动力煤深度：基本面和高股息双翼驱动投资价值

证券研究报告 动力煤深度: 基本面和高股息双翼驱动投资价值 有色与新材料强于大市（维持） 平安证券研究所有色与新材料研究团队 分析师：陈潇榕S1060523110001（证券投资咨询）邮箱：chenxiaorong186@pingan.com.cn 研究助理:马书蕾S1060122070024（一般从业资格）邮箱：mashulei362@pingan.com.cn 2024年7月5日 请务必阅读正文后免责条款 核心摘要 •动力煤价格体系：长协交易为主，基本面重塑后煤价中枢抬升。我国煤炭定价机制的主导因素主要有两种，一种是供求关系决定的市场化定价，另一种是国家干预的长期协议价。改革开放以来，我国动力煤价格机制的形成经历了4个阶段，分别是1978-1992年政府管制下的计划经济定价、1993-2012年价格双轨制、2013-2015年市场化定价、2016年至今长协定价为主导，2021-2022年供需基本面重塑，长协定价机制调整，基准价由535元/吨上调至675元/吨，整体煤价中枢上移。 •基本面：需求弹性尚显强劲，供给增量弹性有限。需求端，2020年以来我国发电量/GDP弹性系数均大于1，在新能源、AI等新质生产力加快内需释放和制造业出口持续回暖的共振驱动下，中性预期2024年我国全社会用电量增速约6.5%，电煤消耗量有望同比增长3.6%左右，叠加化工用煤高增带动非电煤需求，预计2024年动力煤耗量同比增加约3.5%至41.81亿吨。供给端，2019年为我国煤矿批复高峰期，此后新批煤矿产能明显下降，且在2022年前后为解决供不应求问题加快了产能释放，因此我们认为中远期煤炭供应增量或有限。按照2024年煤炭主产地规划，山西因查三超调减目标值，其余省以稳为主，晋陕蒙新黔鲁六省全年计划原 煤产量合计约为40.5亿吨，较2023年仅同比增加0.2亿吨，增速显著放缓。此外，中小型煤矿持续出清，落后产能淘汰或进一步削减煤炭供应增量。我们预期2024年我国动力煤产量增加约0.32亿吨至38.06亿吨，澳煤进口恢复和蒙煤低价优势下动力煤净进口预期增加8%至3.76亿吨，预计今年我国动力煤供需将呈紧平衡状态。从新批煤矿分布来看，内蒙和新疆规模领先，近年来疆煤产量贡献持续提高，“一主两翼”铁路线成型打开疆煤外运格局，未来疆煤或提供我国煤炭主要增量。 •成本端：生产成本曲线抬升，疆煤高运价支撑煤价中枢。我国新批煤矿单位固定资产投资成本明显上移，特别是2019年煤矿批复高峰期后，以陕西历年新批煤矿为例，单吨投资成本从2011年的550元/吨提高至2022年的1492元/吨。同时，各主产地代表性煤企单吨生产成本也均呈明显抬升趋势，经梳理，各省代表性煤企2016-2023年单位生产运营成本涨幅如下：山西+65%，陕西+74%，内蒙古+95%，疆煤-广汇能源+72%。此外，疆煤坑口价相对其他地区处于低位，但整体呈抬 升趋势，且外运疆煤高成本起到支撑价格中枢的作用，据测算，新疆吐哈煤田和准东煤田产出煤炭经铁路运至秦皇岛港综合成本达约886元/吨和1012元/吨。 •从投资层面来看，煤企资本增厚、盈利改善，高股息高分红凸显投资价值。资本开支方面，在经历了2013-2019年长期的低资本开支和产能出清后，2020年后煤企资本开支重启上行，2021年后煤价上涨增厚煤企资产、负债率显著回落，煤企资产负债表持续修复。资源型煤企用于煤炭矿井基建的资本支出自2012-2013年高点回落后，2015-2022年期间长期处于低位，部分煤企2023年基建支出才再次有所提升，考虑到煤矿3-5年的建设周期，2023年增加的资本开支或将在2026年后 兑现为增产。股息分红方面，2021-2022年煤炭供需错配，长协基准价抬升，煤企净利润和现金流显著增厚，盈利改善和资产负债表的修复最终反馈在股息分红率的持续提升上，2016年以来代表性煤企年分红总额占经营性现金流的比例明显提高，国内煤企股息相对收益率自2021年显著提升后，目前仍处相对高位，国内煤炭股高资本回报优势凸显。此外，从估值角度来看，我国煤企EV/EBITDA相较于海外高分红能源型企业仍偏低，具备估值提升空间。 •投资建议：短期夏季用电高峰期将迎，看好三季度电煤需求释放，中期动力煤需求弹性尚显强劲，而供给增量有限，山西查三超产量削减幅度较大，其余主产地供应以稳为主，预计今年我国动力煤供需呈紧平衡状态，煤价中枢有较强支撑。此外，在当前国内相对低利率环境下，煤企股息分红相对收益率显著高于十年期国债率，具备较强确定性的相对高收益投资或更具吸引力。建议关注“中特估+高股息高分红”资源型煤企-中国神华、兖矿能源、陕西煤业、中煤能源。 •风险提示。1）电力需求不及预期的风险。2）水电贡献大幅增加挤占火电需求的风险。3）煤企资本开支大幅增加，股息率和分红比例下调的风险。4）旺季需求不及预期，煤炭库存持续高位的风险。 CONTENT 定价端：长协交易为主，基本面重塑后基准价上移 目录需求端：新质生产力加持，电煤需求弹性尚显强劲 供给端：煤矿产能弹性有限，疆煤将贡献主要增量 成本端：成本曲线抬升，疆煤高运价支撑煤价中枢 煤企端：资本增厚、盈利改善，高股息凸显投资价值 投资建议与风险提示 我国煤炭定价机制的主导因素主要有两种，一种是供求关系决定的市场化定价，另一种是国家干预的长期协议价。据此，改革开放以来，我国动力煤价格机制的形成经历了4个阶段，分别是1978-1992年政府管制下的计划经济定价阶段、1993-2012年价格双轨制、2013-2015年市场化定价、2016年至今长协定价为主导。 我国煤炭具有“资源分布与需求分布空间错位”的特性，内陆晋蒙陕动力煤外运即“西煤东运”主通道是大秦铁路，而港口煤炭则集中于环渤海地区，秦皇岛港是我国“北煤南运”大通道的主枢纽港，由于供需区域的分离，煤炭产品从坑口价（成本+利润+地方税费等）到库提价间包含较高占比的运费，据煤炭资源网，煤炭本身坑口价格占终端价格的60%左右，中间运输环节的权重接近40%。 煤炭完全成本（采 煤炭价格指标和定价机制的变迁 矿成本）+资源税+增值税+矿产资源补 +煤炭洗选 +铁路/公路运费+港口杂费+堆存费等 +保险费 +海运费煤炭入库前价格 偿费等+利润+各项 煤炭生产商 出厂价 基金 费用及利润 铁路运费:约0.1元/吨公里海运费:秦皇岛-广州约55元/吨 +仓库使用费 坑口价 +汽车短途运费+地方煤运收费+站台费+代收费+税费公里运费：约0.3-0.5元/吨公里 到库价 到岸价 平仓价 车板价 2016年至今：长协+市场价 2016年底，政府推动煤电双方 签订中长期合同，建立“基础价+浮动价”的长协价格机制 库提价 +运费+运输途中的其他费用 2022年至今：长协主导 2022年，长协定价机制调整， 基准价格由535元/吨上调至675 元/吨，并调整浮动价参考指数 2013-2015年市场化定价 1）2012.12.25国务院印发《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，2013年起取消重点电煤合同，实施电煤价格双轨制 2）2013年，动力煤/焦煤期货上市,建立全国煤炭交易会制度 1993-2012年向市场化定价过渡，实施价格双轨制 1）1992年徐州和枣庄矿务局开展煤价市场化试点 2）1994年国家宣布取消全国统一的煤炭计划价格 2）1996年为确保电煤稳定供应，政府制定电煤指导价格 3）2002年取消电煤政府指导价，提供参考性协调价格 4）2004年建立煤电价格联动机制，形成电煤价双轨制 5）2005年政府不再调控电煤价，但仍会采取临时性措施 6）2009年网上汇总取代煤炭订货会，政府淡出煤价谈判 1992年前：政府管制 1）1978年以前，煤炭 生产由国家统一调配； 2）1978-1992年，煤 价主要由原煤炭工业部和国家物价局定价 资料来源：中国煤炭报，中国政府网，平安证券研究所 现阶段我国动力煤仍实行双轨制但以长协为主导，电煤要求100%执行长协定价，部分非电煤以市场价交易。2017年我国煤炭长协价执行“基准价+浮动价”的定价机制，2022年5月起，新长协机制落地实施，基准价从535元/吨调整为675元/吨，全国煤炭交易中心综合价格指数替代中国沿海电煤采购价格指数，新机制下，秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协港口区间价落于570元/吨-770元/吨，新长协机制提高基准价、减少浮动价波动性，整体抬升煤企盈利中枢的同时一定程度上保证了其盈利的长期稳定性。目前现货价实际反应的是非电煤市场供需变化，而长协价参考现货价格指数签订，因此电煤的供需对现货价也有较大影响，并起到支撑煤价中枢 的作用。 800 我国动力煤长协价（元/吨） 2017201820192020 2021202220232024 新旧长协定价机制对比 旧机制（2017年） 新机制（2022年） 535*0.5+上月最后一期的（环渤海动 675*0.5+每月最后一期的（全国煤炭交易中心综 定价 力煤价格指数+秦皇岛5500大卡动力 合价格指数CECI+环渤海动力煤价格指数+秦皇 公式 煤综合交易价格+中国沿海电煤采购 岛动力煤综合交易价格指数）*0.5/3 价格指数）/3〕×50% 其中CECI是唯一参考发电侧电煤采购价的指数 浮动±6%内（500-570元/吨)，不采 合理区间：秦皇岛港动力煤(Q5500)年度长协港 取调控措施；浮动6%-12%，加强监 口价570元/吨-770元/吨；晋陕蒙三大产区坑口煤 价格浮 测、适时引导；浮动超12%（大于 长协价的合理区间：山西370元/吨-570元/吨、陕 600元/吨或小于470元/吨），启动平 西320元/吨-520元/吨、蒙西260元/吨-460元/吨、 抑煤价异常波动响应机制 蒙东200元/吨-300元/吨（3500千卡）。 煤企执行要求 国有大矿对下游发电供热用煤企业执行长协价，非电热企业购煤可采用市场价。大型煤炭企业将长协价细分为年度长协价和月度长协价。 鼓励双方多签3年及以上长期的“一口价”合同；原则上覆盖所有核定产能30万吨/年及以上的煤炭生产企业，煤企签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上。发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。 执行长协比例 年长协35%+月长协40%+现货价25% 发电供热用煤首次100%按长协执行 750 700 650 600 550 500 1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月 资料来源：wind，中国煤炭网，中国政府网，平安证券研究所 高比例签署年度长协，盈利增厚、稳定性提升。以中国神华为 例，据公司公告，2018年至今公司长协定价占比均在80%以上，新定价机制实施后，2023年年度长协占比提升至57.5%。2017年原长协定价机制落地，公司利润显著增厚，2021-2022年煤炭供应紧张时期，新机制出台，基准价首次上调，同时为响应国家提倡的提高现金分红引导价值投资，自2019年以来公司分红比例明显抬升，长协价签订维持了公司盈利稳定性，同时保障了高现金分红 的兑现。 800 700 600 500 400 300 200 100 0 中国神华归母净利润和分红比例 归母净利润（左轴,亿元）分红比例（右轴） 120% 100% 80% 60% 40% 20% 2022 2023 0% 中国神华年度长协比例提升 %年度长协月度长协现货坑口直接销售 70 60 50 40 30 20 10 0 201820192020202120222023 元/吨 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2021年以来中国神华长协价中枢抬升 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 年度长协月度长协现货坑口直接销售 2018201920202021202