煤炭：煤价底部确认，高股息助力板块估值重塑

投资建议：煤价底部确认，煤企盈利有保障，煤炭上市公司高分红高股息配置价值凸显，助力煤炭板块估值重塑。此外，煤炭作为顺周期行业将受益经济复苏需求提升，进可攻退可守。推荐：1）长协焦煤：恒源煤电、淮北矿业、平煤股份、山西焦煤；2）高股息动力煤：中国神华、陕西煤业、兖矿能源、山煤国际；3）估值偏低，具备修复空间：华阳股份、中煤能源、新集能源、兰花科创；4）成长&转型：电投能源、 甘肃能化等。 复盘2023，煤价压力测试已过，底部被验证。2023年，我国煤炭产量维持高位，进口煤量大幅增长（同比+63%），供需趋松，电厂库存上累。 2023Q2，电煤淡季，非电需求旺季明显疲软。动力煤非电消费三大行业，化工、建材和冶金的煤炭消费量均在二季度降至低点，煤价在4月阴跌后，5月加速下跌，6月最低点跌至760元/吨左右。进入7月，电煤消费拉动下，煤价底部回升，然而8月起来水好转，水电发力冲击火电需求，煤价再次下跌，低点跌至810元/吨左右。我们认为，2023年Q2-Q3，在供给高位，需求低位下，煤价完成压力测试，煤价在长协上限价770元/吨左右有较强支撑，或为煤价底部。 疆煤给予煤价底部支撑。近年来，我国新疆原煤产量增速较快，尤其是2021-2022年，新疆煤炭在高煤价支撑下出省远距离外运利润良好，疆煤外运量增幅明显。新疆地处西北，远离内地，因此疆煤外运成本中运输费用占比较高，成为制约疆煤外运的主要因素。2023年，煤价中枢下移，新疆原煤产量增速大幅降低，单月看，随着二季度煤价下行， 新疆原煤产量环比下降，6-10月新疆原煤产量出现同比下降，在煤价最低点出现的6月，疆煤产量同样为2022年6月以来最低点，可见疆煤产量受市场煤价影响弹性较大。煤价较低时，疆煤不具备出疆条件，2023年6月煤价低点时，部分区域疆煤外运已无价格优势，限制疆煤外运量，产量收缩，国内煤炭供给下降。 国内外煤炭成本提升给予煤价底部支撑。1）近年来，煤炭行业生产成本持续提升，2022年25家A股煤炭开采上市公司中，有20家单位销售成本提升。煤炭供给及定价将由边际高成本煤矿决定，2023年以来，煤价中枢下移，部分高成本煤矿出现亏损，行业亏损面持续提高，截至2023年10月，全国煤炭亏损企业数量1956家，占比40%，若未来煤炭价格进一步下降，亏损企业数将提升，抑制供给释放。2）海外煤价近年来同样成本提高，测算海外煤炭对国内煤价的成本支撑约760元/吨。 风险提示：经济增长不及预期；进口煤大规模进入；供给超预期释放。 1.投资建议 降息背景下，高股息资产配置价值更加凸显，煤炭板块是高分红、高股息的行业代表。1）中国神华、陕西煤业、兖矿能源、山煤国际等纷纷提高承诺分红率至60%，且2022年实际分红率多高于承诺，如中国神华73%、兖矿能源69%、山煤国际64%，体现出较强的分红意愿；2）当前股价下测算2023年动态股息率，多数煤企股息率超过5%。 煤炭板块的高分红可以维持。上市公司持续高分红的原因主要有四点： 1）维持较强的现金创造能力；2）资产结构合理，债务规模无需超预期下降；3）未来资本开支趋势下行或稳健；4）大股东持股比例较高，或有较强资金需求。我们认为，当前煤炭行业在煤价向下空间有限的判断之下，现金流未来依然能维持在相对稳健水平，且负债率可控，在手项目完成后基本没有新的资本支出，将有充足的分红意愿和动力，分红率和股息率具备长期吸引力。 表1：煤企分红率较高 煤价稳健有支撑，煤企盈利有保障，煤炭上市公司高分红高股息配置价值凸显，估值提升有望。此外，煤炭作为顺周期行业将受益经济复苏需求提升，进可攻退可守。 推荐： 1）长协焦煤：恒源煤电、淮北矿业、平煤股份、山西焦煤； 2）高股息动力煤：中国神华、陕西煤业、兖矿能源、山煤国际； 3）估值偏低，具备修复空间：华阳股份、中煤能源、新集能源 、兰花科创； 4）成长&转型：电投能源、甘肃能化等。 表2：主要覆盖上市公司估值表 2.复盘2023，煤价压力测试已过，底部被验证 2.1.2023年Q2-Q3，煤价完成压力测试 复盘2023年动力煤市场价，大致可分为以下七个阶段： 1）2023年1月至2月上旬：国内产量高位，加上春节前后需求回落，北方港口库存不断累积至历史同期高位，煤价下跌，低点跌至1000元/吨左右。 2）2月中旬至3月上旬：受阿拉善左旗露天煤矿特大事故影响，产地煤矿安监力度加大，市场强预期，港口库存下降，煤价上涨。 3）3月中旬至6月上旬：国内产量、进口量有序增长，电厂进入消费淡季，而下游非电需求贡献不足，煤价持续下跌，港口库存震荡盘升。5月下旬起，各环节库存持续攀升，煤价加速回落，低点跌至760元/吨左右。 4）6月中旬至8月中旬：夏季电煤需求回暖，产地安监力度加强，供给有所回落，煤价上涨，后来水改善，水电发力，挤压火电需求， 煤价下跌，低点跌至810元/吨左右。 5）8月下旬至10月上旬：陕西、贵州煤矿先后发生重大事故，煤矿安监力度进一步增强，非电需求中钢铁、化工表现较好，开工率和补库积极性提升，叠加印度火电煤耗超预期增长，港口煤价再次涨至千元以上。 6）10月中旬至11月中旬：进入电煤淡季，非电需求也有所回落，供给端安监影响减弱，有所恢复，港口库存持续攀升至高位，煤价下跌，低点在920元/吨左右。 7）11月下旬至今：进入冬季供暖旺季，电厂日耗提升，但煤价上涨受高库存压制，煤价窄幅震荡。 图1： 2023年以来，煤炭供需趋松，煤价中枢回落，我们认为煤价已于6-8月完成压力测试，煤价底部被验证。 2.2.压力测试已完成——国内供给高位，进一步提升空间较小 保供三年，产能利用率已达高位，原煤产量增速降低。自2021年保供增产以来，原煤产量经历了2021年（+4.7%）、2022年（+9.0%）的高速增长后，2023年1-11月累计增速下降至2.9%。产能利用率已达瓶颈，保供以来普遍在74%左右，难以进一步提高，预计剩余25%左右为无效产能。分上下半年看，2023上半年产量增速为4.9%，7-11月增速下降至2.0%，可见高速增长后，供给弹性已大幅下降。 图2：2023年月度原煤产量（亿吨） 图3：产能利用率已达高位（%） 长期高负荷生产下，近年来煤矿事故增加。2022年全国煤矿安全事故168起，死亡245人，分别同比增加84.6%、37.6%，2023年进一步增加，据煤周刊报道，截至11月18日，仅山西省就发生煤矿安全事故87起，遇难100人。 安监趋严或成为后续限制供给重要因素。安全事故频发，安监趋严，尤其是2023年三季度期间，安监持续发力，受此影响，7-9月原煤产量增速降至低位。11月中旬以来，煤矿事故再次拉起警钟，山西永聚煤矿事故造成26人遇难、黑龙江双阳煤矿事故造成11遇难，均为死亡10人以上重大安全事故，11月底以来，安监再度趋严。我们判断往后安全检查力度或不会松懈，甚至有安检常态化的可能性，也将在一定程度上限制煤炭供给。 图4：2022年以来煤矿安全事故频发（个） 图5：2023年7-9月原煤产量同比增速较低（%） 未来几年新投矿井较少。2020年以来，新批复矿井规模大幅减少，2023年仅2070万吨，根据煤矿平均4-5年建设期，未来几年新投矿井规模将大幅减少。 行业固定资产投资增速回归低位。2021年底至2022年，行业固定资产投资增速较快主因核增带来的存量矿井改扩建，以及煤矿的智能化改造投资，2023年以来，随着核增进入尾声，投资增速回归低位。 企业长期投资意愿减弱。站在当下视角，“双碳战略”大环境下，企业对煤矿远期盈利时间难以判断（服务年限50年以上的煤矿在运行30年后是否还有市场），投资意愿更弱。 图6：2020年后新矿批复大幅减少（万吨） 图7：行业固定资产投资增速回归低位（%） 煤矿资源衰减将抑制产能释放。1）传统产煤大省产量连续下降。煤炭属于不可再生资源，在全国供给侧改革的大背景下，中东部省份煤炭产量持续退出，2022年全国煤炭减产省份产能占全国总产能比重约为6.5%，由于这些省份近年来基本无新批产能，预计未来产量仍有持续下降空间。2）约5%产能存在接续问题。根据“中国应急管理”报道，截至2022年11月，我国已确定的采掘接续紧张煤矿共计367处，涉及山西、内蒙古等22个省（自治区）。一旦出现采掘失调，极有可能酿成重大安全生产事故，同时也可能导致产量“断崖式”下降， 对安全保供产生巨大影响。保守按照单个矿井产能下限60万吨计算，对应产能约为2.2亿吨，占全国总产能比重约5%。 图8 2.3.压力测试已完成——进口增量空间不大 2023年进口大幅增长是拖累煤价关键因素。2023年以来，海外煤价跌幅较大，煤炭进口成本低于内贸煤，进口煤量大幅增长，2023年1~11月我国进口煤总量达到4.27亿吨，同比增加1.65亿吨（+63%），进口大幅增加导致供需趋松，电厂库存上累，煤价下跌。 图9：2023年以来，月度进口量维持高位 图10：2022年底至今，海外煤价具备价格优势（元/吨） 2023年海外煤价下跌主因欧洲等发达国家需求疲软，2024年欧美等发达国家煤炭需求降幅或将放缓。2023年前10个月，世界发达经济体的煤炭进口运输量同比下降17%，欧洲等发达国家煤炭消费量降幅较大，主因：1）2023年天然气价格下跌，接近危机前水平，导致2022年欧洲天然气转煤部分逆转；2）2022/23偏暖的冬季致供暖用煤需求降低；3）为应对能源高价降低能源消耗的政策；4）疲软的经济影响电力需求。 当前，欧洲总发电量及燃煤发电量均已降至近年来低位，预计进一步下降空间不大。 图11：2023年欧洲发电量降至近年来低位（GWH） 图12：2023年欧洲燃煤发电量降至近年来低位 2023年我国动力煤进口大幅增长，增量主要来自印尼、澳大利亚、俄罗斯。2023年1-10月我国动力煤总进口3.02亿吨，同比增加1.24亿吨（+69.3%），印尼、澳大利亚、俄罗斯是主要增量来源国，分别同比增加4605、3652、2814万吨。 图13：2023年1-10月动力煤进口量国别占比（%） 图14：2023年1-10月动力煤进口增量来源（万吨） 1）印尼 印尼2023年产量及出口增量大幅增长：2023年1-11月，印尼煤炭产量达到7.11亿吨，预计全年产量达到7.75亿吨，同比增加0.9亿吨（+13%），2023年1-9月，累计出口量3.76亿吨，同比增长10.1%，达到历史最高水平，主要受益于中国进口需求增长和印尼国内煤炭需求较好。 2024年出口进一步增加或受限。1）印尼DMO政策规定该国煤矿企业必须将不低于25%的年产量供应给国内市场，一些煤企因为没有遵守DMO政策被罚款以及限制出口，此外印尼政府将从2024年1月起向当地动力煤生产商征税，用于补偿以低价向国有电力企业供煤的生产商； 2）根据IEA发布的《Coal 2023》显示，近年来煤炭成本增幅较大，而2023年煤价下跌，当前市场价格已接近部分煤矿生产成本水平 ，一些印尼煤企已考虑减产；3）根据《Coal 2023》，印尼的煤炭基础设施仍面临效率低下问题，如运输能力不足将限制煤炭产量。 图15 2）澳大利亚 拉尼娜褪去，厄尔尼诺改善澳洲煤炭生产和运输条件，2023年出口增加：AXS Marine船舶航运数据显示，2023年1-11月，澳大利亚煤炭出口量3.13亿吨，同比增长5.0%，主要受益于2023年澳大利亚拉尼娜气候褪去，并经历了7年来首次厄尔尼诺现象，更热更干燥的天气条件创造了更好的运行环境。同时，受益于中国开发对澳煤进口限制，1-10月澳大利亚对中国出口3944万吨（2022年全年仅217万吨）。 产量瓶颈限制出口增量。近年来，澳洲煤炭产量相对稳定，且受拉尼娜气候影响小幅下降，产能限制下，即使2024年气候条件改善，产量也难有较大增量，产量瓶颈将限制出口增量。 图16 3）俄罗斯 贸易转向，俄罗斯对华煤炭出口高增：2023年1-10