，山煤国际股息率预期可维持 10%以上，安全边际极 高、性价比凸显。 若港口煤价跌至 700 元/吨，山煤国际、中煤能源、淮北矿业 PE 估值仍处于 5-6 倍较低水平。

5.1.价格回顾：动力煤价格已回落至合理区间

年初至今，动力煤价格震荡后快速下跌。1 月~2 月，春节结束前下游维持刚需采购， 价格窄幅震荡，受 2 月末内蒙古矿难影响，煤炭市场短期供应收紧，叠加下游复工复 持续推进，煤价整体先跌后升；3 月~5 月中旬，电煤需求迎来传统淡季，加之电厂库 存仍处历史高位，煤价缓慢走低；5 月中旬~6 月，低价进口煤冲击国 动力煤需求， 时国内发运倒挂，贸易商观望情绪浓厚，加之电厂库存维持高位，煤价快速下跌。 第一阶段（2023 年 1 月~2 月中旬）：1 月初至 2 月中旬，长协保供煤充足，电 厂库存处于高位，叠加澳煤放开等政策的影响，企业采购需求偏弱，煤价窄幅调 整； 第二阶段（2023 年 2 月中旬~2 月底）：受 2 月末内蒙古矿难和重要会议的影响， 部分煤矿安全排查，整体供应预期收紧，叠加下游节后复工复产持续推进，钢铁 及化工开工率有所提升，部分电厂日耗开始走高，煤价反弹； 第三阶段（2023 年 3 月~4 月末）：矿难事件催化已退却，三月份天气逐渐回暖， 电煤需求迎来传统淡季，加之电厂库存仍处历史高位，需求端整体呈现为刚需补 库，市场氛围偏弱，煤价中枢季节性小幅回落； 第四阶段（2023 年 5 月中旬~5 月末）：海外煤市风险释放&国内煤炭社库持续高 位成绝对压力&内需“不及预期”等多重利空因素加速煤价下行动力，悲观情绪释 放； 第五阶段（2023 年 6 月初~至今）：煤价快速下跌后出现止跌迹象，基本面压力 暂时缓解，煤价底部震荡。 总体来看，2023 年 H1 港口 Q5500 现货均价 1047 元/吨， 下跌 12.9%，环 22 年 H2 下跌 22.8%；2023 年 H1 长协均价 722 元/吨， 上涨 0.03%，环 持平。

5.2.全年产量增速或大幅放缓至 3%

1-5 月原煤产量高位延续。根据国家统计局数据，5 月份，生产原煤 3.9 亿吨，同比增 长 4.2%，增速比 4 月份放缓 0.3 个百分点，环比下上升 401 万吨，环比+1.1%；1-5 月份，累计生产原煤 19.1 亿吨，同比增长 5.8%。 我们预计 2023 年原煤产量增速或大幅放缓至 3%。根据 2023 年各省政府工作报告， 极其理想状况下，我们估算 2023 年全国煤炭主要增产省份合计贡献增量约 1.49 亿吨。 参考近年来非主产区产量下滑情况，我们预计 2023 年山东、安徽、青海等地区仍处于 产量下滑周期，预计减少产量约 1200~1300 万吨。结合今年 1-5 月市场的具体表现， 主产区安监力度持续常态化、高强度化。部分安全问题严重的煤矿受到问责，停工停产 或终止核增。我们预计 2023 年原煤产量增速将明显放缓至 3%左右，同时考虑到近 年来增产主要源于动力煤矿井，我们预计 2023 年动力煤产量增速亦为 3%左右，动 力煤全年产量增长至 38.2 亿吨左右。

目前原煤日产量已出现下滑趋势。2 月日均产量 1364 万吨，3 月日均产量 1346 万 吨，4 月日均产量 1272 万吨，环比下降 74 万吨/日，环比-5.5%。 部分省份原煤产量已呈现下滑趋势。2022 年山东、贵州、青海、安徽、福建、江 西等六省即使在保供高强度基调下，22 年原煤生产不增反降，产量合计同比减少 0.15 亿吨，且山东、福建、江西这几个省份从 2019 年开始原煤产量持续下降。 2023 年原煤产能释放有限。根据各省两会工作会议 2023 年煤炭生产目标以及 2022 年各省生产情况，2023 年主要增产省份集中于山西省约 5785 万吨、陕西省 约 396 万吨、宁夏省约 645 万吨、云南省增 441 万吨，内蒙古主产区保供高强度 延续下 2023 年煤炭产量预计增加 7590 万吨，极其理想状况下，我们估算 2023 年 全国煤炭主要增产省份合计贡献增量约 1.49 亿吨。 长期来看，在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到 新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较 弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。此外，煤炭作为不可再生资源，随着开采 年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力，因此从长周期角度而言，煤炭产量天 花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺。

5.3. 进口增幅显著，下半年或将放缓

进口增幅明显，进口利润阶段性倒挂已现。根据国家统计局公布的数据显示，2023 年 1-5 月累计进口动力煤 13654 万吨，同比+91.3%。增速大幅增加的原因主要是 2022 年 1 月印尼煤禁止出口，以及 3 月俄乌博弈开始，全球煤炭市场贸易重塑，基数较低的结 果。 分国别来看，我国进口动力煤仍主要来源于印尼。1-5 月我国从印尼进口动力煤 9354 万吨，同比+65.5%，占比 68.5%，除了考虑到 2022 年 1 月印尼禁止出口煤炭导致的 低计数外，今年 1-5 月印尼煤进口依旧显著，主要源于合适的进口利润；1-5 月我国从 俄罗斯进口动力煤 2155 万吨，同比大幅增长 148.3%，占比 15.8%,主要源于部分贸易 商为了节省关税，一季度大量进口，且俄煤失去欧洲市场后目前售价优惠较；1-5 月我 国从澳大利亚进口动力煤 1092 万吨，同比增长 1492.5%，占比 8.0%，主要源于澳煤 进口限制的放开。

下半年，进口增速预期放缓。进口利润是决定进口量的绝对原因之一，目前北港煤价已 跌至合理区间，目前进口价差已经倒挂，这或将限制动力煤进口量，我们预计 2023 年 全年动力煤进口预期 2.7 亿吨。进口利润已明显放缓。2023 年 1-5 月 15 日，我国进口印尼煤价差（国内-国外） 平均约 51.03 元/吨，5 月中旬后随着国内煤价的坍塌式下跌，截至 6 月 15 日，我 国进口印尼煤价差为-15 元/吨。海外煤市基本面底部支撑仍存。1）海外矿山开采成本持续增长，且面临多重出口 瓶颈，如印尼、澳洲出口港和主产地长期积水影响，南非因铁路发运问题中长期 仍无法解决，限制其出口能力。2）俄乌战争对海外煤炭贸易格局重塑延续。短期 海外煤价下跌有前期高溢价集中回落的因素，从供需角度考虑，欧洲失去俄煤供 给，仍将增长对其他国家进口的需求，全球能源供应的紧平衡预期延续。

5.4.上半年煤炭需求徐而不急，下半年关注“迎峰度夏”&“经济复苏”

5.4.1.火电“压舱石”作用凸显，工业需求徐而不急

火电“压舱石”作用凸显。根据国家统计局数据，1—5 月份，全口径发电 34216 亿千 瓦时，同比增长 3.9%。分品种看，火电需求韧性仍存，水电发电量依旧疲软。其中， 1-5 月火电累计发电量 2.40 万亿千瓦时，同比增长 6.0%，增速比上年加快 9.3 个百分 点；水电累计发电量 3536 亿千瓦时，同比下降 18.5%。 5 月发电量趋弱明显，全口径发电 6886 亿千瓦时，环比上升 4.6%，其中火电发电量 4688 亿千瓦时，环比上升 4.3%。火电增长/下降弹性与全社会发电量同步，可见火电 “压舱石”作用凸显，但 4 月电力需求明显下滑，影响动力煤需求亦不及预期。2023 年 1-4 月电力需求累计耗煤 8.0 亿吨，同比增长 4.1%，增速大于火电增速，可见目 前全社会煤质仍然偏低进而导致煤耗需求增速扩大。

工业用煤需求徐而不急。2023 年动力煤需求继续增长，但四月开始工业用煤需求明显 疲软，这也是 4 月起煤价阴跌，5 月煤价加速下行的原因之一。2023 年 1-4 月建材行 业累计耗煤 8946 万吨，同比下降 1.5%，但 4 月单月下降明显，4 月建材耗煤同比下降 5.6%；2023 年 1-4 月冶金行业累计耗煤 5739 万吨，同比增长 2.9%，4 月冶金耗煤同 比下降 1.0%；2023 年 1-4 月化工行业累计耗煤 7154 万吨，同比增长 1.3%，煤化工 产能预期在 2023 年集中释放，但目前化工耗煤需求或远不及产能增长速度，宏观环境 疲软，化工开工率不及预期是主要原因之一。

5.4.2.下半年关注“迎峰度夏”&经济复苏

今年“迎峰度夏”或仍超预期。1）今年，高温天气“来的更早”且预期“更热”。5 月 最后一周开始，全国热浪由南向北直袭，往年高温一般 6 月上旬开始。5.24~5.31 当周 全国重点城市最高平均气温环比增长 3.7%。据国家气候中心预测，预计 2023 年夏季， 全国大部地区气温接近常年同期到偏高，大部分地区高温（日最高气温≥35℃）日数 较常年同期偏多，可能出现阶段性高温热浪。2）“拉尼娜”结束“厄尔尼诺”来袭， 水电或仍不及预期。根据上半年三峡大坝出库量，除五月上旬近一周的出库快速增长， 年初至 6 月 30 日，三峡大坝出库量同比下降 27.2%，据国家气候中心预测，预计今年 湖北大部、湖南北部、重庆北部、四川东北部等地降水将偏少 2～5 成，2022 年的区域 性气象干旱极可能再次出现，引发上述地区水电供应偏紧。 用电高增背景下煤电托底保障作用凸显，我们预计 2023 年电煤需求预计增长 5%至 25.4 亿吨。极端天气频发和水电出力不足，将更加凸显火电“压舱石”的作用。中长 期来看，在能源结构转型的背景下，储能技术逐渐成熟、清洁能源等加快发展，但从 保障作用角度看，煤电发电量仍然占总发电量的近一半，煤电在电力保供中的重要地 位短期内难以改变。

下半年经济复苏带来的工业用煤需求恢复预期仍存。回顾上半年经济及工业煤耗需求 趋势，主要是 4、5 月不及预期，进而带来基本面情绪偏弱。但我们认为这或仅是暂时 影响，首先，3 月出口远超预期，“一带一路”的规划深远影响中长期仍未结束，对我 国出口提振预期持续；此外，6 月 15 日，中国央行今日进行 2370 亿元一年期 MLF 操 作，利率 2.65％，此前为 2.75％，降息已兑现，体现了“加强逆周期调节，全力支持 实体经济”的目标或将逐渐验证，同时，随着货币政策的降息和降准，预期地产调控的 松绑和基建投资的加码也或将接踵而至。综上，我们预计 2023 年非电煤需求将增至 14.9 亿吨。

供需紧平衡&双轨制延续，现货波动加剧，下半年煤价仍有超预期空间。2023 年上半 年动力煤市场经历了双重压力测试，一是进口煤增量远超预期，库存压力增加显著，二 是下游需求不及预期，电厂去库速度缓慢。双重压力下煤价上半年持续下行至底部震荡， 我们预计目前动力煤价格底部渐行渐近，下半年“双重压力”面临边际恢复预期，煤炭 市场有望重拾信心。受制于煤炭行业长期资本开支不足，煤炭供给端未来将愈发刚性，增量主要源于新 建煤矿投产，预计 2023 年产量增速放缓至 3%； 进口利润是决定进口量的绝对原因之一，目前北港煤价已跌至合理区间，目前进口 价差已经倒挂，这或将限制动力煤进口量，我们预计 2023 年全年动力煤进口预期 2.7 亿吨； 新旧动能转换，用电总需求存韧性仍存，叠加极端天气对能源安全的挑战，煤电托 底保障作用凸显，电煤需求韧性仍存；随着货币政策的降息和降准，预期地产调控的松绑和基建投资的加码也或将接踵而 至，非电煤需求或超市场预期； 电煤长协总量及履约率的进一步提升，2023 年市场煤（非电）实际供应增量远小 于动力煤总供应增量，预期加大市场煤价格波动弹性。

6.1.价格回顾：价格跌后维稳

2023 年 H1 下游维持刚需采购，市场跌后维稳。2023 年 H1 京唐港主焦煤均价 2251 元/吨，同比下跌 26.5%，环比 22 年 H2 下跌 13.3%。 第一阶段（1 月~3 月中旬）：下游焦企冬储补库接近尾声，且煤价处于高位，焦 企对于原料煤采购节奏以按需补库为主，煤价维持平稳。 第二阶段（3 月中旬~4 月）：终端需求略有疲弱，焦钢企业多按需求采购原料煤， 价格整体回调。 第三阶段（4 月~5 月中旬）：Q1 焦煤进口压力释放，焦钢企业需求不及预期，贸 易商离市观望，价格持续提降。 第四阶段（5 月中旬~至今）：价格集中下跌后部分有性价比，焦企适当补库，市 场情绪小幅修复，但采购心态谨慎，价格弱稳运行。

6.2.供给：进口增量明显，国内基本稳定

国内炼焦煤产量增幅有限，且随着洗出率下降，国内炼焦煤资源或持续紧缺。2023 年 1～4 月国内炼焦煤累计生产 1.65 亿吨，同比增长 1.1%。考虑到炼焦煤存量矿井面临 较大的安全和环保压力，叠加炼焦精煤洗出率持续下降，我们预计焦煤 2023 年全年 炼焦精煤产量 5.0 亿吨，同比增加 0.7%。 因变质程度、资源禀赋等因素，焦煤生产以井工矿为主，井工矿安全、地理条件较 差，产能核增、扩产空间有限，2022 年全国累计生产炼焦烟煤 10.9 亿吨，同比增 长 5.2%，增速远小于原煤产量增速（10%）； 存量矿井面临资源枯竭、煤质下滑等风险，近几年炼焦精煤洗出率降低，炼焦精煤 产量预期进一步被压缩，2022 年炼焦精煤洗出率为 37.4%，较 2021 年下降 1.8 个 pct。

上半年炼焦煤进口压力明显增加。由于蒙煤通关效率的恢复以及俄煤进口第一季度关税 豁免预期的影响，2023 年 1-5 月我国进口炼焦煤 3787 万吨，同比增长 79.6%，其中， 从蒙古国进口炼焦煤 1844 万吨，同比增长 253.8%，占比 48.7%；从俄罗斯进口炼焦 煤 1164 万吨，同比增长 72.5%，占比 30.7%。

下半年进口端压力有望边际缓解。随着近一个月我国炼焦煤价格的调整，炼焦煤进口利 润已大幅倒挂，预期带来焦煤进口边际回落。 蒙煤进口预期出现下降空间。受国内需求和通关限制的影响，甘其毛都口岸通车五 月中旬后出现回落趋势，若后续蒙煤进口放缓，炼焦煤供应端压力有望明显缓解。 根据汾渭数据 5.8~5.11 当周甘其毛都口岸通车快速下降至 733 车/日，周环比下降 90 车/日，较今年初 1000 车/日高点更是明显下滑。同时，持续到 6 月中旬，蒙煤 进口市场延续疲软，口岸成交氛围较为冷清，或将限制蒙煤下半年延续高位进口的 趋势。 海运煤大幅倒挂，发运量持续下降。随着海运煤进口优势亦逐渐缩减，5 月俄罗斯 煤炭发运至我国比 4 月平均回落约 6.1%，6 月俄罗斯煤炭发运至我国比 5 月平均 回落约 27.1%；澳大利亚焦煤进口利润严重倒挂，截至 6 月 30 日，澳大利亚峰景 矿硬焦煤 248.0 美元/吨，进口约倒挂 318 元/吨。

6.3.需求：上半年需求并不“悲观”

上半年炼焦煤需求并不“悲观”，等待钢厂利润改善。2023 年 1-5 月炼焦煤累计需求 2.43 亿吨，同比增长 5.2%，年初至 6.30 日当周，247 家钢厂贴水日产量 247 万吨， 同比增长 4.6%。可见即使市场情绪偏低迷，但焦煤需求并不“悲观”，同时下游钢厂 库存、利润目前也面临多重利好，我们预计随着钢材利润进一步缓解，厂库进一步下降， 终端需求预期随即启动，炼焦煤价格或将迎来进一步支撑。 钢厂再度去库。5 月 12 日当周开始，钢厂炼焦煤库存持续下降，打破了近一个月 库存平稳的趋势，截至 6 月 30 日当周，钢厂炼焦煤库存已降至 728 万吨； 利润有所改善。截至 6 月 30 日当周，螺纹即期毛利约-97 元/吨，较一季度盈利水 平明显修复。

6.4.展望：关注极低库存水平下价格的向上弹性

价格底部已至未来或存惊喜。年初以来，受进口增量&市场信心不足（主动去库）影响， 焦煤价格大幅下行，当前无论是从绝对价格水平（与 2019 年同期相当）又或焦煤/动煤 比值而言，估值水平已趋于合理。考虑到当下极低的库存水平（中下游继续去库空间已 十分有限），一旦供给端（国内&进口）或需求端（政策发力）有所扰动，下游采购积 极性将会明显提升，从而带动焦煤价格快速反弹（重点关注下半年的冬储补库行情）。 长期而言，国内炼焦煤供需格局持续向好，主焦煤或尤其紧缺。主因： 国内存量煤矿有效供应或逐步收缩：由于炼焦煤矿井资源禀赋及安全条件均逊于动 力煤矿井，在环保、安监常态化的背景下，国内焦煤矿的有效供给或逐步收缩。 国内焦煤新建矿井数量有限，面临后备资源不足困境：焦煤属稀缺资源，且新增 产能极为有限，意味着国内炼焦煤未来增产潜力较小，面临后备资源储备不足的困 境。

7.1.焦钢博弈，焦化企业利润等待修复

钢铁生产重要原材料，焦炭产量稳步增长。焦炭是固体燃料的一种，经过煤在约 1000℃ 的高温条件下经干馏而获得。焦炭行业产业链上游是煤矿开采及焦煤洗选，下游是钢铁、 化工等工业，按用途不同，有冶金焦炭、铸造用焦和化工用焦等。 冶金焦产能主要分布在山西、河北、内蒙古、山东、辽宁等省份，其中山西省焦炭产能 约 1.2 亿吨，位居全国第一，占全国焦化总产能 22%；其次河北省冶金焦产能约 8000 万吨，占全国焦化总产能 15%；内蒙古冶金焦产能约 6200 万吨，占全国焦化总产能 11.7%。近年来在我国钢铁等下游产业发展的拉动下，中国焦炭产量稳步提高，2022 年中国焦炭产量 4.73 亿吨，同比 1.9%。

焦价历史高位，成本压力待缓解。焦价随着 2020 年以来，蒙煤通关大幅受限，炼焦煤 进口面临严峻考验，同时国内炼焦煤产能亦面临瓶颈，2021 年 1 月至今焦炭价格受成 本推动和需求韧性等原因大幅增长并持续在历史高位波动，截至 2023 年 6 月 29 日，日 钢水熄焦到厂承兑价格为 2010 元/吨。但从 2021 年以来，由于成本端焦煤价格亦处于 高位，且下游终端需求，房地产行业销售和开工持续低迷，进而使得钢企利润微薄，焦 化企业提涨动力不足，利润也并未受益于焦价上涨，2022 年 5 月至 2023 年 2 月焦企经 营持续长时间亏损。 面对利润缓解途径，下游钢材终端需求明显缓解会推动焦企提涨趋势，但要考虑到一直 供需紧平衡的焦煤对焦化企业成本端随之上移的压力。同时，焦炭行业自身供应端的产 能的退出也是“焦钢博弈”破局的途径，即“生铁产量增幅高于焦炭产量增幅→重点地 区焦炭实际产能减少→产能置换置换周期变长导致的退出与新建的时间差（合规性手续 严格，立项、环评、安平、能评等）”，因此我们预计 2022 年底 4.3 米焦炉关停或会 导致焦企盈利明显改善。

7.2.4.3 米焦炉关停或导致盈利明显改善

2023 年底 4.3 米以下焦炉集中退出是必然趋势。2019 年国家发改委《产业结构调整 指导目录》中提出“淘汰 4.3 米以下焦炉（捣固 3.8 米以下）”，2020 年 6 月发布工信部 的《焦化行业规范条件》炉型要求与指导目录相符，产业政策提出后，除山西、陕西、 内蒙古等地区外，重点地区 4.3 米焦炉基本全部退出，特别是山西省，作为全国焦化产 量占比最高的省份，各市陆续出台关于淘汰落后焦炉的相关文件。 2022 年 7 月，山西省政府办公厅出台《关于推动焦化行业高质量发展的意见》，其 中提出，分期分批关停退出 4.3 米焦炉，已“上大关小”的 4.3 米焦炉，新项目建 成具备投产条件后关停，2023 年底前全部关停，未“上大关小”的 4.3 米焦炉 2023 年底前全部关停。 2022 年 7 月 4 日，内蒙古自治区发展和改革委员会生态环境厅印发《内蒙古自治 区坚决遏制“两高”项目低水平盲目发展管控目录》的通知。要求“乌海及周边地 区严格控制新增焦化产能，总体规模控制在“十三五”水平；确需新建的焦化项目， 产能指标在区域内实行减量置换。海勃湾工业园区、蒙西高新技术工业园区原则上 不得新建重化工项目，阿拉善高新技术产业开发区巴音敖包工业园区不再新上焦化 项目”。

产能置换周期的“空窗期”或是焦化企业利润修复的最佳阶段。截止 2023 年 2 月底， 在产产能 55890 万吨，其中碳化室高度 4.3 米及以下（含热回收焦炉）产能约 11233 万吨，5.5 米及以上产能约 44657 万吨，化解过剩产能，提高焦化质量的不断改进，已 成为必行趋势。焦化行业的“关小上大”、淘汰落后生产工艺，严控焦化产能，科学调 控焦炭产量已成为各省焦化行业的重要工作。根据钢联数据，2023 年 1-4 月，全国已 确定淘汰焦炉 17 座，分别是山东、云南、内蒙、山西，合计淘汰焦化产能 563 万吨， 根据钢联数据测算，我们预计约仍存在 10500 万吨焦化产能面临退出，约占比焦炭总 产能 20%。从更长周期来看，5.5 米以下的焦炉也面临陆续退出的计划，届时焦炭供 需缺口有望延续，支撑焦价延续高位；同时，随着中小产能持续清退、整合，未来伴随 着焦化行业准入标准的提高，焦化企业集中度将得以提升，行业格局边际改善，焦化行 业的产业链议价能力也将明显增强。

8.1.底部渐行渐近，重拾信心

我们近期反复强调“国内煤炭基本面毫无疑问是偏弱的，偏弱的煤炭基本面使得市场预 期愈加悲观；因此重拾信心才是当前的关键所在，耐心等待政策带来的反转是今后一段 时间胜率和赔率极佳的机会”。我们依旧认为在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于 对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入， 普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。且 考虑到煤企高利润有望长期持续、高现金流背景下不断提高分红比例，当前被市场所 低估的高股息、资源行业的优秀企业，未来有望走上重估之路。

8.2重点公司分析

中国神华

公司在煤炭、电力、铁路、港口等领域皆为行业翘楚，具有极强的竞争力。受益于公司 “煤电化路港航”全产业链的协同效应和纵向一体化优势，使其即使在煤价下行周期中， 业绩底部依然明确，抵御风险能力极强。1）资产注入再下一城，成长属性凸显。公司 将启动收购国家能源集团部分资产工作，涉及煤矿产能约 1600 万吨/年，剩余可采储量 超过 13 亿吨，随着优质资产的注入，公司将进一步提高资源储备和煤炭产能。2）电 价浮动机制助力业绩量价齐升。为保障民生问题，缓解高位煤价带来的压力，多地开始 对电价机制进行小幅调整，适度放开电价上浮限制，公司电力板块有望实现量价齐升。 3）分红比率高且稳定，高股息彰显投资价值。根据公司 2022 年度利润分配方案，拟 每股派发现金股利 2.55 元（含税），分红比例占净利润约 72.8%，对应股息率 8.8%， 高分红政策延续。

陕西煤业

资源优势凸显，成长空间广阔。截至 2022 年末，公司核定产能 1.62 亿吨，智能化率 95%，煤炭储量 183.67 亿吨、可采储量 106.06 亿吨，可采年限 70 年以上。2022 年公 司核增了红柳林矿业、柠条塔矿业等 7 处矿井，核增产能 1700 万吨/年；收购了彬长矿 业集团、神南矿业公司股权，2022 年 11 月 30 日彬长集团办妥工商变更登记并纳入报 表合并范围，新增产能 1200 万吨/年；神南矿业持有小壕兔一号和小壕兔西部勘查区井 田的探矿权，“十四五”期间，公司将加快推进小壕兔一号和小壕兔西部勘查区相关井 田批复进度。高分红持续回报投资者。根据公司 2022 年度利润分配方案，2022 年合 计拟派发现金红利 211.4 亿元（含税），占公司当年实现净利润 60.17%。

广汇能源

公司立足“煤、油、气”资源禀赋，煤、气产能的扩容为公司业绩带来“成长”属性， 叠加公司灵活的天然气贸易机制，LNG 接收站持续扩建均助力公司业绩飞跃。1）天然 气：“量、价”双轮驱动。“量”主要来自启东 LNG 接收站的扩容增量，在“2+3”模 式灵活运营下，2023 年启东贸易气销售量预计增至 500 万吨，2025 年启东接收站周转 能力预计可扩容至 1000 万吨/年；叠加公司采购成本优势明显，拥有稀缺的自产气资源， 且贸易气签约“大长协”价格不受市场价波动。2）煤炭：“产能释放+需求韧性”，成 长性凸显。随着马朗矿区和东部矿区的顺利投产，我们预计 2023 年公司煤炭销售量有 望由 2700 万吨增至 3800 万吨，2025 年公司煤炭产能有望增至 7500 万吨/年；此外， 公司煤炭开采成本较陕蒙地区偏低，销往甘肃、川渝地区优势明显，同时随着红淖、兰 新铁路运能扩张，将淖铁路投运，公司煤炭外运体量及销售半径有望逐步扩大，运力也 将保障公司煤炭销量匹配产能的扩容。

兖矿能源

华东区动力煤龙头，背靠全国第二大煤企山东能源，区位优势突出。1）资产注入空间 广阔，收购鲁西&新能，成长可期。根据年报中集团规划，将优质资源，分批次、分区 域注入控股股东优质资产，公司未来优质矿井产能增长前景巨大，并结合公司《发展战 略纲要》，5-10 年公司煤炭产量规模有望达到 3 亿吨/年。公司拟以 183.19 亿元收购山 东能源集团鲁西矿业有限公司 51%股权，以 81.12 亿元收购兖矿新疆能化有限公司 51% 股权，收购完成将有利于提高公司煤炭资源储备，做大做强矿业板块，盈利能力将得到 增强，助力公司可持续发展。2）高端化工继续布局。公司《发展战略纲要》提出力争 5-10 年化工品年产量 2000 万吨以上，其中化工新材料和高端化工品占比超过 70%， 公司化工远期产量有望翻倍，且产品具备高端化、高附加值等特性。未来，公司将在省 内向高端化工&新材料纵深，省外持续壮大化工原料生产基地，进一步推动煤炭由单一 燃料向燃料与原料并重转变，实现华丽转身。

山西焦煤

公司肩负集团煤炭资产上市重任，明确焦煤板块龙头上市公司地位。公司冶精煤具有低 灰分、低硫分、结焦性好等优点，属优质炼焦煤品种。2022 年初，公司共拥有 13 座矿 井，煤炭资源储量 43.77 亿吨。2022 年，公司收购华晋焦煤沙曲一矿、二矿、吉宁煤 业和明珠煤业 4 座煤矿，增加煤炭资源储量 22.85 亿吨（2021 年末数据），当年未开展 勘探活动，开采动用资源量 0.62 亿吨。截至 2022 年末，公司共拥有 17 座矿井（在产 矿井 16 座，在建矿井 1 座）；煤炭资源储量 66 亿吨。并购重组成功落地，资产注入前 景广阔。公司通过发行股份及支付现金方式购买华晋焦煤 51%的股权和明珠煤业 49% 的股权（其余 51%股份由华晋焦煤持有），目前并购重组成功落地。产能方面，华晋焦 煤手握离柳、乡宁两大优质焦煤矿区，核定产能 1110 万吨/年，资源禀赋优异、盈利能 力强劲，市场竞争力突出，被誉为“中国瑰宝”。高分红实际行动回馈投资者。根据公 司《2022 年度利润分配方案》，每股派发现金红利 12.0 元（含税），2022 年合计拟派 发现金股利 68.1 亿元（含税），占公司当年归母净利润 63.5%。

平煤股份

资产注入空间广阔。为解决同业竞争问题，平煤神马集团已将煤焦资产整体上市作为集 团发展战略及方向之一，针对瑞平煤电及其下属矿井（产能 235 万吨/年），集团公司承 诺自 2022 年 12 月起 36 个月内且拟置入资产权属清晰、过户或转移不存在障碍、不存 在重大权属瑕疵的情况下，将瑞平煤电全部股权或张村矿、庇山矿相关资产注入上市公 司体内；针对平禹煤电及其下属矿井（产能 180 万吨/年），集团公司承诺将采取积极有 效措施（提高经营管理效率，梳理优质资产等），促使资产符合注入上市公司的条件后， 并承诺将在符合注入条件后的 36 个月内提出收购议案。此外，夏店煤业（产能 150 万 吨/年）和梁北二井（产能 120 万吨/年）为平煤神马集团新建煤矿，该等煤矿将在建成 投产后注入公司。同时，公司对夏店煤业和梁北二井开展售后回租业务，可加速其建设 进程，从而早日投产并注入公司，为公司未来发展带来增量。分红政策延续。根据公司 2022 年利润分配预案，向全体股东每 10 股派发现金股利 8.7 元（含税），分红比例 35.18%。

淮北矿业

公司作为华东地区煤焦龙头，具有稳定的下游用户、良好的地理区位条件和运输优势。 1）未来产销量仍有增长空间。信湖煤矿主要产品为焦煤和 1/3 焦煤，未来产量仍有继 续增长的空间，可持续增强公司竞争力。此外，公司陶忽图煤矿建设项目已取得《采矿 许可证》，届时将带来 800 万吨/年的动力煤产能增量，陶忽图煤矿主要煤种为高热值动 力煤，发热量达到 6000 大卡以上。2）煤化工方面，甲醇产能持续爬坡。2022 年 9 月 公司“焦炉煤气综合利用制甲醇项目”正式投产，为公司新增 50 万吨/年甲醇生产能力， 2023 年处于产能爬坡阶段，预计能贡献 90 万吨甲醇产销量；甲醇综合利用项目制 60 万吨乙醇项目计划 2023 年底建成。

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