2022年中国神华研究报告 依托煤炭资源禀赋，低成本构筑核心竞争力

“两稳一高”的能源龙头，低成本构筑核心竞争力

煤炭生产：依托资源禀赋打造低成本千万吨级矿井群

中国神华拥有神东矿区、准格尔矿区、胜利矿区及宝日希勒矿区等优质煤炭资产，截止 2022 年 6 月 30 日，公司的煤炭保有资源量为 330.9 亿吨、煤炭保有可采储量 140.5 亿吨。截至 2021 年底，公司核定煤炭产能供给 3.4 亿吨，约占全国的 8%。公司的核心资源位于神东 和准格尔矿区，神东矿区是世界首个 2 亿吨级现代化大型煤炭生产基地，矿区的补连塔煤 矿是世界最大的单井煤矿；准格尔矿区的黑岱沟矿是我国最大的露天煤矿。在公司的煤矿 资产中，大部分为千万吨级煤矿，而在产能超 2000 万吨的 6 座大型煤矿中 4 座为低成本的 露天优质煤矿。

得益于产能体量大且低成本露天煤矿占比高，公司自产煤生产成本一直以来维持在行业较 低水平。2011-2021 年间吨煤生产成本维持在 150 元/吨内，1H22 受人工成本上涨影响， 单位生产成本上升至 165 元/吨，仍处于行业成本曲线最低端的水平。公司自产煤产量长期 维持在 3 亿吨左右水平，此外公司内蒙古新街台格庙矿区仍在待开发中，目前已取得新街 台格庙北区及南区的探矿权证，矿区保有资源量 108 亿吨，总设计产能规模为 6200 万吨/ 年。公司表示将在“十四五”期间争取新街一井、二井进行开工建设，为远期产量扩张作 蓄力储备。

煤炭运输：完善的自有运输网络（产地-中转地-消费地）确保利润最大化

公司拥有包括铁路、港口以及航运在内成熟的综合性运输网络，衔接了上游生产地与下游 消费地区的运输，实现了产运销的高效协同。铁路方面，公司形成了“晋陕蒙”煤炭基地 的环形辐射网、“神朔—朔黄线” 西煤东运大通道以及环渤海能源新通道黄大铁路。总铁 路营业里程为 2,408 公里，为国内第二大铁路运营商。港口方面，公司拥有包括黄骅港、 天津煤码头以及珠海煤码头在内共计 2.7 亿吨吞吐能力的码头。公司 2021/1H22 完成装船 量 2.6/1.05 亿吨，其中黄骅港煤炭下水量连续 3 年蝉联我国港口首位，是我国西煤东运、 北煤南运第二大通道的重要出海口，为增产保供提供保障。航运方面，公司拥有船舶总载 重量 218 万吨，航线覆盖黄骅、天津、秦皇岛等主要港口，2021/1H22 货运量达 1.2 亿吨 /6,580 万吨。

煤炭转化：煤电协同平滑周期波动且提升资产效率

截至 2021 年底，公司发电总装机容量 3,790 万千瓦，其中燃煤发电 3,682 万千瓦、燃气发 电 95 万千瓦、水电 12.5 万千瓦。公司的电力业务因发电耗煤 80%以上来自公司内部从而 实现较低成本，同时公司在煤电一体战略下，发电机组利用小时数较行业平均水平高出约 300 小时左右，板块盈利表现优于行业。2021 年四季度，在国内多地出现用电紧张煤炭短 缺的背景下，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，将 市场交易电价上下浮动范围由分别不超过 10%、15%，调整为原则上均不超过 20%，并且 高耗能行业不受 20%限制，浮动范围的调整扩大了用电紧缺时的电价上移空间。

近年来公司积极推进电力市场化改革，市场化交易电量占比逐步提升。2022 年 1 月，国家 发改委和能源局联合出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到 2025 年全国统一电力市场体系初步建成，到 2030 年全国统一电力市场体系基本建成的总 体目标。随着电力市场化改革的进行以及电价的上浮，公司电力板块毛利情况有望得到改 善。

中国神华的单位燃煤电力成本中煤炭占比约 70%-80%，公司可充分受益于其自产煤的低成 本优势。同时从抗周期性的角度来看，公司的电力板块业务可在煤价下行期间对煤炭板块 的盈利下滑形成一定对冲。2012-2015 年期间，受煤炭产能过剩以及经济增速回落的影响 导致煤价持续下行，行业盈利逐步收缩，公司煤炭板块毛利率期内下滑 12.6 个百分点，但 电力板块因成本下移而得到改善，毛利率扩大 11 个百分点。在 2015 年煤炭全行业普遍亏 损之时，中国神华仍于当年实现了 9.1%的净利率（161 亿元净利润），体现了煤电板块间 让利的有效对冲。

高长协占比锁定稳健盈利

2022 年国家发改委在最新的中长期交易价格指导中限定港口下水煤基准价格为 675 元/吨， 较此前的基准价 535 元/吨显著提升，价格浮动区间限定为 570-770 元。鉴于中国神华较高 的长协煤炭销售比例，公司将受益于长协价格中枢的提升。公司的煤炭销售中长协占比约 为 70-80%；其中自产煤主要采用年度长协及现货定价，贸易煤主要采用月度长协定价。2021 年公司年度/月度长协煤炭销售占比分别为 43%/41%。在新长协定价机制颁布的同时，今年 发改委提出电煤中长期合同必须实现三个 100%的要求，即签约率 100%、履约率 100%以 及价格政策 100%强执行。作为国内能源龙头企业，公司表示将积极履行保供保暖保民生的 任务，严格兑现长协约定，预计长协煤的覆盖比例将进一步提高。

从价格波动来看，公司在高比例长协覆盖下虽然利润弹性相比现货销售占比大的煤炭公司 小，但由于减弱了现货煤价波动造成的售价影响，盈利相对更加稳定。1H22 公司煤炭平均 售价同比上升 134 元/吨，明显小于现货煤价的波动。在公司的成本优势作用下，未来即使 煤价中枢有所下移，公司的煤炭业务仍有望保持盈利。此外，在公司的自产煤销售结构中， 约 20%为对内电厂以及煤化工板块销售，该部分对公司综合利润不产生影响，从而进一步 弱化了煤价波动对利润带来的影响。

盈利相对稳定且现金充沛，具备长期高分红能力

受益于一体化的业务体系，公司在实现稳定盈利的同时一直坚持高比例现金分红政策回馈 股东。自 2007 年 A 股上市以来公司已累计分红 3,205 亿元，分红率 58.4%，大幅高于同 一时间区间煤炭行业平均 33%的分红率。此前中国神华承诺 2019-2021 年度每年以现金 方式分配的利润将不少于公司当年实现的归属母公司净利润的 50%，实际兑现情况远高于 此。2019/2020/2021 年分红比例分别为 57.9%/91.8%/100.4%，彰显公司夯实的现金分红 基础。公司最近公告 2022-24 年公司分红额将不少于公司当年实现的归属于公司股东的净 利润的 60%，最低分红比例相比 2019-21 年的承诺最低值提升 10 个百分点。但考虑到过 去几年公司超预期的分红比例以及非常健康的资产负债表，我们认为实际分红比例或高于 最低分红比例。

独特的运营体系以及优质的煤矿资产为公司带来稳定充沛的现金流，2021 年公司实现经营 性现金流净额 945.8 亿元，同比增加 16.3%。截止 2022 年 6 月 30 日，公司账面现金 1,959 亿元，而有息负债余额仅为 614 亿元。公司的资本开支自 2012 年起逐年下滑（2021 年因 支付宝日希勒、新街、胜利矿区矿权而有所增加）。未来资本开支主要是新街矿区的开发以 及维持性资本开支，但结合资产规模以及建设周期，平摊年均资本开支对神华而言也较为 有限，公司具备长期高分红的基础。稳健盈利搭配高分红收益率将促进公司的估值修复。

2023 年或是煤炭行业强α与全球宏观弱β相较量的一年

我们认为 4Q20 以来全球煤炭价格的持续上行主要由三个因素（结构性、周期性、扰动性） 驱动：1）全球急迫的能源转型需求导致传统能源较长时间以来资本开支处于低位所导致的 产能增加不足； 2）2020 年为了应对情的公共卫生危机的全球流动性宽松共振所导致的能 源需求异常强劲的增长； 3）2022 年 2 月底开始的俄乌冲突对于全球天然气和煤炭造成的 产运扰动进一步推动全球供求的收紧。我们认为由于全球长时间的传统能源资本开支不足 导致的新产能较低水平增加将持续，但存量产能的产量扩张可以阶段性的缓解供需矛盾； 疫情之后全球流动性宽松共振所驱动的异常的需求增长不可持续，并且在加息和流动性收 紧背景下可能会出现海外衰退下的电力需求低速增长；俄乌冲突将是最不可预测的变量， 有可能持续时间和影响程度进一步超预期，但也可能出现冲突缓和的发生，但考虑到目前 俄罗斯往欧洲的输气量已经到了一个极低的水平，边际上进一步恶化的空间或有限。

2020 年疫情发生后全球为了应对公共卫生危机的流动性宽松共振是本轮煤价大幅上行的周 期性驱动因素。疫情发生后美联储和欧央行史无前例的大幅扩张资产负债表，中国政府也 注入大量流动性并且地方政府陆续出台楼市提振政策来稳定经济。全球经济在非常宽裕的 流动性支持下出现了明显的复苏，尤其是中国经济在房地产强劲增长和出口红利凸显的背 景下，对能源的需求也出现了强劲的增长。全球在 2011-21 年电力需求保持约 2.5%的复合 增长率，但 2021 年全球电力需求强劲增长 6.2%或 1.58 万亿 kWh，而全球煤炭产量在 2011-21 年的复合增速只有 0.3%，2021 年煤炭产量在强劲电力需求增长下也只比 2019 年 增长 0.8%到 81.7 亿吨。煤炭供求产生了严重的供求错配从而导致煤炭价格出现强劲增长。

华泰宏观团队1认为长周期来看高通胀周期往往以经济衰退为“终局”，基于货币政策被动收 紧重新锚定通胀预期有 12-18 个月的传导周期所导致的政策滞后效应。回顾过去 120 年的 美国历史，每一次年度 CPI 高于 6%，三年内都会出现经济衰退。这是因为，货币紧缩到通 胀下行有 18 个月甚至更长的传导期、期间经济增长势必大幅回落。能源供给冲击可能将欧 洲经济在 2H22 推入收缩空间，而美国经济在 2023 年前进入衰退的可能性可能高于 50%， 2023 全年 GDP 预计小幅收缩 0.1%。与 2008 年海外经济剧烈收缩但很快“V 型反弹”的 路径不同，2023 年海外经济进入衰退后修复的过程可能更为艰难，并且在低增长、甚至负 增长区间徘徊的时间也可能更长。这一判断主要基于目前全球经济再平衡在供给和需求端 的调整空间均远不如 2008 年在周期拐点：1）如果欧美陷入衰退，政策空间及需求增量难 寻。海外受通胀制约以及疫情后流动性大幅宽松影响，海外央行可能无法快速再次宽松货 币政策；同时中国受制于基建高基数，地方政府债务制度约束难以出台类似 2008-09 年的 大规模基建刺激，且地产下行对经济增长带来幅度较低且持续时间较长的紧缩效应；再次 中美在政策协调上也今非昔比 2）大宗商品价格即使回调，但因为多个因素加剧全球供应 链、及能源供给的不确定性，原材料价格回撤的“底部”可能被结构性抬升，而供给瓶颈持续、 包括劳工短缺、持续时间可能较长。一般来说，全球贸易对工业增长变化的“弹性”可达 4-5 倍，2H22 起全球贸易大概率进入负增长。

如我们 8月9日报告-海外衰退：一个较大的边际影响变量中指出的，2023年海外衰退与否、 时点，程度与持续时间长度将成为 2023 年全球煤炭市场供需胜负手，2023 年或是煤炭行 业强α与全球宏观强β相较量的一年。煤炭行业强α体现在行业长期以来的低资本开支带 来的有限新增产能构筑了行业坚实的供给面，即使中国和印度在短期内可以通过产能核增 或其他手段阶段性适度提升产量；而全球宏观强β体现在 2020 年全球为了应对疫情的流动 性宽松共振驱动的经济繁荣在通胀高企、地产泡沫和债务膨胀下全球宏观政策逆转带来的 宏观经济增速下行甚至是阶段性的衰退。如果 2023 年海外经济没有发生衰退，经济增速即 使有所降低但只要能维持正常的平均增速，我们认为煤炭行业自身的强α将能够推动中国 煤炭行业供需进一步收紧；而如果 2023 年海外经济衰退发生且持续时间较长，必然引发能 源消费增速下行甚至绝对量阶段性较少。我们认为海外衰退对中国煤炭消费的影响将通过 三条路径来实现：1）海外衰退冲击中国出口，从而导致中国隐含能源净出口的下降，我们 的量化分析显示 5%的出口下降或会带来约 3,700 万吨煤炭消费减量； 2）出口恶化驱动国 内 GDP 增速下降从而引发国内能源消费量增量减少，0.5%的 GDP 增长减速会降低约 1,800 万吨的煤炭消费； 3）海外衰退也必然使海外能源供需宽松化和价格中枢下移从而使 得中国可以增加煤炭进口量，2022 年因为国内外价格倒挂而产生的进口减少可能在 2023 年出现逆转，从而推动进口出现 3,000-5,000 万吨左右的增加。并且，一旦衰退持续时间较 长，或缩短目前新旧能源转型错配情形下传统能源价格繁荣周期的长度。

从传统能源到新能源的转型是应对全球气候变暖的必由之路。但由于在新能源装机量规模 还较小且市场化驱动力量还较弱的时候，过度强调了“转型”而忽略了全球经济发展对于 能源需求自然增长的要求，从而导致了全球传统能源低资本开支所带来的极为有限的新增 产能、新能源装机量较小无法贡献足够量电力供应、2020 年疫情后全球流动性宽松共振以 及俄乌冲突所驱动的需求爆发和供给减少之下的传统能源供求错配所驱动的价格超级繁荣 周期。虽然传统能源的新增产能因为长建设周期的特点在未来几年仍将保持相对有限的增 加，但全球新能源装机量我们预计将出现强劲的增长，一方面因为全球高企的能源价格推 动新能源装机增加来实现更高程度的能源自给和能源安全，另一方面风电和光伏发电进入 了市场化驱动的阶段并且中国硅料产能释放会推动组件价格的下行从而提升集中式电站的 项目收益率，最后中国光伏产业链各节点庞大的产能能够满足全球快速增加的光伏组件的 需求。据 BP 数据，全球可再生能源发电量增量在 2017-2020 年基本徘徊在 3,100-3,400 亿度电水平，但 2021 年跃升至 5,106 亿度电，伴随着全球光伏和风电装机的强劲增长，我 们预计 2022 年起可再生能源贡献的新增电量将能够一定程度上满足全球正常经济增长下 的年度电力需求增量（2011-2021 平均年度新增用电需求 6,269 亿度电）。

我们认为中国动力煤价格中枢将逐步下移，煤价最好的时候或已经过去。2023 年核心变量 是海外衰退，2024 年起新能源装机量将成为煤价中枢水平的核心决定变量。4Q22 来看， 今年高温干旱导致的来水严重不足将导致今年剩余时间水电发电同比下滑；8 月份以来煤矿 安全事故增多和即将召开的重大会议前的安监升级对煤炭产量产生抑制作用；若后续煤炭 主产地出现生产干扰事件，将会对 4Q22 煤炭旺季的供给产生较大的扰动。水电发电同比 下降和供给扰动可能使得 4Q22 的现货煤炭价格会强于预期。但我们认为煤炭价格最好的 时候或已经过去，我们预计动力煤价格中枢将逐步下移。在 2023 年海外衰退对需求产生破 坏以及 2024 年新能源装机强劲增长对传统能源形成增量替代的背景下，煤炭供应最紧张的 时候或已经过去，除非未被预期的重量级的煤炭或者天然气的进一步供给扰动发生。我们 预计 2022 年中国北港动力煤的平均价格在 1,200 元/吨，2023 年下降至 950 元/吨，但仍 然会比 570-770 元/吨的北港中长期合同价格要高。

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