非电需求扰动，煤价弱势运行

投资建议：非电需求扰动，煤价弱势运行。目前，非电用煤需求不及预期，导致动力煤产地价格整体走弱，但部分产地煤矿坑口价出现超跌反弹，保供政策下，市场煤供应偏紧格局未变，产地煤价预期难以出现大幅下跌。港口低价货盘减少，可售资源偏少，高温下华南需求持续释放，港口价格仍较坚挺，价格跌入限价范围或可刺激部分下游需求，形成支撑，预期短期内港口价难以大幅下跌。整体上，煤价有所回调但仍处高位，高温天气加持下，高位煤价仍较坚挺，行业高景气未变。超预期点：1）增产保供难度超预期；2）需求增长韧性超预期；3）限价令限制电煤，提高上限超预期；4）俄乌危机催化全球能源危机，海外煤价飙涨超预期。煤企一季报业绩增速普遍较快，二季度包括中国神华、兖矿能源、陕西煤业等龙头公司业绩环比改善普遍延续超预期表现，继续看好后市行情。建议重点关注标的：动力煤公司中国神华、陕西煤业、兖矿能源、中煤能源、山煤国际；炼焦煤公司山西焦煤、潞安环能、淮北矿业、盘江股份、上海能源、平煤股份；无烟煤公司兰花科创。 动力煤方面，部分坑口价小幅探涨，下游电厂维持高日耗。供给端，产地煤价整体继续走弱，市场采购积极性偏低，一些价格跌幅较大煤矿，其价格开始小幅探涨。需求端，高温酷暑天气下，沿海八省电厂日耗周环比上涨2.3%，叠加产地煤矿月末检修。沿海八省电厂日供煤有所下降，库存可用天数多在13天以下。国内电企集中招标海运煤结束后，中低卡印尼煤价格有所下滑，高卡印尼煤价小幅上涨，国内外动力煤价差仍存，煤炭进口依然困难，后续继续关注政策执行及迎峰度夏需求情况。 中国神华：6月实现商品煤产量2500万吨（同比-0.4%），销量3230万吨（同比-22. 0%）；总发电量134.4亿千瓦时（同比-4.3%），总售电量125.7亿千瓦时（同比-2.9%）。 1-6月，实现商品煤产量15760万吨（同比+3.4%），销量21010万吨（同比-12.7%，主因外购煤规模下降）；总发电量847.9亿千瓦时（同比+10.1%，主因新机组陆续投运），总售电量796.0亿千瓦时（同比+10.5%）。中国神华公布外购煤采购价格（7月22日至7月29日），外购4000/4500/5000/5500大卡分别为466/548/630/712元/吨，较上期持平；外购神优1/2/3分别为1085/968/950元/吨，较上期分别下调无/78/79元/吨。 陕西煤业：6月实现煤炭产量1243万吨（同比+9.54%），销量1680万吨（同比-17.53%），其中自产煤销量1179万吨（同比+4.35%），贸易煤销量501万吨（同比-53.8%）。 1-6月公司自产煤部分产销量微增，贸易煤规模缩量明显，实现销量11273万吨（同比-17.53%），其中自产煤销量7007万吨（同比+1.10%），贸易煤销量4266万吨（同比-36.69%）。5月限价令执行以来，公司煤炭价格平稳运行，基本不受限价影响。中煤能源：6月实现煤炭产量1066万吨（同比+8.8%），销量1832万吨（同比-25.9%），其中自产煤销量979万吨（同比+9.4%）、贸易煤销量853万吨（同比-45.88%）。1-6月公司实现煤炭产量5923万吨（同比+4.4%），销量13349万吨（同比-14.4%），其中自产煤销量5865万吨（同比+4.7%）、贸易煤销量7484万吨（同比-25.03%）。 兖矿能源：上半年公司实现商品煤产量5064万吨（同比-0.65%），商品煤销量5300万吨（同比+4.11%），其中自产煤销量4659万吨（同比+3.77%）。二季度海外煤价上涨明显，纽卡斯尔动力煤现货价格403.4美元/吨，继一季度环比上涨29.8%之后，再次环比上涨55.7%，盈利贡献有望超市场预期。山煤国际：一季度公司实现原煤产量9 13万吨（同比-9.04%），商品煤销量1216万吨（同比-45.26%）（贸易煤业务持续剥离）。二季度以来限价令影响有限，公司以化工用煤、炼焦用煤为主的销售价格，充分享受煤价上涨的弹性，二季度业绩环比稳中向好。 焦煤及焦炭方面，下游需求有望改善，焦煤价格跌幅预期放缓。供给端，受下游焦炭连续提降影响，煤矿出货承压，累库较多，煤矿产量有所下滑，山西多个地区主焦煤再次下调，降幅在200-350元/吨，累计降幅超1000元/吨；进口蒙煤方面，受蒙古疫情反复影响，本周甘毛其都口岸通关量多在500车以下，周环比有所下滑。需求端，在钢厂对焦炭第四轮降价（下调200-240元/吨）全面落地后，河北主流钢厂于27日落实第五轮降价（下调200-240元/吨），累计降幅达1100-1220元/吨，焦煤价格下降，焦企虽经多轮提降，但焦企亏损面周环比有所缩减，盈利有所改善。伴随下游螺纹钢持续走强，预期焦煤价格下跌趋势放缓，后期需继续关注下游需求及利润情况。 潞安环能：一季度公司实现煤炭产量1349万吨（同比+5.72%），其中混煤产量732万吨（同比-6.75%），喷吹煤产量543万吨（同比+25.12%），其他洗煤产量74万吨（同比+29.82%）。一季度实现煤炭销量1282万吨（同比+12.16%），其中混煤销量741万吨（同比+1.09%），喷吹煤销量480万吨（同比+33.33%），其他洗煤销量61万吨（同比+22%）。平煤股份：上半年公司实现原煤产量1501万吨（同比+0.99%），商品煤销量1590万吨（同比+1.25%），其中自有商品煤销量1360万吨（同比-1.30%）。 河南地区主焦煤价格（车板价:主焦煤(V25-27%,A<10%,S<0.5%,G>75,平顶山产):河南）维持在2620元/吨，三季度环比一、二季度持平，盈利确定性较大。淮北矿业：一季度公司实现商品煤产量603万吨（同比+8.44%），商品煤销量519万吨（同比+12.36%）； 焦炭产量88万吨（同比-19.73%），销量93万吨（同比-14.7%）。淮北地区主焦煤价格（车板价:焦精煤(A<11%,V21-25%,0.6%S,G85,Y20mm):安徽:淮北）维持在2395元/吨，三季度环比一、二季度上涨，盈利有望继续改善。盘江股份：2022年上半年公司实现煤炭产量559万吨（同比+14.94%），煤炭销量617万吨（同比+18.46%），其中自产煤炭销量567万吨（同比+17.03%）。2022年上半年，实现煤炭销售收入612020万元（同比+75.21%），毛利润271987万元（同比+139.34%）。 风险提示：政策限价风险；煤炭进口放量；宏观经济大幅失速下滑；第三方数据存在因数据获取方式、处理方法等因素导致的可信性风险；研报使用信息更新不及时风险。 1核心观点及投资建议 核心逻辑：产能周期驱动，煤炭行业高景气度延续。2016年启动的供给侧改革化解过剩产能目标8亿吨，实际退出落后产能11亿吨，导致供给能力超预期下降。十三五开启的煤炭行业供给侧改革，超额完成去产能任务。2016-2018年先后化解过剩产能2.9、2.5、2.7亿吨，实现当年度2.5、1.5、1.5亿吨去产能目标，提前完成《煤炭工业十三五规划》化解8亿吨过剩落后产能任务。2019-2020年发改委《关于做好2019/2020年重点领域化解过剩产能工作的通知》要求：1）加快退出落后和不安全的煤矿；2）加快退出达不到环保和质量要求的煤矿；3）严格新建改扩建煤矿准入；4）分类处臵30万吨/年以下煤矿。根据各省（自治区、直辖市）政府、行业主管部门披露数据，不完全统计，2019-2021年分别化解煤炭过剩产能0.9、1.7、0.3亿吨。不难发现，累计去产能规模已经超标，达到11亿吨。国家发改委要求加快发展壮大新动能，培育发展优质先进产能，但远水解不了近渴。2018年发改委和能源局核准批复的煤矿数量规模大幅提升，进入加速先进产能释放阶段。 2018-2022年1-6月，政府核准批复的百万吨以上煤矿产能数量分别为16、42、23、6、8，产能规模分别达到6600、21150、4460、1920、3390万吨。我们认为，整个十三五期间新建产能释放相对比较充分，表外产能转表内历史遗留问题得以解决，实际新增产能有限，未释放在建产能规模相对较小。依据煤炭企业3-5年的建矿周期判断，未来能够真实释放的煤炭产能规模整体比较有限。十四五期间，伴随国民经济的增长，全社会的用能需求预计仍将保持增长态势，煤炭在能源体系中的兜底保障作用或更加突出，煤炭的绝对消费量将稳中有增，煤炭行业依然处在高景气发展阶段。 超预期点：1）增产保供难度超预期：2021年贯穿始终的增产保供政策主基调下，政府全年动用产能约7.8亿吨，实际煤炭产量增加2.3亿吨，产出率非常有限，表明供给弹性已经非常小。2022年尽管主管部门进行了梳理和分析，给出了增产“路线图”，比如通过新建项目、技改项目投产，增加1.5亿吨产能；通过核增产能、停工停产煤矿复工复产和对部分露天煤矿采取特殊措施释放产能，增加1.5亿吨。但是，再增加3亿吨产能的难度非常大。一方面是因为产能挖潜措施在2021年已经使用，再梳理、再挖掘的空间非常有限；另一方面是因为政策要求核增产能需要“产能臵换指标”，而可供产能臵换指标规模和总量有限，同时指标价格也水涨船高，核增企业购买积极性不足。2022年3月18日，发改委下发《关于成立工作专班推动煤炭增产保供有关工作的通知》，表明增产保供的紧迫性和困难度或比想象中严峻。 2）需求增长韧性超预期：2022年Q2，生铁产量为23802万吨，同比增长1.11%，环比增长18.48%；水泥产量58984万吨，同比下降16.67%，环比增长52.43%；发电量19709亿千瓦时，同比增长0.22%，环比下降1.07%，其中，火电同比下降8.79%，环比下降13.35%。煤炭下游数据看似表现不佳，但考虑到去年同期高增长，今年实际表现尚可。第 一、2021年十四五开局之年，也是疫后经济恢复的第二年，更是政策发力的重中之重之年。稳增长政策发力，导致生铁、水泥、火电产量高基数。第二、2022年春节“就地过年”政策执行力度边际放松，很多企业早早关门歇业、放假过年。叠加北京“冬奥会”，河北、山东等工业大省高能耗企业停工、减产，给需求带来压制。两会后，国家政策“稳增长”措施将持续发力，下游企业开工率稳步提升，生铁、水泥二季度环比改善明显，火电进入季节性淡季略有下滑，但整体上需求增长韧性依然很强。展望下半年，经济触底反弹，下游需求好转确定性较强。 3）限价令限制电煤，提高上限超预期：发改委先后发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格„2022‟303号）和2022年4号公告，对煤炭价格进行了规范。自5月1日起，煤炭中长期交易价格和现货价格均有了合理区间。我们认为限价令范围明确：针对的主要是动力煤中的电煤，不包括焦煤、无烟煤及非电用煤。现货价格上限上移超预期：现货价格上限较前期坑口不超700元/吨，港口不超900元/吨的限价上移，煤企盈利空间再次打开。 4）俄乌危机催化全球能源危机，海外煤价飙涨超预期：国际三大动力煤现货价格指数（纽卡斯尔NEWC动力煤现货价、南非理查德RB动力煤现货价、欧洲ARA港动力煤现货价）大幅攀升。叠加澳大利亚进口煤放开前景扑朔迷离以及印尼煤矿需要履行DMO带来的出口受阻，进口煤对国内市场供应量的补充作用有限，煤炭进口形势偏紧。高企的海外煤价，已经显著领先于国内煤价水平，进口转内贸或将进一步加剧沿海煤炭供应的紧张局面。 煤炭价格：动力煤方面，部分坑口价小幅探涨，下游电厂维持高日耗。 供给端，产地煤价整体继续走弱，市场采购积极性偏低，一些价格跌幅较大煤矿，其价格开始小幅探涨。需求端，高温酷暑天气下，沿海八省电厂日耗周环比上涨2.3%，叠加产地煤矿月末检修。沿海八省电厂日供煤有所下降，库存可用天数多在13天以下。国内电企集中招标海运煤结束后，中低卡印尼煤价格有所下滑，高卡印尼煤价小幅上涨，国内外动力煤价差仍存，煤炭进口依然困难，后续继续关注政策执行及迎峰度夏需求情况。焦煤及焦炭方面，下游需求有望