2023年煤炭行业中期策略 进口煤和高库存施压煤价

1.1、年初至今，煤炭板块跑输大盘 10.5pct，板块估值重回低位

2023 年 1 月 1 日至 6 月 15 日，申万煤炭行业指数跑输上证综指10.5 个百分点，煤炭现货价格下滑幅度较大。2023 年初至今，申万煤炭行业指数、上证综指涨跌幅分别为-5.2%、+5.3%，煤炭指数跑输上证综指 10.5 个百分点。在申万一级行业中，年初至今煤炭板块涨幅排名第 23 位。同期，秦皇岛Q5500 动力煤平仓价下滑 33.3%，京唐港炼焦煤库提价下滑 35.2%，秦港5500 动力煤长协价下滑2.6%。

【资料图】

2023 年以来，煤炭板块 PB 估值落至 50%分位数区间。2022 年全年煤炭板块市盈率估值在 5.8-11.7X 之间震荡，市净率在 1.22-1.75X 之间，振幅明显拉大。截至2023 年 6 月 15 日，煤炭板块市盈率为 5.70 倍，估值分位数为0.6%，处于近5年低位水平，市净率为 1.17 倍，估值分位数为 50.8%，处于近5 年中等水平。

1.2、业绩：23Q1 业绩逆势增长，板块负债率持续降低

2023Q1，板块在煤价下行的大环境下，营收和归母净利润环比均实现增长。2023Q1，煤炭板块实现营收 4100.7 亿元，同比+0.6%，环比+1.4%，实现归母净利润 642.7 亿元，同比+5.1%，环比+63.9%。同期，板块经营活动产生的现金净流入 835.3 亿元，同比+23.6%，环比-28.6%。截至一季度末，板块整体资产负债率为 44.0%，同比下降了 3.1 个百分点，板块负债率压力得到缓解。

1.3、煤价：基本面弱修复，煤价承压运行

动力煤价格：进口煤和高库存施压煤价，两者边际改善后，复苏节奏和强度决定煤价走向。2023 年 1-2 月，假期需求季节性走弱，煤价承压下行至1000元/吨。后因阿拉善事故影响，边际供应预期收紧，煤价回升至1199 元/吨。3 月起，煤炭市场进入淡季，大量进口煤持续冲击国内市场，动力煤库存在5 月下旬累至近年高位，行业基本面偏弱运行，煤价持续下行至 775 元/吨。我们预计，随着下半年旺季来临，日耗攀升，库存去化，进口煤获利空间收窄，待煤价企稳后，需求复苏的节奏和强度将决定煤价的走向和高度。

焦煤价格：主动去库，价格下行，需求仍是核心变量。年初至今，焦煤进入主动去库周期，下游持有库存意愿较低，价格阶梯式下行。春节前焦煤需求季节性下滑，价格回落至 2500 元/吨，节后焦钢企业复工复产预期支撑焦煤价格维稳；4月初至 5 月，国产供应趋稳、进口大幅增加，而产业链下游需求一般，传统旺季需求并未如约而至，焦煤价格下行至 1800 元/吨。5 月下旬至今，焦钢企业利润边际修复，预期修复带动焦煤价格企稳。综合分析，焦煤产业链边际正在好转，后续需求的变化仍是主导价格走向的核心变量。

1.4、持仓：公募基金煤炭行业持仓回归低位

2023 年第一季度，公募基金持仓煤炭板块市值 234 亿元，环比减少8 亿元（季环比-3.21%）。在经历 2022Q4 的大幅调仓后，2023Q1 基金调仓动能明显减弱。2023Q1 公募基金煤炭持仓市值在 31 个申万一级行业中排名第22 位。整体来看，在煤价波动放缓的情景下，持仓基金对板块的偏好有所降低。

2023Q1 基金持仓煤炭细分板块中，动力煤、焦煤、焦炭板块持仓季度趋稳。2023年第一季度，基金持仓市值中煤炭板块占比 0.85%，环比减少0.01 个百分点，低配 0.91 个百分点。子板块层面，2023Q1 基金持仓市值中：动力煤板块占比0.56%，低配0.74个百分点；焦煤板块占比0.27%，低配0.08个百分点；焦炭板块占比0.02%，低配 0.09 个百分点。

2.1、电煤需求支撑主要增量，关注二产用电边际量变

2021 年我国煤炭消费量同比增长 5.8%，增长较快；其中，电力用煤同比增加18454万吨，非电动力煤同比增加 5941 万吨，炼焦煤消费同比减少1229 万吨。2022年粗钢及水泥等非电用煤下游产品下滑，导致整体煤炭需求增速不高（仅1%），其中电煤、非电动力煤、炼焦煤消费量分别同比+7411/-4232/+1076 万吨。从增量结构来看，电煤保持了连续两年的增长，贡献了煤炭需求的主要增量。

第二产业用电增量对全社会用电增量贡献占比超50%

2021-2022年，全国用电量分别为83128亿千瓦时、86372亿千瓦时，同比增长10.3%、3.6%。2022 年，一、二、三产用电量分别为 1146、57001、14859 亿千瓦时，同比分别增长 10.4%、1.2%、4.4%，城乡居民生活用电量13366 亿千瓦时，同比增长 13.8%。两年间，全社会用电量累计增长 11262 亿千瓦时，其中，第二产业是用电增量主要来源，贡献占比超过 50%。

2022 年高耗能行业用电低速增长，建材和黑色系略有拖累

分行业来看，2022 年我国工业部门用电 5.6 万亿千瓦时，占全国总用电量的64.8%；工业中的制造业用电 42414 亿千瓦时（同比+0.9%），是主要用电部门，四大高耗能 行 业 用 电 量 两 增 两 降 。 化 工 、 建 材 、 黑 色、有色行业分别消费电力5461/4017/6090/7452 亿千瓦时，同比+5.2%/-3.2%/-4.8%/+3.3%。综合来看，四大高耗能产业的电力消费是未来煤炭需求边际变化的主要关注方向。

火电主导地位不改，仍需应对增量电力需求

火电在发电结构中仍占主导地位。2022 年全国发电量83886 亿千瓦时，同比增长2.2%，其中火电发电量 58531 亿千瓦时（同比+0.9%），占总发电量比重69.8%，火电在发电结构中仍占主导地位。从发电增量来看，2022 年发电总量同比增加2764.5 亿千瓦时，其中火电同比增加 828.6 亿千瓦时，仅次于风电增加的1200.2亿千瓦时。

其他能源发电对火电替代效应有限。1）光伏：2022 年光伏新增装机量8741万千瓦，同比增长 59.1%；光伏发电 2290 亿千瓦时，同比增长14.3%，占总发电量比重为 2.7%。短期内，光伏发电占比较低，对火电并没有明显替代效用。2）风电：2022 年风电发电 6867 亿千瓦时，同比增长 12.3%，风电新增装机量3763万千瓦时，同比下滑 20.9%，新增进度正在放缓。3）核电：2022 年核电发电4178亿千瓦时，同比增加 2.5%，相对其他新能源，核电发电占比及增幅均较低，总体维持相对稳定。

我们看到，火电发电总量依然随着经济发展在扩张；新能源对电力的增量需求确实展现了一定的替代效应，但在发电量同比 2.2%的低增速下仍无法完全覆盖新增需求。因此，我们认为新能源对火电产生存量替代效应为时尚早，假设短期电力需求出现波动，增量需求仍需火电予以补充。

2022 年丰水期，水电对火电的挤出效应减弱

2022 年水电占总发电量比重为 14.3%，是除火电外第二大发电来源，二者存在一定季节性替代效应。通常来说，每年的 7-9 月是来水高峰期，水电对火电产生一定的挤出效应；到 10 月后，水量逐渐减少，挤出效应转弱。2022 年第三季度，水电在旺季发电量同比下滑 12.5%，火电发电量同比增加9.4%,火电的替代效应明显增强。年初至今，三峡出库流量明显低于往年同期。气候变化的不确定性对火电的灵活性产生新的需求，有望在特定季节带来增量。

电煤需求回顾小结：电煤需求保持了连续两年的增长，贡献了煤炭需求的主要增量。2022 年电力低速增长，主要是由于以粗钢、水泥等为代表的煤炭下游需求偏弱导致高耗能行业中黑色和建材行业用电增速下滑。从发电结构看，新能源对火电虽有一定替代效应，但无法完全覆盖新增电力需求，仍需依赖火电增发电量予以补充，同时，水电受气候变化影响较大，对火电的挤出效应是后期重点关注要素。

2.2、动力煤需求：经济预期向好，旺季去库支撑煤价

短期来看，季节性需求增长将助力煤炭库存去化，支撑煤价企稳回升。从近期动力煤日耗表现看，截至 6 月 15 日当周，沿海八省动力煤日耗已突破往年同期水平，旺季需求逐步启动，有望消化现有高库存，供需矛盾将有所缓解。上半年压制煤价的弱复苏、高库存等因素在现阶段边际均有改善，对煤价形成较好的支撑。

年初至今，主要的中游用煤产业对煤炭的需求同比明显好于去年，待基数效应的影响逐渐消退，复苏预期的回归将会提振并修复当前偏弱的基本面，进而催化板块形成上行趋势。分行业来看，今年 1-4 月，电力行业累计耗煤7.95 亿吨，同比增加 6.3%，增幅较 1-3 月提升 2.0 个百分点。电力耗煤提速主要原因在于今年上半年南方地区气候偏干，水电减少所致。1-4 月，水电发电主要省份中，除了四川实现增长外，云南、湖北、广西和湖南水电产量均大幅下滑10%以上。非电部门中，1-4 月冶金、供热、建材和化工行业耗煤量分别同比+6.5%、+3.7%、+3.1%和+1.3%，除了化工行业增速较 2022 年全年增速放缓，其他行业增速明显好于去年全年。

从煤炭下游产品来看，1-4 月，火电发电量增速加快，水泥及粗钢产量增速较去年同期有所提升。今年 1-4 月，火电发电量占比达 71.3%，占比较去年全年（69.8%）提升 1.5 个百分点；火电发电量累计同比增加 4.0%，增速较1-3 月提升2.3个百分点，火电需求呈提速趋势。 1-4 月，水泥产量累计同比增加 2.5%，增幅较 1-3 月回落1.6 个百分点；粗钢产量累计同比增加 4.1%，增幅较 1-3 月回落 2 个百分点，整体看，1-4 月，火电、水泥及粗钢产量整体相较去年同期有所提升。

在长周期的视角下，火电仍将在电力系统中占主导地位，煤炭需求仍有稳定增长。2017-2022 年、2012-2022 年全国发电量复合增速分别为6.0%和5.7%。在稳增长的发展主线下，假设 2022-2030 年的发电量年均复合增速为4.0%，则2025年、2030 年的全社会发电量分别为 9.44、11.48 万亿千瓦时,由此预估2022 年至2030年火电发电复合增速为 1.9%，至 2030 年火电发电量约占59.4%，仍占发电主导地位。

2.3、炼焦煤需求观测：稳增长目标下，焦煤需求预期维稳

粗钢限产有待政策明确，稳增长目标下钢铁产量维持平控假设。焦煤消费量与钢铁产量变化密不可分，今年年内钢铁产量受到稳增长政策的正向催化与粗钢限产政策的反向限制。今年以来，焦煤下游铁水产量总体维持高位，截至2023年6月 16 日当周，247 钢厂铁水产量 242.6 万吨。 库存方面，因焦钢企业利润不佳，焦煤进入主动去库周期，企业的焦煤库存整体偏低。综合来看，稳增长预期和钢铁限产政策的平衡中，前者带来的作用相对明显。上半年经济的弱复苏，一定程度上造成了焦煤阶段性供过于求，焦煤价格震荡下行，随着稳增长目标的落实，以及全年钢铁产量平控预期兑现，预计下半年焦煤需求将获得边际改善。

3.1、煤炭产能潜力不足，产量释放空间有限

2021Q4 到 2023Q1 之间，原煤单季产量已无明显增长。2023Q1，国内原煤产量11.5 亿吨，同比增长 5.5%，但是，自 2021Q4 增产保供以来，国内煤炭产能应释尽释，产量增长的持续性略显乏力。从绝对产量来看，近四个季度的煤炭产量维持在 11.4 亿吨附近，与 2021Q4 保供政策执行后相比，已无明显增量。可以看出，国内煤炭产量释放空间已经十分有限。

1-4 月煤炭产量增速放缓，增量主要集中在新疆，晋陕蒙三省增速低于全国平均。2023 年 1-4 月，全国原煤产量 15.27 亿吨，同比+4.8%，增速较1-3 月回落0.7个百分点。分省来看，前 4 个月，山西、内蒙、陕西、新疆四省的煤炭产量分别为4.44、4.08、2.43 和 1.50 亿吨，同比分别增加 1953 万吨（+4.6%）、995 万吨（+2.5%）、382 万吨（+1.6%）和 3004 万吨（+25.1%）。主产区中有三省的煤炭同比增速低于全国平均增速。

煤矿事故影响发酵，部分煤矿产能核增被撤销，预计年内煤矿产量供给增速将受到严格把控。2022 年 11 月至今，发生多起煤矿事故，其中以内蒙阿拉善联盟新井煤业事故影响最大。事故发生后，全国范围内加强了煤矿生产安全检查，并开始对过去两年核增产能质量进行倒查，定调了年内产量增速将受到严格把控，预计年内增产节奏将放缓。

以五年周期视角来看，未来新增矿井较为有限，且短期无法贡献增量。我们选取国内产量排名前 20 的国有煤炭集团为样本。2021 年，这20 家煤炭集团原煤产量合计为 26.6 亿吨，占当年全国原煤产量（40.7 亿吨）的65%。截至2022年底，前20大煤企在建或拟建煤矿产能1.923亿吨，有望在未来数年陆续投产，2023-2027年将新投产 1.78 亿吨。 据 Mysteel 统计，截至 2022 年年底，全国在产煤矿产能约50.5 亿吨，前20煤企新投产能在 2023-2027 年累计可贡献 3.5%的增长，年复合增速为0.7%。综合考虑国有煤企在我国煤炭市场中的优势地位，我们认为未来五年全国煤炭新增产能较为有限，短期难以贡献明显增量。

3.2、煤炭进口高增速将难以为继

多重因素导致今年煤炭进口量增幅较大。2023 年1-4 月，中国进口煤及褐煤1.4亿吨，同比增长 89.1%，增速较 1-3 月下滑 7.4 个百分点。分国别来看，印尼、俄罗斯和蒙古占主导地位，三国的煤炭进口量合计占比达90.5%。分国别看：

印尼仍是我国进口煤的主要来源，1-4 月，我国进口印尼煤7776 万吨，同比+73.2%。受印尼 DMO 限令影响，2022 年 1 月印尼暂停煤炭出口一个月，基数效应造成从印尼进口煤量同比高增；

1-4 月，我国进口俄罗斯煤 3173 万吨，同比+134.5%；进口蒙煤1945万吨，同比+423.2%，进口澳煤 631 万吨，同比+134.6%。三国进口煤量的同比高增，是地缘政治和进口煤经济性共振的结果。

分煤种来看，1-4 月进口动力煤 1.05 亿吨，同比增加86.7%，其中4 月单月进口动力煤 3098 万吨，同比增加 65.7%，环比增加 4.4%。1-4 月进口炼焦煤3114万吨，同比增加 88.6%，其中 4 月单月进口炼焦煤 838.7 万吨，同比增加97.0%，环比下滑 13.1%，边际已经出现量减。

煤炭进口高增速将难以为继。1-4 月进口量增速较快主要是由于国内外较大的价格差，进口利润丰厚。近期，国内煤价降幅扩大，5 月当月秦港Q5500 动力煤平仓价下滑 21.0%，进口煤价格优势减弱，预计后期煤炭累计进口量仍同比增长，但环比增速将放缓。截至 2023 年 6 月 8 日，印尼煤、澳洲煤、及山西煤广州港库提价分别为 953、896 和 880 元/吨，山西煤比印尼煤和澳洲煤分别便宜73元/吨和16 元/吨。

板块分红金额逐年增长，分红率维持高位。2022 年，受益于板块盈利水平提升，煤炭板块分红金额持续增长，2022 年年报分红金额合计为1233 亿元，同比增加34.3%，整体分红率为 49.8%，较 2021 年下滑 6 个百分点。

安全边际护航，高分红龙头的股息率已足够可观。2020 年的煤炭均价是近五年均价的低点，我们以 2020 年煤企的业绩做压力测试，以 2022 年的分红率计算派息金额。在此压力测试下，对应当前市值，部分龙头公司陕西煤业、中国神华、淮北矿业及兖矿能源的股息率仍超过 4%，已经具备足够的安全边际；若以市场一致预期测算，则股息回报率更为可观。

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