2022年煤炭行业分析及展望 政策加码，煤价波动剧烈

2020 年下半年以来，供需矛盾爆发，煤炭价格上行，在迎峰度冬、迎峰 度夏等时间段迭创新高，发改委增产保供以及限定中长期合同交易价格 和市场价格政策频出，干扰市场预期并加剧短期供需紧张局面，价格剧 烈波动。2021 年煤炭价格中枢攀升到 1000 元以上，2022 年至今运行 在 1200 元水平，行业高景气展露无遗。

2020 年下半年煤价逐步上行：疫后经济恢复，叠加海外订单回流，下游 需求向好，供给相对紧缺，煤炭价格启动上行；

2021 年上半年煤价冲高回落，缓步爬升：冷冬用煤旺季煤价冲破 1000 元，春天淡季价格回落，伴随节后复工复产，叠加二季度迎峰度夏补库 需求，价格稳步抬升；

2021 年下半年煤价过山车：7 月后煤炭下游生产恢复，叠加夏天需求旺 季，电厂库存低、价格强势上涨，在 10 月 20 日达到高点 2570 元/吨； 随后，政策调控密集落地，同时增产煤矿开始放量，煤价快速回落；

2022 年以来煤价再上台阶：春节保供、冬奥会能源储备，叠加 2 月份 气温偏低影响，需求向好，煤价震荡上行；俄乌冲突给全球能源市场带 来巨震，海外煤炭价格急速冲高，同时国内煤炭中长期交易价格限制区 间明确后，市场煤价格快速攀升，之后在增产保供和哄抬价格政策层层 加码影响下，煤炭价格运行 1200 元左右，并窄幅波动。

2022 年上半年业绩维持高增，近 60%上市公司攀上新高。中信煤炭板 块所涉 34 家煤炭上市公司，2022 年上半年合计实现营业收入 8008 亿 元，同比上升 28%，其中有 24 家公司创上市以来上半年营收新高；如 果剔除对行业影响较大的中国神华，33 家煤炭上市公司，2022 年上半 年合计实现营业收入 6352 亿元，同比上升 31%。34 家上市公司 2022 年上半年实现扣非归母净利润 1356 亿元，同比上升 88%，其中有 23 家公司创上市以来新高。如果剔除中国神华，33 家上市公司，2022 年 上半年合计实现扣非归母净利润 951 亿元，同比上升 104%。动力煤长 协定价基准上调，带动动力煤整体价格中枢上移，而焦煤价格维持相对 高位，行业整体盈利能力明显提升。

2022Q2 单季度营收环比继续提升，经营业绩进一步增长。2022 年二季 度，34 家上市公司单季度的营业收入为 4154 亿元，环比上升 8%，同 比上升 26%，实现扣非归母净利润 743 亿元，环比上升 21%，同比上 升 89%。二季度煤价高位运行，公司经营业绩进一步增长。

期间费用规模降低，各项费用率均有降低。从绝对值来看，34 家公司 2022 年上半年期间费用累计 415 亿元，同比下降 4.1%，其中，销售费 用 53 亿元，同比下降 47%（主要由于运输费用调整到营业成本中），管 理费用 268 亿元，同比增加 17.4%，财务费用 95 亿元，同比下降 11%。 从相对值来看（算数平均），2022 年上半年期间费用率 7.6%，同比下降 1.8 个百分点，其中，销售费用率 0.6%，同比下降 0.5 个百分点；管理 费用率 5.1%，同比下降 0.6 个百分点；财务费用率 1.9%，同比下降 0.7 个百分点。营业收入大幅增长的情况下，各项费用率均有下滑。

经营质量改善，盈利水平提升。从销售毛利率来看，34 家上市公司 2022 年上半年平均值为 31.2%，同比上升 4.7 个百分点，其中有 22 家公司 毛利率同比好转；从销售净利率来看，34 家上市公司 2022 年上半年平 均值为 17.0%，同比上升 4.7 个百分点，其中有 25 家公司净利率同比 好转；从 ROE 来看，34 家上市公司 2022 年上半年平均值为 10.1%， 同比上升 2.8 个百分点，其中有 27 家公司 ROE 同比好转。

煤炭产销量稳中有增。主业为煤炭开采业务的 24 家公司 2022 年上半年 产量为 5.4 亿吨，同比增加 2.5%；销量 5.2 亿吨，同比增加 2.1%。如 果剔除中国神华，23 公司 2022 年上半年产量为 3.9 亿吨，同比增加2.1%； 销量 3.6 亿吨，同比增加 2.1%。其中盘江股份、兰花科创产销量增长均 超过 10%。

煤炭价格大幅上涨，吨煤盈利水平进一步提高。24 家公司煤炭的平均销 售价格为 784 元/吨，同比上涨 41%；平均销售成本 437 元/吨，同比上 涨 11%；平均毛利 347 元/吨，同比上涨 116%；毛利率 44%，同比上 涨 15 个百分点，煤炭价格同比涨幅大，盈利水平进一步提高。

现金流改善，负债水平下降。34 家上市公司 2022 年上半年经营性现金 流合计为 1808 亿元，同比增长 48%；有息负债 4863 亿元，同比下降 10%，资产负债率平均为 52.2%，同比下降 1.4 个百分点。如果剔除掉 中国神华，经营性现金流合计为 1224 亿元，同比增长 49%；有息负债 4249 亿元，同比下降 12%，资产负债率平均为 52.9%，同比下降 1.5 个百分点。

经营效率大幅提升。应收账款方面，2022 年上半年 34 家上市公司应收 账款周转天数平均为 21 天，同比下降 8 天，同比降幅 27%；存货周转 天数 23 天，同比下降 2 天，降幅 7.4%。

资本开支稳中有增。34 家上市公司资本开支连年提升，2022 年上半年 资本开支合计 389 亿元，同比增长 12%，剔除神华后资本开支合计为 269 亿元，同比增长 10.5%。

全球能源供需矛盾逐步加剧，大宗商品价格维持高位，煤炭价格绝对水 平创出新高。十三五供给侧改革去产能带来的我国煤炭行业供给紧张局 面，在增产保供政策推动下，依然没有明显改善。供需错配，行业高景 气或将长期维持。 动力煤：中长期合同交易价格及执行情况监管力度趋严，价格中枢上移 后高位震荡，价格波动减弱，盈利稳定性增强。 炼焦煤：压减粗钢产量给炼焦煤的长期需求带来不确定性，但炼焦煤结 构性矛盾突出，低硫优质主焦煤依然紧缺，价格易涨难跌。金九银十下 游开工旺季，需求边际改善，炼焦煤价格已经触底反弹。

增产保供：政策加码，煤炭放量难度依然较大

增产保供力度持续加大，2022 年原煤产量增速加快。2022 年 1-7 月， 全国原煤产量 25.6 亿吨，同比增加 11.5%，其中山西实现原煤产量 7.5 亿吨，同比增加 9.7%；内蒙古实现原煤产量 6.8 亿吨，同比增加 16%； 陕西实现原煤产量 4.3 亿吨，同比增加 6.8%；新疆实现原煤产量 2.2 亿 吨，同比增加 32.5%。增产主力集中在山西和内蒙古。

增产保供持续加码，在发改委下发的《关于成立工作专班推动煤炭增产 增供有关工作的通知》中明确要求“主要产煤省区和中央企业全力挖潜 扩能增供，年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到1260万吨以上”， 在 2021 年释放产能 5 亿吨后，将再度增加 3 亿吨，增产保供力度空前。 2022 年 6 月 7 日，能源局发布《关于加强煤炭先进产能核定工作的通 知》安全保障能力建设符合有关规定，生产系统具备增产能力，且符合 煤矿生产能力核定基本条件的煤矿，根据相关程序开展先进产能核定工 作。

《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》对促进煤炭产能释放、产量 增加有促进作用，政策灵活性显著增强，具体体现在以下方面： 1）确定为先进产能煤矿的安全生产条件放松：《通知》对安全生产条件做了 适当调整，与现行《煤矿生产能力管理办法》和《煤矿生产能力核定标 准》相比，调整了 2 项，新增了 3 项。一是删除存在超能力生产等重大 事故隐患未满半年、煤矿上级公司向煤矿下达超能力产量和指标相关条 款。二是调整事故限制条件，将“2 年内因采场布局不合理、采掘接续紧 张导致生产安全死亡事故”调整为“近 3 年发生生产安全事故累计死亡 人数达到 2 人及以上”。三是不仅目前不能有采掘接续紧张，核增后“三 量”也必须符合规定。四是核增后需要增加采煤工作面个数和入井定员 的，也不符合要求。五是对于露天煤矿，必须满足 3 年接续用地要求， 但对于已经没有剥离工作量的资源枯竭煤矿可以突破。

2）灾害严重矿井“一矿一审”核增试点运行：对于高瓦斯和水文地质类型 复杂型的矿井，可以根据其灾害情况和治理能力，开展试点工作：（1） 对于高瓦斯矿井，应满足以下条件：一是仅因为绝对瓦斯涌出量大被确 认为高瓦斯等级的矿井（矿井相对瓦斯涌出量小于 10m3/t，仅因产量较 大导致绝对瓦斯涌出量达到高瓦斯鉴定标准的，或者实际瓦斯涌出量不 高，为强化瓦斯管理按照高瓦斯管理的矿井），二是瓦斯抽采达标，申请 之日起前一年内未发生过瓦斯超限。（2）对于水文地质类型复杂型矿井，应满足以下条件：一是不受强含水层威胁，仅因矿井涌水量较大被划分 为水文地质类型为复杂的，二是排水能力能够满足要求，核增产能后， 排水能力也必须能够满足要求。（3）对于部分冲击地压矿井，建设能力 较高，但现有核定能力达不到建设能力 70%的，根据矿井冲击地压灾害 情况、治理情况，并经专家充分论证，可以适当恢复产能。

3）产能核增条件限制条件放宽或调整：（一）核增幅度要求放宽。取消了核 增级差的限制，煤矿要根据自身实际能力申请核增幅度；煤矿生产能力 管理部门要据实核算煤矿各个系统的能力，按照煤炭工业设计规范规定 的规模核定生产能力，达不到规模要求的，按照就近下靠的原则确定。（二） 调整核增间隔限制。核增的间隔期由 3 年调整为 1 年，露天煤矿、一级 安全生产标准化煤矿或者智能化采煤的煤矿不受核增间隔期限制。（三） 调整剩余服务年限要求。核增产能煤矿的剩余服务年限应满足煤炭工业 设计规范改建矿井剩余服务年限要求，即新建矿井服务年限的 50%。对 先进产能煤矿，作出了放宽和调整：露天煤矿和实施过机械化改造矿井 的剩余服务年限仅作参考；一级安全生产标准化煤矿、采用智能化采煤 的煤矿、实施过资源整合的煤矿，核增后的矿井剩余服务年限不少于 10 年；三是投产时间长、接近设计服务年限的煤矿，总服务年限满足原矿 井设计规范规定的服务年限的，也符合要求。

政策增产保供力度持续加大恰恰说明供应紧张局势尚未缓解。2021 年以 来的增产保供工作已经将煤炭产能增长空间充分释放，政策的放松不会 导致煤炭产能大规模增加，供给紧张格局短期内不会发生明显改变。

电煤长协：三个 100%或导致市场煤供给紧缺

今年以来，长协签订、履约、核查及补签等监管政策不断，反复强调电 煤长协全覆盖，极力保证电煤的供应。从消费规模上来看，电力用煤占 比维持在 50%以上，且近几年有所提升，2022 年 1-7 月占比达到 57%。

7月1日发改委发布《关于请确认电煤中长期合同签订履约情况的通知》， 要求主要省份及煤炭企业今年电煤中长期合同实现三个 100%：按照《煤炭安全保供责任书》确定的电煤供应任务 100%签约、发电供热用煤全 部签订中长期合同，签订的电煤中长期合同 100%履约，以及 100%执 行价格政策；各省有关部门、央企按照《国家发展改革委办公厅关于做 好 2022 年电煤中长期合同补签换签和履约监管工作的通知》，组织煤炭 供需企业 7 月 8 日前完成电煤中长期合同补签换签，督促履约，落实情 况将上报国务院。长协签订履约及限价监管趋严，电力用煤供应和价格 的稳定性增强，相应地，市场煤部分将被挤占，供给更加紧缺。

精准限价：市场煤价格弹性有望得到充分释放

发改委先后发布 303 号文和 4 号公告，明确提出：自 5 月 1 日起秦皇岛 港下水煤（5500 千卡）中长期、现货价格每吨分别不超过 770 元、1155 元，并连发 9 条政策解读，明确发电供热企业用煤限价及哄抬价格认定 标准等问题，而非电用煤价格排除在现价范围以外，这将有利于市场煤 价格弹性的释放。

现价：现货价格普遍运行在限价范围以上。截止 2022 年 9 月 9 日，秦 皇岛港山西产动力末煤平仓价（Q5500)为 1345 元/吨, 截止 2022 年 9 月 2 日，山西大同南郊动力煤含税坑口价（Q5500）为 1013 元/吨，陕 西榆林动力煤坑口价（Q5500）为 1060 元/吨，内蒙古东胜大块精煤坑 口价（Q5500）为 1062 元/吨。均处于限价上方，且近期价格持续上涨。

进口煤炭：进口规模和煤炭品质确定性下滑

进口煤价格持续倒挂。印尼高卡煤今年大部分时间处于倒挂状态，低卡 煤具备经济性，造成了进口量缩小和进口质量下降两方面问题。截止 9 月 9 日，印尼 5500 大卡华南地区港口到岸价（超灵便船型）报收于 1485 元/吨，较国内煤华南地区港口到岸价高 82 元/吨，进口煤到岸价继续高 于国内煤；4500 大卡华南地区港口到岸价（超灵便船型）报收于 967 元/吨，较国内煤华南地区港口到岸价低 106 元/吨，进口煤到岸价低于 国内煤离岸成本。

进口煤炭规模大幅下滑。俄乌冲突下海外煤炭需求复苏，国际煤价大幅 飙涨，国内严格控制煤炭价格，进口煤源和价格均不具备优势，导致进 口量明显下滑，2022 年 1-7 月累计进口煤炭 1.4 亿吨，同比减少 18.2%， 2021 年同期同比减少 15%，连续两年大幅减少。从单月进口量来看， 2-3 月煤炭单月进口量大幅下滑，同比分别下滑 45.8%、39.6%，4-5 月 进口量明显回升，同比分别增加 8.5%和减少 2.3%。进入 6-7 月需求旺 季，进口量反而大幅下降，加剧了供需紧张的局势。

从进口来源国看，仅有俄罗斯和蒙古在政策支持下，进口规模同比基本 持平，其他国家均有明显下降。若考虑前 7 个月与 2021 年后 7 个月的 环比变化来看，我国进口的主要来源国中，仅有蒙古实现正增长，其他 各国进口量均大幅下滑。未来进口量可能明显变化且对国内供给造成重 大影响的国家主要是印度尼西亚、俄罗斯和蒙古。

印度尼西亚：出口到中国的煤炭品质进一步下降。作为全球最大的动力 煤出口国，2021 年动力煤产量为 6.14 亿吨，煤炭出口量约 4.34 亿吨， 主要发往亚洲，其中发往中国、印度、日本、韩国煤炭量分别为 1.96、 0.72、0.23、0.21 亿吨。受煤价和煤源争夺的影响，印尼 1-7 月对我国 出口量大幅下降，仅有 7858 万吨，同比减少 25%，环比减少 39%，印 尼高卡价格倒挂明显，且近期海外能源价格均有快速上涨，进口难度进 一步增大,旺季进口量下滑的同时褐煤占比也从 1 月的 55%提升至 7 月 的 84%，整体煤质下滑严重。

俄罗斯：运力瓶颈制约亚太地区出口规模。世界第三大煤炭出口国，2021 年共出口煤炭 2.34 亿吨，其中前五大出口国分别为中国、日本、韩国、 荷兰、乌克兰，分别占比 24.0%、9.8%、9.5%、6.7%、6.1%。2021 年俄罗斯西部港口煤炭出口量合计为 6640 万吨，东部远东港口 7870 万 吨，海运出口煤炭合计为 1.77 亿吨。

欧盟制裁下，煤炭出口面临困境。俄罗斯正将西部港口出口量向远东港 口转移，并计划到 2024 年将铁路运力由 1.14 亿吨增至 1.8 亿吨，预计 可运输煤炭 1.49 亿吨，较 2021 年提高 57.93%，基本满足俄罗斯煤炭 海运出口需求。伴随 2022 年 8 月欧盟“煤炭禁令”正式生效，俄罗斯 煤炭出口形势严峻：一方面、贸易商因为惧怕制裁，运输俄煤意愿下降， 煤炭运输西向受阻；另一方面、受制于铁路较长的建设周期以及东部铁 路建设难度大，东向铁路运力难以在短期内提升。因此，预期 2022 年 俄罗斯煤炭出口量将有较大幅度下降，全年煤炭出口量为 1.69~1.80 亿 吨，同比下降约 15%~20%。

电力：水电负增长，火电需求高

旺季水电发力不足，火电短期高负荷弥补。1-7 月水电发电量同比增长 16.3%，火电发电量同比下降 2.5%。今年 7-8 月高温天气下，沿海八省 最低平均气温分别为 26.27、26.13℃，较去年同期分别高 0.35、1.01℃。 从旬度数据来看，7 月中旬开始水电增速转负，7 月中旬到 8 月下旬增 速分别为-5.16%、-4.6%、-2.85%、-7.18%、-16.56%，旺季上游水量 不足，水电在去年同比大幅下降的基础上进一步负增长，对火电提出较 高的要求。

综合考虑各发电方式出力情况，我们假设下半年风电、太阳能、核电发 电量增速维持上半年 7.0%的增速不变，且总发电量维持 4.5%（7 月） 增速不变，则水电增速分别在-3%、0%、3%的情况下，测算下半年火 电发电量同比增速将达到 5.8%、5.1%、4.4%，相比上半年增速（-3.9%） 大幅改善近十个百分点。

钢铁及建材：金九银十需求复苏

2021 年 4 月 1 日发改委与工信部就 2021 年钢铁去产能“回头看”、粗 钢产量压减等工作进行研究部署，2021 年粗钢产量压减落地路径逐步清 晰。2021 年下半年，限产政策落地效果逐步显现，粗钢产量连续 6 个月 负增长，全年粗钢产量10.3亿吨，较2020年减少3198万吨（同比-3%）。 2022 年 1-7 月粗钢压减政策叠加需求弱势，钢铁产量均明显下降，1-7 月粗钢产量同比下降 6.4%（-4005 万吨）。市场普遍认为 2021 年粗钢产 量前高后低，2022 年延续压减粗钢产量任务，下半年需求起不来。我们 认为压减粗钢产量任务让位于经济稳增长大局，需求拐点已至，需求下 半年同比去年确定性改善。

截止 2022 年 9 月 9 日，上海螺纹钢价格为 4010 元/吨，相比于 7 月份 的最低点 3780 元，已经明显上涨；水泥价格指数点位 145.48，继 7 月 份的 142.22 低位后，已经触底反弹。同时，高频数据显示，近期铁水产 量持续攀升。截止 2022 年 9 月 9 日，日均铁水产量达到 235.6 万吨， 较去年同期增长 4.4%，铁水产量继续恢复，煤焦需求进一步向好态势明 确。金九银十需求旺季来临，叠加地产放松落地实施大背景下，房地产、 基建等产业链有望迎来边际改善，钢铁和建材需求底部反弹，利好煤炭。

化工：耗煤具备持续增长潜力

2021 年 9 月 13 日，国家主席在榆林化工考察时强调，要推进煤炭消费 转型升级，煤化工产业潜力巨大、大有前途，要提高煤炭作为化工原料 的综合利用效能，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，把加 强科技创新作为最紧迫任务，加快关键核心技术攻关，积极发展煤基特 种燃料、煤基生物可降解材料等。12 月中央经济工作会议再度强调，传 统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为 主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，新增可再生能源和原料用能不 纳入能源消费总量控制。中央多次强调煤炭清洁利用，推进煤化工发展， 推动煤炭由燃料向原料转变，煤化工用煤需求具备增长潜力。

化工耗煤量自 2014 年开始逐年增长，复合增速达到 4.7%。2021 年全 年化工耗煤量达到 3.1 亿吨，同比增长 3.6%，2022 年 1-7 月累计耗煤 量 1.9 亿吨，同比增速达到 5.8%。从主要煤化工产品甲醇来看，2021 年甲醇总产量 7947 万吨，同比增长 13%，2022 年截止 9 月 8 日，累 计产量 5464 万吨。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）