煤炭行业年度策略报告：供给见顶叠加稳增长，煤炭迎来黄金时代

供给端产能弹性或持续减弱。煤炭行业固定资产投资持续保持较低水平，因此导致近几年新建产能保持低速。同时，“碳达峰、碳中和”背景下，煤炭行业新建产能的意愿大幅减弱，即便从当下转变心态开始新建产能，考虑4~5年的建设周期，增加产能周期过长。存量产能方面，2021年受保供应政策影响，批量存量产能实现产能核增，实现了产量的“超产、非法产能合法化”。同时保供已经挖掘了部分增产潜力，已经基本达到产能极限，在新建产能并不充沛的背景下，未来存量产能释放的增量同样有限。 稳增长下需求有望稳健释放。2021年受经济增速恢复以及水电出力较差的影响，火电需求旺盛，但下游钢铁、建材行业受到“能耗双控”影响产量出现下滑。展望2022年，稳增长下地产基建投资有望好转，电力需求有望平稳增长，同时“双控”内涵从控制能耗向控制排放转变，能耗总量有适度放松，原料用能不再纳入能耗双控等政策的颁布有望增加建材、钢铁以及煤化工行业的需求弹性。 预计2022年动力煤均价在1100元/吨左右。我们预计2022年煤炭市场供给缺口仍存，预计2022秦皇岛港动力煤平仓价均价约1100元/吨，2021年均价的857元/吨相比增长28%，价格整体走势以季节性波动为主。 煤炭行业盈利中枢有望抬升。2021年煤价上涨速度非常快，上市公司售价变化慢于市场价，尤其是十月价格暴涨阶段，上市公司并没有像市场价一样大幅度上调价格，因此上市公司盈利增速弱于港口价格增幅。预计2022年首先港口价格波动幅度弱于2021年，同时长协基准价有望从535元/吨提升至700元/吨，且长协覆盖率也有所提高，意味着上市公司的盈利中枢有望抬升，随着盈利中枢的抬升以及盈利稳定性的增强，行业估值也有望提升。 投资建议：建议关注两条投资主线，1）传统能源转型新能源序幕拉开，推荐明确布局方向的电投能源、兖矿能源、淮北矿业以及低资本开支，高现金流，投资能力强的中国神华、陕西煤业。2）高业绩弹性的公司，推荐山煤国际、晋控煤业。 风险提示：1）经济增速放缓风险；2）煤价大幅下跌风险；3）在建矿井投产进度超预期；4）供需平衡表假设出现偏差。 重点公司盈利预测、估值与评级 1市场回顾：价格表现超预期 2021年动力煤价格中枢大幅高于2020年。据Wind数据，2021年秦皇岛动力煤Q5500市场价均价为1031元/吨，较2020年均价577元/吨上涨约79%。2021年春节前动力煤价格快速走高，春节期间由于保供任务，煤矿大多正常生产，但下游工业企业放假，需求下滑库存累积，煤价下跌，春节过后需求恢复，煤管票趋严格，煤价重回上涨通道，随后由于安全事故频发，导致价格上涨速度加快，于10月下旬达到年内最高点2592.5元/吨。进入2021年四季度以后，在保障人民温暖过冬的背景下，政策端不断发布政策促进煤价合理回落。随着增产保供的持续推进，产地供给逐步宽松，此外，政府限价等政策不断推进，价格出现回落。年底由于下游进行春节前补库存，采购节奏加快，煤价重回上涨通道。 炼焦煤价格风险持续释放。据Wind数据，2021年京唐港主焦煤价格均价为2515元/吨，较2020年均价1496元/吨上涨约68%。2021年三季度以来，焦煤价格走势与需求背离，一季度焦煤价格基本处于稳中有降格局，二季度价格基本随着下游钢铁产量增加而增长。进入2021年6月以后焦煤价格上涨速度加快，而生铁产量则呈现持续下滑趋势，其走势与实际需求背离。 10月下旬起，炼焦煤价格进入下降通道，一方面进入冬季以后焦化、钢铁企业进入限产周期，焦化、钢铁企业开工率持续下滑，需求呈现下滑趋势，同时，增产保供持续落实，供给端持续增长；另一方面，动力煤的限价也对焦煤价格造成了一定影响，焦煤价格高位回调。进入年底，生铁产量回升，同时春节前，主产地放假矿井增加，同时下游采购积极性提升，焦煤价格开始反弹。 图1：2021年动力煤价格中枢大幅高于2020年 图2：炼焦煤价格风险持续释放 图3：炼焦煤价格走势与需求背离 2供给端产能瓶颈持续 2.1增产保供见效，Q4产量持续释放 2021年1-9月原煤产量增长主要由于2021年年初保供和春节不放假，10月起增产保供见效。据统计局数据，1-9月原煤产量29.31亿吨，同比增长3.7%，其中增量主要来自于1-2月的保供政策，2020年春节期间由于疫情停产的低基数背景下产量增速偏高。3-9月原煤产量同比增速分别为-0.2%、-1.8%、0.8%、-5%、-3.3%、0.8%与-0.9%，产量实际释放有限。10月起保供逐步见效，10月、11月、12月原煤产量同比增速分别为4%、4.6%与7.2%。 图4：2021年10月后增产保供见效，原煤产量增加 2021年7月以来政策端不断发文促进增产保供工作落实，具体分析如下： 9月以前保供措施聚焦加快产能释放。2021年7月30日，据发改委网站，内蒙古自治区对鄂尔多斯市38处前期因用地手续不全停产的露天煤矿批复了用地手续，涉及产能6670万吨/年。目前这部分煤矿已全部复产，正在加快进行剥离作业，预计8月初即可形成实际产量，达产后日可稳定增加产量20万吨。8月4日，发改委称，内蒙、山西、陕西、宁夏、新疆五省15座联合试运转矿获延期手续，释放产能4350万吨/年，日增产15万吨。8月13日，发改委批复了山西、陕西、黑龙江产能核增方案涉及产能1265万吨。9月30日，发改委表示要保障电煤供应，1）确保安全的前提下全力增产增供；2）进一步核增和投产优质产能；3）适当增加进口；4）着力提升存煤水平。 9月以后政策重点转变为保证电力用煤充足。如，据煤炭资源网10月13日消息，在国家上层的要求下，山西、内蒙古、陕西等三大煤炭主产地持续加大保供力度，陆续公布了相应的保供任务量及分配情况。其中，山西已安排5300万吨保供14个省四季度煤炭中长期合同对接；内蒙古将18个省5300万吨煤源任务已全部分解到29户重点煤炭生产企业；陕西省编制了国家下达给陕西省保障湖南、湖北等14省3900万吨煤炭的任务分解表，并协调落实省内火电企业四季度保障发电供热用煤926万吨需求。上述包括保供任务累计新增长协量近1.8亿吨，涉及山西省国家保供煤炭中长期合同实际签约量5500万吨，内蒙古国家保供5300万吨，陕西省国家保供3900万吨；此外还有内蒙古区内6个盟市1565万吨煤炭保供任务，鄂尔多斯市内相关旗区777万吨保供任务，陕西省内火电企业四季度保障发电供热用煤926万吨的保供任务，合计保供量为17968万吨。 10月起政策开始对价格进行管控。发改委10月19日明确，将充分应用价格法规定的一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的具体措施，促进煤炭价格回归合理区间，促进煤炭市场回归理性，确保能源安全稳定供应，确保人民群众温暖过冬。10月21日，国家能源集团、中煤集团、晋能控股集团、伊泰集团四大煤炭集团均表示，今冬明春供暖季期间，环渤海港口下水的发热量为5500大卡的动力煤平仓价在1800元/吨以下，5000大卡动力煤平仓价在1500元/吨以下，4500大卡动力煤平仓价在1200元/吨以下，上述煤种之外的高卡动力煤价格不超过2000元/吨。11月8日，山西省要求国有大矿对Q5500动力煤限价900元/吨，陕西省也开始逐步限价。 在上述政策的驱动下，煤炭产量持续释放，库存不断累积。从鄂尔多斯日度产量数据来看，2021年11月平均日产量256万吨，较10月的223万吨增长15%，12月平均日产量262万吨，较11月增长2.3%。同时，中下游库存不断回升，Wind数据显示，截至12月末北方港库存较去年同时期高944万吨，沿海八省电厂库存较去年同时期高1086万吨。 图5：鄂尔多斯日产量 图6：CCTD重点港口库存 图7：沿海八省库存高于2020年同期 保供状态下的高强度生产预计难以持续。随着保供进入尾声，鄂尔多斯地区的煤炭产量已经较高点开始下滑，产能核增的矿井在“保供”后若不能及时办理相关手续，或只能按照原产能生产，此外还有部分矿井为了保供将停产检修延后进行，保供结束后检修或增多，保供期间的高产量水平预计难以持续。 2.2进口煤调控减弱 今年以来，进口煤对国内煤炭市场的调控作用减弱。主要原因有二，一方面澳煤进口禁令持续严格执行，由于澳煤具备高热值、低灰低硫等特点，其缺口难以弥补，而印尼与蒙古受到天然及疫情的干扰，进口量并不稳定。另一方面，随着海外疫情得到有效控制，海外煤炭需求修复，进而促使海外煤价走高，同时海运费大幅上涨，进口煤在价格方面不具优势。 图8：国内煤及褐煤进口情况 图9：海外煤价持续上涨 预计2022年煤炭进口量可能出现锐减。继国内实行限价后，进口煤价先同步下跌，随后在2021年11月中下旬与国内煤价出现分化，海外煤价率先反弹。到1月末澳洲动力煤价格达到263美元/吨，创历史新高。反映出海外煤炭市场需求旺盛，因此我们预计2022年海外煤价预计仍处于高位，日益减弱的价格优势将使得进口量难有大幅增加。国外价格高于国内价格，预计进口量将锐减。 印尼进口或存在变化。为保障本国用煤需求，印尼在2022年1月初颁布出口禁令，禁止1月煤炭出口，印尼为世界煤炭主要出口国，占我国煤炭进口总量的60%以上。据Wind数据，2020年印尼煤炭总产量为5.637亿吨，其中出口量为4.05亿吨，占国际煤炭出口总量12.85亿吨的31%，印尼对华煤炭出口量为1.278亿吨，占2020年我国进口量的42%。本次出口禁令虽然较快解除，但却为国际煤炭市场增加了不确定性，一旦印尼暂停煤炭对外出口，意味着不仅我国进口煤或收紧，也将导致日韩等国家进口资源缺乏，不得不转向其他市场，同时澳洲煤进口仍然受限，短期印尼煤的缺口难以通过其他手段弥补，另外，国内保供任务也在逐步结束，国内煤炭生产恢复至正常水平，终端电厂的去库存或将加速，国内煤炭的供给有望缓解，促使国内煤价企稳回升。 图10：2021年下半年以来印尼HBA基准价大幅走高 2.3产能弹性或将持续减弱 行业固定资产投资呈现持续下降趋势。2012年后行业固定资产投资持续下行，2018年下半年起才转正，2020年小幅下滑，预计2021年绝对量依然少于2015年。煤矿产能建设周期至少5-6年时间。18、19年投产项目为均“四万亿”时期建设矿井的投产，2014年后固定资产投资锐减，因此2019年后投产产能将开始锐减。Wind数据显示，2021年月煤炭行业固定资产投资完成额小幅回升，但从绝对量来看仍大幅低于2011-2015年时期，同理，上市公司购建固定资产的现金流也处于相对低位水平。 图11：煤炭行业固定资产投资绝对量仍然较低 图12：煤炭上市公司购建固定资产的现金流绝对量仍低 “碳达峰、碳中和”背景下行业投资新建产能的意愿减弱。预计在2030年碳达峰后的30年时间里，煤炭消费总量下降趋势基本确定。受此影响行业新建产能的意愿进一步减弱。此外，资金问题成为制约行业新建产能的重要因素之一。目前行业负债率仍高，外部融资成本仍偏高。 图13：煤炭与电力信用利差走阔 图14：煤炭行业负债总额下降有限 在上述背景下，考虑5年左右的建设周期，假设产业端在当下转变心态开始新建产能，这批产能可以贡献产量也在5年以后，因此预计未来5年以内煤炭行业供给端的增速将始终维持低速。 新建产能供给量有限。据不完全统计，我们预计2021年-2023年新投产产能的供给增量分别为7811万吨，8451万吨与10283万吨，以2020年全国原煤产量为基数，对应产量增速分别为2.03%，2.20%与2.68%（表3）。从区域来看，三成左右的增量来自于新疆地区，疆煤外运难度较高，难以对煤炭市场形成有效补充。近一半的新建产能增量来自于内蒙，但多为煤化工项目的配套煤矿，最后多以化工品形式流通，参与市场交易较少。综上，新投产产能的产量增量带来的实际影响或低于测算值。 非主产地产能持续退出。目前我国尚存在大量的中小煤矿，中东部、西南地区存在大量产能规模60万吨以下的矿井，这些矿井大多源濒临枯竭，水害、瓦斯等风险突