估值修复不会缺席，矛盾难解，价格或存惊喜

行情回顾：一路领跑。今年年初以来，煤炭板块共经历三轮行情。每轮调整低点均未破前低，高点均创新高，重心逐步上移。主因国内供给受限叠加海外能源危机的主要矛盾未得到根本解决，国内供需总体处于供需平衡偏紧状态，行业高景气持续。 市场总结及展望。其一，即使考虑乐观需求预期和统计口径，供需难以匹配库存变化，使得市场难以通过静态的供需分析对未来煤炭价格进行判断。其二，产区集中度进一步提高，煤炭外运存瓶颈（晋陕蒙地区受制于铁路车皮不足、煤矿生产和铁路运输均衡性的矛盾愈发突出）。其三，非电需求为价格核心，传统库存周期和季节性或弱化（“金九银十”时期，煤价开启超预期上涨，即“淡季不淡、旺季不旺”）。其四，电煤长协数量和履约率的进一步提高，非电用煤供应被动压缩，其价格弹性不降反升。其五，全球煤炭贸易格局重塑仍未结束，摩擦成本&开采成本的增长，海外煤价依旧保持高位。 动力煤：供需紧平衡，结构矛盾仍存。随着电煤长协总量及履约率的进一步提升，2023年市场煤（非电）供应甚至存在缩减可能，同时，海外煤市仍然紧张，进口利润难以大幅扩张。需求端，用电高增背景下煤电托底保障作用凸显，随着经济的边际修复和地产行业平稳健康发展，非电用煤或存惊喜。根据我们对动力煤供需两端的测算，我们预计2023年动力煤市场总体呈现供需基本平衡但阶段性偏紧的格局，煤价波动幅度或加大，中枢或超市场预期。 焦煤：供应改善，需求决定价格。考虑到炼焦煤存量矿井面临较大的安全和环保压力，叠加炼焦精煤洗出率持续下降，国内供应弹性有限，蒙古疫情&贸易利润是影响我国炼焦煤进口的核心因素，即使澳煤恢复，对炼焦煤进口增量仍需谨慎乐观，预计2023年蒙煤进口略有改善，俄煤进口延续今年下半年水平。焦煤需求核心矛盾在于“钢材需求&钢厂利润”，在地产“三箭齐发”，监管部门密集表态支持政策的背景下，2023年终端需求边际好转，焦煤需求预计实现同比增长。根据我们对2023年焦煤供需两端的判断，我们预计焦煤供需矛盾缓和，价格高位回落，若地产超预期，焦煤价格亦存在“惊喜”可能。 投资策略。本轮周期与以往有着本质区别，高盈利却未见资本无序扩张（国内外），地缘冲突致海外能源结构巨变（气候安全转向能源安全），长协平抑价格波动，需求具备消费属性（韧性）；且“2023年电煤中长协合同签订履约工作方案”已经下发，明年电煤长协延续今年下半年的执行政策，煤企高盈利仍将得以持续。高现金流带来高比例分红回馈股东，即煤炭行业未来有望呈现“高盈利、高现金流、高分红、可持续”的三高一续特征，其势必将带来“能源转型背景下的价值重估”。坚守核心资产，看好高长协占比、高分红煤企的估值修复，重点推荐：中国神华、兖矿能源、陕西煤业、中煤能源； 看好煤、气产能的扩容的广汇能源；重点推荐焦煤板块的山西焦煤、潞安环能、平煤股份；煤炭转型先锋华阳股份。 风险提示：在建矿井投产进度超预期，下游需求不及预期。 重点标的 股票代码 1.行情回顾：一路领跑 今年年初以来，煤炭板块共经历三轮行情。每轮调整低点均未破前低，高点均创新高，重心逐步上移。主因国内供给受限叠加海外能源危机的主要矛盾未得到根本解决，国内供需总体处于供需平衡偏紧状态，行业高景气持续。 第一轮（1月~4月）：新年伊始，稳增长信号强烈，能耗双控边际放松，又逢冬奥补库需求；而供应端受印尼出台出口禁令出台影响，有收紧预期，供需趋紧下，煤价攀升，煤炭板块迎来上涨行情。4月初，煤企陆续发布一季报业绩预告，多数远超市场预期，推动本轮行情走向高潮。后随着部分资金出场兑现，及煤价回落（疫情复发、采暖季结束致需求承压），此轮行情步入尾声。 第二轮（5月~8月）：疫情恢复得当，复工复产加速推进，宏观氛围转暖，旺季前集中补库和疫情后制造业赶工对需求双重集中刺激，煤价缓慢上行，煤炭板块迎来第二轮行情。后因需求不及预期（高温不及预期，建材、化工煤采购需求较弱），板块进入调整。 第三轮（8月~11月）：8月初高温&水电出力不足致电煤需求远超预期库存加速去化，叠加“金九银十”下游冶金、化工等开工率上行，采购需求快速提升，同时煤矿安全事故频发，加剧市场对供应收缩的担忧，促使煤价上涨，第三轮行情启动。 后因煤企三季报业绩略低于预期（电煤长协比例进一步提高，成本提升&资产减值等），叠加煤炭基本面走弱，盘面震荡调整。 图表1：中信煤炭指数收盘价 煤炭累计涨幅稳居全行业首位。年初至12月6日，煤炭板块以29.8%的累计涨幅居行业首位，跑赢沪深300指数49.5pct。 子板块而言，动力煤（52%）、焦煤（29.6%）子板块相对优异。 个股而言，山煤国际（130.4%）、兖矿能源（80.2%）、潞安环能（75.2%）、陕西煤业（74.2%）、山西焦煤（68.8%）等表现相对优异。 图表2：中信一级行业年初至今涨跌幅 图表3：煤炭子行业年初至今涨跌幅 图表4：煤炭行业上市公司年初至今涨跌幅 2.市场总结及展望 2.1.供需难以匹配库存变化 众所周知，库存是供需关系的重要表现，即“期末库存=期初库存+当期供应（国内+进口）-当期需求”。但我们发现2022年至今，煤炭供需盈余与累库幅度大相径庭，极大得增加了市场对价格判断的难度。 产量方面，2021年1~10月全国原煤生产32.97亿吨，2022年1-10月全国原煤生产36.86亿吨，产量同比增量约3.9亿吨；2021年1-10月全国原煤进口2.58亿吨，2022年1~10月全国进口2.3亿吨，进口同比减量约0.28亿吨。简单估算2022年1~10月煤炭供应端较去年同期增长约3.6亿吨。 库存方面，根据中国煤炭运销协会数据： 1）2022年1~10月，全国火电厂存煤增加约300万吨、全国港口存煤增加约1000万吨，全国煤炭企业库存增加1400万吨，炼焦煤全口径库存减少890万吨，简单估算煤炭库存在2022年初至10月末增加约1800万吨。 2）2021年1~10月，全国火电厂存煤减少约1100万吨、全国港口存煤增加约500万吨，全国煤炭企业库存增加200万吨，炼焦煤全口径库存减少960万吨，简单估算煤炭库存在2021年初至10月末减少约1400万吨。 综上，即使在乐观预期（考虑热值下降，假设2022年1~10月煤炭需求累计同比增长4%，增量约1.5亿吨）下，2022年供需盈余减去2021年库存缺口（3.6亿吨-1.5亿吨-0.14亿吨≈1.96亿吨）亦难以匹配2022年初至今的库存增量（约1800万吨），即使考虑到统计口径的原因，但如此巨大的差异，使得市场难以通过静态的供需分析对未来煤炭价格进行判断。 图表5：2021-2022年全国火电厂煤炭库存量 图表6：2021-2022年全国主要港口煤炭库存量 图表7：2022年初至今全国煤炭企业库存增加1400万吨 图表8：炼焦煤总库存（万吨） 2.2.产地集中度持续提升，煤炭外运存瓶颈 “晋陕蒙”产量集中度持续提升。2022年1~10月，全国累计生产原煤36.9亿吨，其中山西产量10.69亿吨，占比29%；内蒙产量9.70亿吨，占比26.3%；陕西6.16亿吨，“晋陕蒙”集中度高达72.1%。 图表9：2022年1~10月“晋陕蒙”集中度高达72.1% 产区铁路外运能力存瓶颈，或难以匹配煤炭外运需求。我国煤炭供需呈逆向分布特征，由此构成了“北煤南运，西煤东运”的运输格局。随着煤炭主产区进一步向“晋陕蒙（新）”集中，跨省跨区调运需求持续增加，运输环节的瓶颈逐步显现。 一方面，运用车辆（运煤敞车）或不足。根据呼局每天请、批车数据，发现自2021年年末产量增加后，呼局请车批次于3~4月升至高位（约14000列），但实际批车数量始终未能突破4500列，我们预计此举或与铁路运煤敞车数量不足有关。 一方面，运力（尤其用煤高峰期）瓶颈或逐步显现。“三西”外运通道主要指北通道（大秦线，神朔黄线）、中通道（石太线）和南通道（太焦线，陇海线，宁西线）以及浩吉铁路等。截至2022年末，上述主要干线运能约23亿吨/年，远低于“三西”地区煤炭产能28亿吨（截至2022年1月）。从煤炭货运增速来看，2022年1~10月，全国铁路煤炭运量22.3亿吨，同比增长6.7%（同期煤炭产量增速10%），其增速低于产量增速。在近期中电联发布的《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》中亦指出“煤炭产业格局转为“中西部为主、向晋陕蒙集中”，多个煤炭产区成为煤炭净调入省，部分区域用煤大量依靠跨省区调运。电煤消耗季节性波动明显，与煤矿生产、铁路运输均衡性的矛盾越来越突出”。我们预计随着产区集中度的进一步提升，伴随电煤消耗季节性波动明显，运输环节“卡脖子”的现象或将愈演愈烈。 图表10：呼局请车批次于今年3-4月至历史高位（列） 图表11：实际批车上限仅最多4400列左右（列） 图表12：主要煤运铁路线 图表13：全国煤炭铁路发运量趋势（亿吨） 图表14：煤炭主要运输铁路线运能 2.3.非电需求为价格核心，传统库存周期和季节性或弱化 非电需求逐渐成为决定市场煤价的核心因素，传统淡旺季或遭颠覆。2022年上半年，“303号文件”、“第4号公告”陆续出台，发改委对电煤长协的签订数量、定制机制、价格运行区间均做出明确规定，电煤长协市场脱离现货运行，逐渐“独立”。 非电用煤主要是指建材、化工用煤，其需求旺季与电煤市场相左，主要为“金三银四”、“金九银十”，所以我们发现2022年动力煤长协新规陆续框定后，传统动力煤“迎峰度夏”、“迎峰度冬”的季节性旺季已明显弱化，相较之下在“金九银十”时期，煤价开启超预期上涨，即所谓“淡季不淡、旺季不旺”。 图表15：2021年后，动煤传统季节性旺季已遭颠覆（元/吨） 煤电托底保障任务艰巨，电厂库存周期或已弱化。库存成本是电力企业经营重要一环，随耗煤季节性呈现主动去库、主动补库的周期现象。但随着长协制度兑现，电厂每月采购数量有履约要求，且何时采购价格变动不大，进而失去库存管理意愿，叠加国家发改委对发电企业最低库存严格要求，若电厂不提高库存，其发电量配额或会受影响。2022年全国电厂库存长期维持高位，传统商品研究“库存周期影响价格”逻辑也已弱化，在长协煤严格履约的市场中，高位电厂库存对煤价压力明显减轻。 图表16：2022年电厂库存周期或已弱化 图表17：国家和各省对电厂库存要求细则 2.4.动煤“双轨”制度延续，现货波动加大 2022年电煤长协力争100%全覆盖，双轨制全面贯彻，2023年电煤长协政策延续，执行力度进一步提高： 1）供应端，明确各产煤省区全年合计26亿吨任务目标，延续“煤企签订中长期合同数量应达到自有资源80%以上”，新增“煤企签订中长期合同数量不低于动力煤资源量的75%”。 2）需求端，补充“原则上按照2022年国内耗煤量（扣进口）的105%衔接资源”、以及“鼓励双方按2022年下半年签订的量价齐全合同2倍数量签订2023年长协合同”。 3）价格方面，延续“303号文件”中对重点地区煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间，下水煤也延续“基准价（675）+浮动价（CCTD、BSPI、NCEI）”定价机制。 4）履约方面，要求按照月度足额履约，季度、年度需达到100%。 5）运力配置，增加“签订产运需三方合同”，明确“铁路运输企业应优先为数量、计划明确的电煤中长期合同配置运力，未足额配置电煤中长期合同运力前，暂不受理其他用煤合同运力配置”等。 综合来看2023年电煤长协政策，对“量”+“价”的主要内容延续，补充全年电煤总量26亿吨，同时增加了长协煤履约煤质、及运力协调要求。我们预计2023年长协价格稳中有升（远低于现货价格），同时随着电煤长协数量和履约率的进一步提高，非电用煤供应被动压缩，其价格弹性不降反升。 图表18：动力煤长协&现货价格一览（Q5500，元/吨） 图表19：2022年与2023年“电煤中长期合同细则”比较 图表20：重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间（元/吨） 2.5.全球煤炭贸易格局重塑仍