煤炭行业：承压加重，价格中枢继续下移

煤炭行业 近期煤价跌幅加剧，行业困难的探讨逐渐增多，实际上近两年煤价整体处于下跌趋势中，宏观经济压力之下的需求不振是最核心的因素，我们也趁着年末的时间对行业进行系统性的梳理。 动力煤方面，火电发电增速下降明显，尤其是二季度受到水电的挤压，以水泥为主的建材和以钢铁为主的冶金产量均创近几年新低，尤其是水泥产量基本回到了2010年水平，地产低迷是主要原因，化工用煤则是为数不多的亮点；炼焦煤方面，地产的低迷制约着需求，尽管基建表现尚可，但并不足以弥补地产连续下降形成的需求缺口。同时，进口煤和高库存是压在煤价的另两座大山，进口煤连续两年高增长后突破创纪录的5亿吨无悬念，而港口、电厂、钢厂等库存均持续攀升，已处于历史相对高位。在需求不振、进口煤冲击和库存高企的三种压力下，煤价的表现也就不足为奇了。 展望2025年，各类政策的持续出台及快速落地，止跌企稳带动的弱复苏是可以期待的，但全面复苏可能仍是小概率事件。具体来看，火电尽管仍是行业基石，但在新能源持续发力和水电的季节性冲击下，很难突破实现高增长；在无逆转性政策出台的情况下，房地产低迷所面临的深层次困境难以根本性解决，基建发力仍面临地方财力的掣肘；另一方面，进口煤增速大概率下滑，但体量维持之下冲击仍在，而库存的消化也需要时间。整体来看，煤炭需求提振的程度取决于刺激政策的力度和经济回暖的进展，以当前的情况来看，煤价中枢下移将是更可能的现实，全面复苏带来的煤价显著上涨目前来看只能是行业的美好期望。 经营成果上，行业收入与利润下滑幅度边际有所企稳，但近期煤价的快速下跌的背景下大概率将继续走弱，亏损企业占比继续提升，亏损企业亏损总额已仅次于2014-2015年的行业黑暗期，而行业利润总额虽有下降，但也明显高于2020年及之前水平；负债率并没有随着盈利持续弱化而升高，仍显著低于上一轮低谷期，但随着盈利压力的加大，需警惕负债率再次走高；同时行业的应收账款和存货也尚未显著增长。 债市表现上，煤炭行业净融资已扭转连续4年净减少的态势，加权融资成本也大幅下降，二级利差整体高于全部产业债，近两年差距已明显压缩；2024年煤炭利差走势呈现波动性，年初年末相比变化不大。个券的绝对收益上，占据存量近九成的前15家主体的收益率多数在2.5%以下，其中仅有华阳材料和冀中能源能够贡献3%以上的收益，前者相应债券剩余期限过长；其他存量规模不大的主体中，山东宏河、河南能源、济宁能源、泰丰控股和王晁煤电存在收益挖掘的空间，唯一的高收益是已出现银行贷款逾期并调整债券兑付时间的郑煤集团。 目录 一、行业基本面...........................................................................31.1动力煤...........................................................................51.2炼焦煤..........................................................................12二、行业财务表现........................................................................17三、债市表现............................................................................213.1一级市场........................................................................213.2二级市场........................................................................21四、主体信用............................................................................244.1盈利能力........................................................................244.2现金流..........................................................................264.3债务压力与保障..................................................................28五、总结................................................................................33附录样本煤炭企业简称...................................................................35 一、行业基本面 进入12月以来，“动力煤价格持续下跌”的新闻不绝于耳，2024年12月27日，环渤海动力煤(Q5500K)现货参考价767元/吨，创年内新低，较年初下跌约17%；焦煤的价格压力更大，主要港口炼焦煤均价1380元/吨，年内下跌约21%，焦煤的期货结算价年内跌幅更是接近40%；无烟煤价格同样压力不低，以河南的出矿价为例，年内跌幅约32%。 价格下跌，究其原因还是供需关系的宽松，2024年1-11月全国原煤产量43.22亿吨，同比增长1.2%，全年产量大概率突破47亿吨，同比增幅在1%左右。另一方面，进口量继续攀升，在2023年大涨61.8%至4.74亿吨的基础上，2024年1-11月煤炭进口量已达到4.90亿吨，同比增长14.8%，全年突破5亿吨已无悬念。 图2011-2023年及2024年前11个月煤炭产量与进口情况（亿吨） 而需求端随着宏观经济压力加大逐渐走弱，2024年前3季度GDP增速4.8%，全年预计可完成5%的目标，较上年下降0.25个百分点。剔除疫情期间的异常值外，GDP增速的持续下滑趋势非常明显。2024年单季度同样呈现下滑的态势，1、2、3季度分别为5.3%、4.7%和4.6%。从工业增加值的情况来看，不考虑前2个月因基础效应导致的波动外，2024年的单月高点为4月的6.7%，连续下行至8月的4.5%后有所回暖，9-11月稳定在5.3%-5.4%的水平，而累计同比自2月的7%后持续下滑，近4个月维持在5.8%。 接下来我们分别探讨动力煤和炼焦煤。 1.1动力煤 动力煤的供给结构与原煤非常接近，2023年产量同比增长约1.9%达到37.74亿吨，2024年1-10月同比增长3.4%至31.87亿吨，全年增幅预计约为1%；进口量2023年同比大幅增长62.4%达到约3.73亿吨，2024年前10个月进口量达到3.36亿吨，同比增长11.0%。从消费结构来看，电力行业是动力煤最重要的下游，其次为供热领域，此外还包括建材、化工、冶金及其他。以2023年为例，电力、供热、建材、化工、冶金及其他的动力煤消费量占比分别为64%、8%、7%、6%、4%和10%，出口规模极小。 2023年和2024年1-11月，发电量同比增幅分别为5.2%和5.0%，但火电的发电增速下降明显，2024年1-11月仅为1.9%，较2023年下降约4.2个百分点，当前的水平所有发电类型的最低增速（与核电持平），这是火电用煤需求走弱最核心的体现。而新能源中的光伏和风电增速分别达到27.8%和11.5%，水电在2024年也改变了过去三年不利的局面，前11个月发电量同比增长11.2%。 图2015-2023年及2024年前11个月各类型发电量同比增速（%） 其他下游产品产量同样表现不佳，2024年前11个月，水泥产量16.71亿吨，同比下滑10.1%，已回到2010年同期水平；生铁产量7.83亿吨，同比下降3.5%，粗钢产量9.29亿吨，为近五年来的最低水平，同比下降2.7%；供热量呈现连续增长态势，前11个月供热量521663万百万千焦，同比增长5.5%；化工的表现也是亮点，2024年前10个化工领域的消费类同比增长达到16.4%，后文我们进行更多的探讨。 供给相对稳定，下游消费下滑，库存持续攀升，尤其是2024年4季度以来，库存增长的更为明显。11月末，北方港煤炭库存量超过2800万吨，创历史新高，12月后略有下降，仍在历史高位。电厂库存同样在历史高点，12月中上旬，煤炭调度电厂库存高达23000万吨，重点电厂库存高达13350万吨。与此对应的，则是电厂煤炭库存可用天数的提升，12月上旬煤炭调度电厂库存可用天数达到历史最高的34.3天，重点电厂的库存可用天数较10月初历史高点29.2天有所下降，但也在24.4天的高位。 需求不足，库存攀升，多种因素共同打压煤价，以秦皇岛港平仓价动力末煤(Q5500,山西产)为例，至12月中旬，2024年跌幅约为15%。全年来看：（1）年初临近春节，电厂日耗回落等因素，动力煤价格小幅下跌；（2）春节后，在复产复工的带动下，需求提振，同时2月8日山西宣布在全省范围内开展针对煤矿超能力、超强度、超定员的“三超”和隐蔽工作面的专项整治行动，山西产量出现下滑，推动煤价上涨，于2月中下旬达到940元/吨的年内最高水平；（3）3月后，煤矿全面复产，且随着供暖结束煤炭进入消费淡季，煤价转入下跌态势，至4月中上旬最低跌至801元/吨；此后安全环保检查加强导致供给偏紧，同时刺激政策陆续出台，煤炭市场交易回暖，带动煤价回升，至5月底煤价涨至886元/吨；（4）6月后随着气温升高，用电需求回升，电厂日耗向上，但水电挤压火电，三峡出库流量在7月份的峰值水平超过2021年，4-8月水电当月发电增速均达到两位数以上，其中5-7月均超30%，而火电在5-7月发电量均为负增长，动力煤需求受到明显抑制，价格震荡下跌，8月中下旬跌至阶段低点833元/吨；（5）此后来水量回落，9月水电增速转负，火电增速8月回正后，9月增速提高5.2个百分点，达到年内单月最高增幅8.9%，推动煤价实 现小幅回暖，9月下旬至10月上旬动力煤价格回升至867元/吨；（6）10月中旬开始，电厂日耗回落，进口煤压制，库存攀升等多种原因使得动力煤价格转入持续下跌阶段，并于12月中旬年内首次跌破800元，12月27日已跌至758元/吨。 动力煤的核心需求仍在火电，从装机容量来看，火电确实不具优势。2024年前11个月电力设备新增装机容量31666万千瓦，其中火电新增4744万千瓦，同比增长1.9%，占比15.0%，多年来处于持续下滑趋势中，2021年跌破30%，2023年跌破20%。存量来看，截至2024年11月末，我国发电装机容量323499万千瓦，其中火电占比44.3%，太阳能光伏占比25.3%，风电占比15.2%，水电占比13.4%，核电占比1.8%；火电占比仍最高，但同样处于持续下滑中，2019年跌破60%，2023年跌破50%。发电量的增长来看，火电同样面临压力，2023年和2024年前11个月增速分别为6.1%与1.9%，远低于风光等新能源，2024年前11个月更是所有发电类型的最低增速。但从体量来看，火电仍占据着绝地地位，2023年发电量占比67.0%，2024年前11个月占比达到69.9%，以不到45%的装机容量贡献了约70%的发电量。 设备平均发电小时的情况也能够发应火电的核心地位，从时长来看仅次于核电，从趋势来看处于稳中微升的态势，2024年前10个月的3631小时较2023年同期微降1.3%。今年火电增速较低一个重要原因是水电的“挤压”，来水量的丰富使得水电表现优秀，但这一因素的波动性过于“强烈”，因而火电还能够承担兜底的作用。 近期2025年长协煤政策，变化主要在：（1）发电企业合同签订量最低要求仍为签约需