煤炭行业2023年中期策略：底部渐行渐近，重拾信心，春归有期

上半年煤价为何不及预期？进口超预期是煤价不及预期的主要原因。2022年1月印尼煤炭出口禁令、2022年3月俄乌战争，欧洲为了应对将失去的俄煤资源，在2022年8月初俄煤暂停进口前“超买”大量煤炭储备，并同步推升全球煤价，带来2022年纽卡斯尔6000卡煤价最高升至452.8美元/吨，并于澳大利亚5500卡价差最高扩大至274美元/吨。“超买”的结果除了带来能源的超预期溢价也衍生了许多商品订单的结构性调整，如更多长协煤炭订单涌入市场，这或将带来下游煤炭采购节奏和实际需求调节的节奏性错配，进而带来煤炭高库存结果。因此随着2022年冷冬不及预期，以及2023年以来欧洲经济动能疲软，能源消费速度放缓叠加欧洲煤炭/天然气库存持续高位，全球高卡煤价格从2022年年末持续回落，并在2023年5月中旬，因欧洲煤炭库存升至绝对高位无法缓解带来全球煤价的系统性崩塌，我国煤炭进口价差也在上半年明显修复，利润驱动下上半年煤炭进口增量明显。煤炭需求不及预期是煤价不及预期主要条件之一。2023年上半年，煤炭需求不及预期面临两个方面，一是宏观经济“内循环”动能不足，煤炭作为典型顺周期行业，需求与经济增速高度相关；二是房地产、基建、化工等煤炭直接终端行业发展不及预期。此外，2023年4-5月需求更为疲软，这也是导致4-5月煤价集中下跌的原因之一。 探究煤价“底部”在何处？我们认为本轮煤炭周期港口煤价底部预期在700元/吨左右。1）产地煤炭生产成本约400-500元/吨，平均450元/吨，鄂尔多斯至秦皇岛铁路运费255元/吨左右，国内煤炭生产成本底部对港口煤价支撑约705元/吨； 2）港口市场价格跌破680元/吨，将比长协价格低，因此680-700元/吨或为底部参考支撑之一；3）根据海外煤企财报，澳大利亚煤炭开采成本约550元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本到港最低约750元/吨；印尼中低卡煤炭开采成本约425元/吨，折算5500卡约520元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本及卡数折算到港最低约680元/吨。 煤价波动对上市公司业绩弹性测算。港口煤价底部是煤价下跌的压力测试，也可作为上市公司业绩弹性测算的标准。若港口煤价跌至700元/吨，中国神华预期年化利润约600亿元，对应股息率7.9%；山煤国际预期实现2023年50亿左右利润，对应股息率高达11.2%。若煤价维持在650元/吨以上，山煤国际股息率预期可维持10%以上，安全边际极高、性价比凸显。 若港口煤价跌至700元/吨，山煤国际、中煤能源、淮北矿业PE估值仍处于5-6倍较低水平。 动力煤：双重压力测试下构筑底部。受制于煤炭行业长期资本开支不足，煤炭供给端未来将愈发刚性，增量主要源于新建煤矿投产，预计2023年产量增速放缓至3%%；进口利润是决定进口量的绝对原因之一，目前北港煤价已跌至合理区间，目前进口价差已经倒挂，这或将限制动力煤进口量，我们预计2023年全年动力煤进口预期2.7亿吨；新旧动能转换，用电总需求存韧性仍存，叠加极端天气对能源安全的挑战，煤电托底保障作用凸显，电煤需求韧性仍存；随着货币政策的降息和降准，预期地产调控的松绑和基建投资的加码也或将接踵而至，非电煤需求或超市场预期；电煤长协总量及履约率的进一步提升，2023年市场煤（非电）实际供应增量远小于动力煤总供应增量，预期加大市场煤价格波动弹性。 炼焦煤：价格已至底部，低库存提供向上弹性，等待催化。下半年进口端压力有望边际缓解。1）蒙煤进口预期出现下降空间。持续到6月中旬，蒙煤进口市场延续疲软，口岸成交氛围较为冷清，或将限制蒙煤下半年延续高位进口的趋势。2）海运煤大幅倒挂，发运量持续下降。5月俄罗斯煤炭发运至我国比4月平均回落约6.7%，截至6月12日，澳大利亚峰景矿硬焦煤进口约倒挂301元/吨。上半年炼焦煤需求并不“悲观”，等待钢厂利润改善。2023年1-4月炼焦煤累计需求1.93亿吨，同比增长5.8%，下游钢厂库存、利润目前也面临多重利好，截至6月9日当周，钢厂炼焦煤库存已降至728万吨；截至6月9日当周，螺纹即期毛利约-81元/吨，较一季度盈利水平明显修复。焦煤价格已接近往年价格均值，考虑到下半年进口压力有望边际缓解，下游低库存的影响或有所体现，市场投机情绪得到阶段性改善，焦煤需求有望底部反弹且仍存惊喜。 焦炭：4.3米焦炉关停或致行业盈利明显改善。产能置换周期的“空窗期”或是焦化企业利润修复的最佳阶段。截止2023年2月底，在产产能55890万吨，其中碳化室高度4.3米及以下（含热回收焦炉）产能约11233万吨，5.5米及以上产能约44657万吨，化解过剩产能，提高焦化质量的不断改进，已成为必行趋势。焦化行业的“关小上大”、淘汰落后生产工艺，严控焦化产能，科学调控焦炭产量已成为各省焦化行业的重要工作。根据钢联数据，2023年1-4月，全国已确定淘汰焦炉17座，分别是山东、云南、内蒙、山西，合计淘汰焦化产能563万吨，根据钢联数据测算，我们预计约仍存在10500万吨焦化产能面临退出，约占比焦炭总产能20%。从更长周期来看，5.5米以下的焦炉也面临陆续退出的计划，届时焦炭供需缺口有望延续，支撑焦价延续高位；同时，随着中小产能持续清退、整合，未来伴随着焦化行业准入标准的提高，焦化企业集中度将得以提升，行业格局边际改善，焦化行业的产业链议价能力也将明显增强。 投资建议。我们近期反复强调“国内煤炭基本面毫无疑问是偏弱的，偏弱的煤炭基本面使得市场预期愈加悲观；因此重拾信心才是当前的关键所在，耐心等待政策带来的反转是今后一段时间胜率和赔率极佳的机会”。我们依旧认为在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。且考虑到煤企高利润有望长期持续、高现金流背景下不断提高分红比例，当前被市场所低估的高股息、资源行业的优秀企业，未来有望走上重估之路。此外，伴随着国企改革的持续推进，中国特色估值体系的指引也将逐步清晰，叠加考核指标优化，国央企正在迎来基本面改善和中特估值体系的“双击”。重点推荐“中特估”的中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源；煤企中唯一入选“专精特新”示范企业的潞安环能；看好低估值、高股息的山煤国际；看好煤、气产能扩容的广汇能源；关注焦煤板块的山西焦煤、平煤股份；煤炭转型先锋华阳股份；受益煤电建设提速的盛德鑫泰、青达环保。 风险提示：在建矿井投产进度超预期，下游需求不及预期，预测假设产生的不确定性风险。 重点标的 股票代码 1.行情回顾：上半年行情趋弱，略逊于市 今年以来，煤炭板块与沪深300走势基本保持一致，直至5月中旬，受海外煤价下行影响，国内煤价加速下跌，带动市场预期迅速恶化，二级市场也随基本面变化明显调整。 第一阶段（年初至5月中）：双轨制延续，供应高位叠加进口增量下，煤炭市场迎来高库存阶段，煤价中枢延续下行趋势，但二月中旬及假期前后，阶段性补库&供应端扰动仍带来煤价短期高弹性上涨。煤炭板块亦随基本面变化调整，基金持仓持续下降，3-4月煤企陆续释放2022年业绩，部分超预期&高股息煤企获得机会，板块整体维持震荡。 第二阶段（5月中至今）：海外煤市风险释放&国内煤炭社库持续高位成绝对压力&内需“不及预期”等多重利空因素加速煤价下行动力，煤炭板块随煤价同步调整，悲观情绪释放。煤价快速下跌后出现止跌迹象，基本面压力暂时缓解。 图表1：中信煤炭指数收盘价 2023年初至6月26日，沪深300指数下跌2.01%，中信煤炭指数下跌6.43%，跑输沪深300指数4.42个百分点，位居29个行业涨跌幅榜第19位。个股方面，2023年年初至今，煤炭板块21家上市公司中6家上涨，15家下跌。 涨幅前五：恒源煤电、冀中能源、潞安环能、中国神华、山煤国际，涨幅分别为15.34%、12.89%、8.37%、7.49%、5.26%。 跌幅前五：晋控煤业、平煤股份、广汇能源、华阳股份、兖矿能源，跌幅分别为-26.59%、-26.30%、-19.40%、-16.32%、-15.72%。 图表2：2023年初至今煤炭行业位居29个中信一级行业第19位（截至2023年6月25日） 图表3：2023年煤炭板块公司涨跌幅排行（截至2023年6月25日） 2.上半年煤价为何不及预期？ 进口超预期是煤价不及预期的主要原因。2022年1月印尼煤炭出口禁令、2022年3月俄乌战争，欧洲为了应对将失去的俄煤资源，在2022年8月初俄煤暂停进口前“超买”大量煤炭储备，并同步推升全球煤价，带来2022年纽卡斯尔6000卡煤价最高升至452.8美元/吨，并与澳大利亚5500卡价差最高扩大至274美元/吨。“超买”的结果除了带来能源的超预期溢价也衍生了许多商品订单的结构性调整，如更多长协煤炭订单涌入市场，这或将带来下游煤炭采购节奏和实际需求调节的节奏性错配，进而带来煤炭高库存结果。因此随着2022年冷冬不及预期，以及2023年以来欧洲经济动能疲软，能源消费速度放缓叠加欧洲煤炭/天然气库存持续高位，全球高卡煤价格从2022年年末持续回落，并在2023年5月中旬，因欧洲煤炭库存升至绝对高位无法缓解带来全球煤价的系统性崩塌，我国煤炭进口价差也在上半年明显修复，利润驱动下上半年煤炭进口增量明显。 印尼煤进口价差明显修复。2022年1-5月15日，我国进口印尼煤价差（国内-国外）平均约-177.12元/吨，2023年1-5月15日，我国进口印尼煤价差（国内-国外）平均约51.03元/吨。我国进口印尼煤主要是动力煤，尤其华南地区电厂原材料入炉要求基本和印尼中低卡煤质一致，因此价差修复明显，有利于电力企业平滑原材料成本，印尼煤进口也大幅增加。 蒙煤通关效率已经恢复。2020年以来，受宏观大环境影响，蒙煤通关效率大幅受限，2020年蒙煤进口总量2855万吨，甘其毛都平均通车量526车/日；2021年蒙煤进口总量1644万吨，甘其毛都平均通车量185车/日。2022年蒙煤进口总量3155万吨，甘其毛都平均通车量444车/日。2023年限制效率等客观因素已经退却，蒙煤进口大幅修复，2023年1-5月蒙煤进口2399万吨，同比+331.4%，2023年年初至6月10日，甘齐毛都平均通车816车/日，基本已恢复至2019年同期状态。 俄煤进口超预期。部分贸易商因前期政策2023年4月1日前俄煤进口免关税影响，今年前四个月大幅通关俄煤，使得俄煤进口与下游需求节奏错配并对港口炼焦煤库存形成一定压力。2023年1-5月进口俄煤4070万吨，同比+119.4%。 澳煤禁令取消，进口增量&高卡煤紧张局面缓解。时隔近两年澳煤通关恢复，除了进口来源与进口量的补充外，澳煤优质高卡煤种正弥补我国煤炭市场稀缺资源，缓解我国高卡煤紧张压力。2023年1-5月我国进口澳煤1173万吨，同比+336.3%。 综上，2023年1-5月我国进口原煤18,207万吨，同比+89.8%，其中动力煤进口13,654万吨，同比+91.3%，炼焦煤进口3,786万吨，同比+79.6%。 图表4：全球煤炭价格指数（美元/吨） 图表5：印尼中低卡煤价及澳大利亚5500K煤价（美元/吨） 图表6：印度电厂日耗（万吨） 图表7：印度电厂库存（万吨） 图表8：全球煤炭发运（万吨） 图表9：欧洲煤电发电量（万吨） 图表10：煤炭进口趋势（万吨） 图表11：动力煤进口趋势（万吨） 图表12：炼焦煤进口趋势（万吨） 图表13：印尼煤进口趋势（万吨） 图表14：蒙古煤进口趋势（万吨） 图表15：俄罗斯煤进口趋势（万吨） 国内煤炭需求（尤其非电）不及预期是煤价不及预期的重要原因。2023年上半年，煤炭需求不及预期面临两个方面，一是宏观经济“内循环”动能不足，煤炭作为典型顺周期行业，需求与经济增速高度相关；二是房地产、基建、化工等煤炭直接终端行业发展不及预期。此外，2023年4-5月需求更为疲软，这也是导致4-5