一、煤炭产能短缺逻辑未变，中长期供需仍存缺口

1.1 供给端：产能短缺逻辑未变，中短期煤炭有效供给增长仍较困难

1.1.1 煤矿高强度生产难以长期持续，安全强监管下产地供给约束增强

2023 年以来我国原煤产量增速明显放缓，1-10 月原煤产量增速 3.9%。自 2021 年四季度 增产保供以来，2022 年我国原煤生产量 44.96 亿吨，绝对量和产量同比增速均达到历史高 位。2023 年以来，经过连续两年的增产保供，国内煤炭产量增速明显下滑，累计增速持续 走低，1-10 月份全国原煤产量 38.3 亿吨，同比增长 3.9%。从月度产量看，自 2022 年四季 度以来月度原煤产量持续维持高位，而环比增速放缓回落。产量增速放缓态势反映出我国 煤炭行业持续高强度的生产状态难以长期延续。 2023 年 1-10 月，我国焦原煤产量同比仅增长 2.3%，焦精煤仅增长 0.2%，均低于煤炭产 量整体增速。我国炼焦原煤和炼焦精煤增速均明显低于原煤产量增速，反映出当前我国炼 焦煤资源的稀缺属性。整体看，炼焦煤总量难以增长，其供给弹性更加不足。

从煤矿类型看，2023 年 1-10 月，国有重点煤矿原煤产量 17 亿吨，同比增幅 2.5%，增速 慢于全国原煤产量整体增速。增产保供政策实施以来，国有重点煤矿原煤产量同比增幅有 限，仅维持在2%多，全国原煤产量的增幅主要依靠民营煤矿增产实现。需注意的是，相较 于国有重点煤矿，民营煤矿安全生产的综合管理能力相对较弱，在煤矿安全常态化强监管 背景下，中小煤矿生产组织或将受到明显影响，进而放缓其原煤产量增速。

从主要省份原煤增量贡献看，晋陕蒙新仍是主要贡献省份，贡献增量占比 86.6%。2023 年 1-10 月，我国原煤产量实现 38.29 亿吨，相较 2022 年同期增加 1.44 亿吨。贡献原煤产量增量的省份主要有山西 5926 万吨、内蒙古 2929 万吨、新疆 2177 万吨和陕西 1427 万吨， 占总增量的比重分别为 41.2%/20.4%/15.1%/9.9%。值得注意的是，今年晋陕蒙新原煤产 量增量贡献占比合计 86.6%，小于 2022 年增量贡献占比 92%，其中内蒙、陕西和新疆均 有下降。

2023 年以来国家相关部门依旧强调增产保供稳价，侧面反映煤炭供需格局并未趋势性宽松。 继 2021 年四季度强力实施增产保供以来，今年增产保供稳价依旧是主基调。《2023 年能 源工作指导意见》中明确提出“坚持把能源保供稳价放在首位，要求供应保障能力持续增 强，夯实化石能源生产供应基础。”2023年6月，国家发展改革委等部门《关于做好2023 年降成本重点工作的通知》中提出“做好能源、重要原材料保供稳价工作，继续对煤炭进口 实施零关税政策；夯实国内资源生产保障能力，加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和 增储上产。”相继 7 月，国务院会议通过“统筹发展和安全，积极稳步推进超大特大城市 “平急两用”公共基础设施建设，提升城市应急保障能力”。8 月，国家发改委会部署指 导督促有关地方和企业加快释放煤炭先进产能产量，全力做好电煤中长期合同签订履约工 作，推动电煤供应保障取得积极成效。11 月，国务院副总理丁薛祥在今冬明春保暖保供工 作电视电话会议上再度强调能源安全稳定供应。

2023 年以来煤矿仍保持高强度生产，但相较 2022 年产能利用率略增，表明存量产能挖潜 接近极限。从我国煤炭行业产能利用率看，以国家统计局发布的数据来看，我国煤炭行业 产能利用率从 2016 年四季度的 59.5%左右攀升至 2021 年的 74.5%左右，此后基本维持在 该水平。从产能相对优质的晋陕蒙三省产能利用率看，自 2021 年 10 月后至今持续在 80% 以上，其中 2023年 1-10月，晋陕蒙产能利用率均值 82.18%，与 2022年同期均值 83.13% 基本持平。从大型煤炭企业生产作业效率看，自 2021 年实施煤炭增产保供以来，大型煤企 加强生产组织，生产作业效率显著高于往年同期并持续保持高位水平。2023 年以来的掘进 工作面月均单尺 154.1m，相较 2020 年平均 139.5m 提高 10.5%，相较 2021 年平均 155m 几乎持平，相较 2022 年平均 151.1m 提高 2%。总体看，经过连续两年的增产保供，存量 矿井的产能利用率基本已达极限，再挖潜空间有限。

增产保供期间，煤矿持续高强度高负荷运转违背矿井均衡均量生产组织规律，导致煤矿采 掘接续明显紧张，安全生产事故频发。为持续保持高强度生产组织，完成年度保供任务， 部分煤矿存在采掘接续布置不够合理、“三量”管理不够有力、灾害治理滞后、生产组织 不科学等原因，导致采掘接续紧张问题突出、系统性安全风险加剧，对煤矿生产安全造成 较大挑战。2023 年以来，我国发生多起煤矿重大安全生产事故，尤其是多企类似内蒙古阿 拉善新井煤业有限公司露天煤矿等连续发生多起影响较为恶劣、情节较严重、死亡人数较 多的重大安全事故。我们不完全统计，截至 10 月 15 日，2023 年以来至少发生煤矿安全事 故 119 起，共致 285 人死亡，单事故死亡平均人数由 2022 年的 1.46 人/起显著上升至 2.39 人/起。值得关注的是，据事故调查报告，大部分煤矿事故主要原因涉及违规生产组织、违 规外包、超能力组织生产、边建设边生产等。与此同时，采掘失调有可能导致煤炭产量 “断崖式”下降的问题已引发高度关注。

2023 年 4 月，山西省应急管理厅（省地方煤矿安 全监督管理局）出台《关于强化煤矿采掘接续紧张管控工作的若干措施》（以下简称《若 干措施》。从 4 月开始至 12 月底，山西各级煤矿安全监管部门对全省所有正常生产的煤矿 开展煤矿采掘接续紧张专项整治，加强执法检查。2023 年 10 月，甘肃省应急厅组织全省 矿山安全生产大起底大排查专项行动发现甘肃省部分煤矿存在采掘接续紧张的问题，制定 了《强化煤矿采掘接续紧张管控工作的若干措施》以加强对煤矿安全生产工作的管理。

两办印发《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》，煤矿安全强监管趋常态，产地供 给约束增强。2023 年以来，受煤矿重大安全事故较多的影响，煤矿产地安监力度总体呈现 趋紧趋严趋强趋长，产地煤矿安全监管持续升级，煤矿处罚从严从重，涉及重大事故隐患 的煤矿立即停产整顿。内蒙古新井露天矿发生特别重大坍塌事故后，除部分露天矿井停产 整顿后，国家矿山安监局责令对问题严重的 32 处煤矿撤销产能核增文件或中止产能核增程 序，退回至原有产能（合计撤销核增产能约 2625 万吨）。9 月 6 日，中共中央办公厅、国 务院办公厅发布《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》，严格灾害严重煤矿安全准 入，主要内容包括严格矿山安全生产准入（如停止新建产能低于 90 万吨/年的煤与瓦斯突 出、冲击地压、水文地质类型复杂的煤矿）、推进矿山转型升级（加快矿山升级改造）等。 短期看，我国产能 90 万吨/年以下的正常生产煤矿约 1000 个、产能规模约 4.3 亿吨/年，正 常建设煤矿约 300 个、产能规模约 8000 万吨/年。我们认为，在安全生产工作愈发趋严的 背景下，在产煤矿产量或将面临收缩，而在建煤矿的产能释放节奏则也或将趋缓，且可能 会加快存量小型矿井尤其 30 万吨/年以下煤矿的整合重组或关闭退出。中长期看，煤矿准 入条件和审批流程更为严格，尤其是焦煤多为高瓦斯、埋藏深、产能规模小的灾害严重煤 矿，在当前我国焦煤供给已经处于衰减态势的基础上，本次《意见》又进一步要求停止新 建低于 90 万吨/年的灾害严重煤矿，或将直接制约焦煤新增供给，或将对炼焦煤影响更为 深远。

此外，尤需关注的是，自 2021 年增产保供以来，我国集中核增了大批煤炭产能，且在规 定期限内允许在未完成产能核增全部手续的情况下优先按照核增后的产能组织生产（如核 增产能煤矿采用承诺方式进行产能置换的，其落实产能置换指标的期限为取得核增产能批 复后 1 年内落实，不能按期落实的煤矿产能恢复至核增前产能，列入煤炭行业失信名单）， 但在安全生产强监管趋势下，部分证照手续尚未齐备的核增矿井后续生产组织具有较大的 不确定性。

1.1.2 煤炭产能核准新增空间有限，且进一步向西北地区集中，尤以新疆居多

近年来国家发改委、能源局并未大幅核准批复煤矿建设项目，未来煤炭新增产能释放空间 有限。据我们不完全统计，2023 年 1-11 月，国家发改委、国家能源局核准批复煤矿产能规 模 3570 万吨，涉及项目总投资金额为 490 亿元，相比 2022 年并无明显增长。整体看，我 国目前煤矿核准批复规模保持稳态，并无大幅增加煤矿项目的核准批复，未来煤炭新增产 能释放空间有限。从分布区域看，2020 年以来，国家发改委和国家能源局共核准产能 120 万吨/年以上的煤矿项目 47 个，相应核定产能达 15820 万吨/年，除 1 例（210 万吨/年）位于贵州外，其余全部位于晋陕蒙新为代表的西北地区，其中新疆地区的煤炭核准项目数量 达 26 个（6110 万吨/年），占 2020 年以来核准产能的 39%，是我国煤炭开发力度最大的地 区。

2023 年全国自然资源工作会议提出“全面启动新一轮战略性矿产国内找矿行动”，有助于 推动煤炭增产上储。回顾上一轮找矿战略突破行动，2011 年国务院批准实施《找矿突破战 略行动纲要（2011-2020）》，要力争用 8-10 年时间，形成一批重要矿产资源战略接续区， 推进矿产资源产业向西部地区转移、向海域拓展，为经济平稳较快发展提供有力的资源保 障和产业支撑。至 2021 年，我国找矿取得重要进展和突破，全国新形成的 32 处非油气矿 产资源基地，其中 25 处分布在西部，占全国总数的 78%，我国矿产资源勘查开发重心向西 部转移。2023 年 1 月，全国自然资源工作会议提出，要围绕加强重要能源矿产资源国内勘 探开发和增储上产，全面启动新一轮战略性矿产国内找矿行动，同时在区域上明确在西部 重点突破、新增资源基地。

近两年煤炭采选行业固定资产投资持续抬升，但今年固定资产投资同比增速明显放缓。 2021 年-2023 年 1-10 月，煤炭行业固定资产投资开始明显增加，其同比增幅分别为 11.1%、 24.4%、9%，但绝对额仍未明显超过“十二五”同期水平。值得注意的是，相较过去十年， 2021 年起煤炭行业资本开支快速增加，并不意味着新建矿井的投资大幅增加。主要原因： 除生产矿井正常生产投资和在建矿井建设投资外，一方面，智能矿山建设及配套的机械设 备更新改造投资大幅增长；另一方面，现有生产井工煤矿加大准备和开拓巷道工程，致使 井巷工程投资快速增加，以及山西、内蒙古、陕西等多地明确要求加快在建矿井的工程进 度使得续建矿井投资增加。此外，由于新建矿井吨产能投资显著增加，导致相同规模固定 资产投资总额形成的新增产能减少。

2016 年后，SW 煤炭行业在建工程和固定资产额总体较为平稳，并未明显增加。煤炭企业 产能扩张行为在企业的资产负债表上表现为在建工程的增加，通过在建工程可以追踪煤炭 企业的产能扩张迹象。2017 年以来，煤炭企业在建工程整体呈同比下降趋稳态势。与此同 时，SW 煤炭行业固定资产总额小幅增加但同比增速无明显上涨，且较 2016 年前差距较大， 也反映出煤炭企业并未进行大幅度扩产行动，新建产能有限。

从主要煤企集团的在建煤矿规模来看，当前并未大幅投资煤矿新建项目。据我们统计，以 产量贡献排名靠前的 9 家主要煤企集团在建煤矿看，当前合计在建煤矿项目 12580 万吨， 其中山东能源集团、晋控煤业集团、陕煤化集团、中煤集团和山西焦煤集团在建煤矿产能 较多，分别为 1400/1500/2100/1200/4380 万吨。

主要煤企上市公司拥有在建产能和潜在开发探矿权相对有限，且主要集中在新疆、内蒙区 域。我们通过对 14 家主要煤炭上市公司的在建产能进行梳理，其中 8 家企业拥有在建矿 井，合计在建产能 5130万吨。兖矿能源、广汇能源、华阳股份和淮北矿业是在建产能较多 的煤炭上市公司，分别拥有在建核定产能 1180/1000/1000/800 万吨/年。在 13 个在建矿井 中，兖矿能源的五彩湾露天煤矿和广汇能源的马朗露井联采煤矿具备较大的产量释放空间， 其余井工煤矿产量释放空间较小。五彩湾露天煤矿当前核定产能 1000 万吨/年，二期产能 可核增至 2000 万吨/年，远期产能可达 4000 万吨/年。按照《加快新疆大型煤炭供应保障 基地建设服务国家能源安全的实施方案》，马朗一号煤矿一期产能 500 万吨/年，储备产能 500 万吨/年。从现有探矿权看，7 家企业拥有探矿权，合计资源储量为 460 亿吨。兖矿能 源、中国神华和中煤能源是探矿权资源储量较多的煤炭上市公司，分别拥有探矿权资源储量 180/152/69亿吨。值得注意的是，各企业在建产能预计集中在 2025-2026年建成投产， 而对于取得探矿权时间较早但至今未开发的探矿权，其后续开发进度可能不及预期，后续 新增接续产能规模有限。

新疆优质煤炭资源开发提速，成为重要煤炭开发战略基地。新疆是我国重要的煤炭资源接 续区和战略性储备区，煤炭资源丰富且分布范围广，大多是整装待开发煤田，储量大、埋 藏浅、开采条件好、煤炭种类齐全，预测资源量 2.19 万亿吨，占全国的 39.3％，新疆累计 探明煤炭资源储量达 4225.58 亿吨。2016 年，新疆成为我国第十四个大型煤炭基地，新疆 地区着力推进“三基地一通道”建设，煤炭、煤电、煤化工产业步入发展快车道。2022 年， 新疆成为我国五大煤炭供应保障基地之一，其在我国能源安全保障体系中的地位和作用越 来越重要。值得注意的是，当前疆煤外运仍然受制于铁路运力问题。疆煤外运铁路通道呈 现“一主两翼”布局，兰新线是疆煤外运的主通道，受限于兰新二线未能发挥分流客运职 能，兰新线仍处于客货混运状态，其短期运力仍然紧张；临哈铁路是疆煤外运的北翼通道， 近期运力达 1950 万吨，远期运力可达 2920 万吨；格库铁路是疆煤外运的南翼通道，主要 服务南疆货物，煤炭运输相对较少。

1.1.3 中东部存量煤矿产能加速衰减，叠加煤质下降或成常态，制约煤炭实际有效供给

中东部区域煤矿产能退出和原煤产量衰减制约着主消费产地煤炭供给，区域性结构性缺煤 矛盾或将持续存在。2016-2022 年，全国 23 个产煤省份中仅晋陕蒙新等 9 个省份原煤产量 实现增长，由 25.41 亿吨增长至 39.33 亿吨，增加 13.9 亿吨，年复合增长速度 7.6%。其 余 14 个省份原煤产量均出现下滑，由 7.96 亿吨下滑至 5.63 亿吨，原煤产量下降 2.33 亿 吨，年复合下降速度 5.6%。2022 年增产保供政策下，多数省份实现煤炭产量增加，但仍 有山东、安徽和贵州等 6 个省份煤炭产量降低。在增产保供政策下煤矿高负荷生产，山东、 安徽和贵州等地的原煤产量仍然下降，这些地区的煤炭产量衰减情况尤为严重。2023 年以 来，即使在增产保供政策背景下，14 个省份原煤产量回归衰减态势，进一步说明了我国中 东部地区煤炭产量或将呈现衰减态势。

中长期看存量煤矿产能或将加速衰竭退出，2030 年或降至 37 亿吨左右。根据朱吉茂等 《“双碳”目标下我国煤炭资源开发布局研究》，考虑衰老煤矿报废、落后产能淘汰、薄 厚煤层配采和薄煤层开采、资源压覆、地质条件变差等因素,经模型测算,我国现有煤矿产量 2030 年前可维持在 37 亿吨以上;2030 年后,随着资源枯竭煤矿范围扩大,现有煤矿产量进入 持续快速下降通道,2035 年、2050 年分别降至 32 亿、19 亿吨;2060 年降至 14.9 亿吨,较 2020 年下降 62%。同时，2022 年 2 月以来,我国已陆续核增一批煤矿产能,对减轻短期煤炭 供应压力将发挥重要作用，但同时也加速了相应煤矿的资源衰竭，缩短剩余服务年限。

增产保供以来，电煤消费增速明显快于火电发电量增速，火电耗用标煤量占电煤消费量比 重持续下降，均反映出国内电煤平均热值出现明显下滑。从同比增速看，2022 年，我国煤 电发电量 50770 亿千瓦时，同比增长 0.7%；电煤消费量 23.78 亿吨，同比增长 3.9%。与此同时，从标煤占电煤消费占比看，2022 年，我国煤电耗用标煤量 14.78 亿吨，煤电电煤 耗用量 23.78 亿吨，电煤转换为标煤的转换率为 62.16%，同比下降 2.1pct。依据标煤发热 量为 7000kcal/kg 简要计算，2022 年我国电煤平均发热量为 4351kcal/kg，较 2021 年均值 下降 146 kcal/kg，同比下降 3.2%。由此可见，在煤电机组发电效率未大幅提升的情形下， 近两年煤电机组耗煤水平基本持平，但 2022 年以来的我国电煤消费量增速明显快于煤电 发电量增速，再叠加火电耗用标煤量占电煤消费比重明显下滑，煤炭行业洗选率明显下降， 均印证了电煤发热量下降的判断。

近年来进口煤中褐煤占比明显提高，导致进口煤质呈下降趋势。自 2015 年以来，我国 褐煤进口量持续快速上升，年均增速达 15.3%。2015-2020 年，我国进口褐煤的比例 呈明显增长态势，尤其是 2021 年以来叠加全球煤炭供应紧张，海外高卡煤进口价格倒 挂严重，2022 年的褐煤进口占比已达 44%。进口褐煤占比的持续上升，不仅致使我国 进口煤煤质整体下滑，而且更多的低卡煤难以带动煤电机组在“迎峰度夏/度冬”期间 的高负荷运转，进而影响实际等效进口量。

1.1.4 今年我国煤炭进口实现高增，展望 2024 年进口增量或将有限

2023 年以来我国煤炭进口增幅明显，主要来源于印尼、俄罗斯、蒙古国和澳大利亚。 2023 年 1-10 月，全国共进口煤炭 3.84 亿吨，同比增长 67%。进口量大幅增加的主要原因 是：今年以来进口煤到岸价比内贸煤价格存在优势，推动终端进口煤采购积极性提高。综 上我们认为，2023 年我国煤炭进口大幅增长的主要原因：一是全球煤炭供需阶段性宽松，海内外煤炭价差扩大，进口煤零关税政策延续，进口煤利润增加，进口煤动力增加；二是 澳大利亚煤炭进口放开，蒙古国煤炭进口通关恢复，主要增量来源澳大利亚、印尼和蒙古 国；三是欧洲、日本和韩国因 2022年抢购煤炭累积的高库存，今年进口明显减量，且造成 部分煤炭转销至中国。

从煤炭出口国和进口国维度来看，我国煤炭进口大幅高增，并非全球煤炭出口国供给端大 幅增长导致。从出口国方面看，2023Q1-3，印尼煤炭出口量为 3.76 亿吨、澳洲出口量为 2.54 亿吨、俄罗斯出口量为 1.65 亿吨、蒙古国出口量为 0.49 亿吨。以 2023Q1-3 出口量 线性推算，印尼、澳洲、俄罗斯和蒙古国 2023 全 年 出 口 量 分 别 有 望 达 到 5.01/3.39/2.20/0.65 亿吨。整体看，出口国方面并无供给端的大幅增加，煤炭出口量的增 加集中在印尼和蒙古国。从进口国方面看，2023Q1-3，我国煤炭进口量为 3.5 亿吨、印度 进口量为 1.8 亿吨、日本进口量为 1.3 亿吨、韩国进口量为 0.9 亿吨、中国台湾地区进口量 为 0.5 亿吨、德国进口量为 0.25 亿吨。以前三季度进口量线性推算，我国、印度、日本、 韩国和中国台湾地区 2023 全年煤炭进口量分别有望达到 4.6/2.4/1.7/1.2/0.6/0.33 亿吨。整 体看，中国煤炭进口量呈高增态势，印度煤炭进口量小幅增长，而德国、日本、韩国和中 国台湾地区煤炭进口量基本维持稳态。

国际海运煤炭贸易量已恢复至新冠疫情前水平，国际煤炭贸易量增加空间或有限。据 AXS Marine 船舶航运数据显示，2023 年 1-9 月，国际海运煤炭装运量累计为 9.92 亿吨，不仅 高于 2022 年同期的 9.4 亿吨，而且还首次出现高于疫情前 2019 年同期的 9.75 亿吨。国际 海运煤贸易量已完全恢复到新冠疫情前的水平，IEA 预测 2023 年国际海运煤炭贸易量有望 达到 13.35 亿吨。

我国占国际海运煤贸易量比例显著提高，未来贸易占比提升空间亦有限。2023 年以来，国 际海运煤炭贸易呈现增长态势。2023 年 1-9 月，中国煤炭进口量为 3.48 亿吨，其中海运煤 进口量约为 2.99 亿吨（不含蒙古国进口量），占国际海运煤炭贸易量的比重达 30%。相较 2019-2022 年的占比水平，中国当前煤炭进口量占总贸易量的比重处于历史高位。

综上，鉴于，我国主要煤炭进口国印尼、澳大利亚、俄罗斯、蒙古国等产量和出口量增量 有限，印度煤炭进口需求依旧强劲，以及欧洲、日本和韩国恢复稳态化进口，难以继续大 幅减量，叠加原本销往欧洲的哥伦比亚等国煤炭转销至我国非常态，我们预计 2024 年我国 煤炭进口量难以增长且可能同比下降。

1.2 需求端：短期需求拐点已现，电煤对煤炭中长期需求仍有较强支撑

1.2.1 火电保持较高增速拉动电煤消费，经济复苏拉动非电用煤边际改善

2023 年低经济预期下，煤炭消费呈明显增长态势，电煤需求表现较强。2023 年 1-10 月， 我国商品煤消费量 38.1 亿吨，分别较 2021 年、2022 年同期上涨 6.72pct、7.63pct。其中， 电力行业商品煤消费量为 22.5 亿吨，同比增长 10.3%。2023 年我国电力需求用煤仍维持 较高增速，伴随着火力发电量较快增长，电力行业煤炭消费量持续高于往年。非电用煤方 面，在化工用煤的持续增长带动之下，非电煤耗量整体也呈上涨趋势。随着财政政策在基 建端的发力，有望对冲地产下行带来的影响，有利于建材行业用煤的增长。

需关注的是，从社会用电量看，2023 年 1-9 月，全国全社会用电量 6.86 万亿千瓦时，同比 增长 5.6%，增速比上年同期提高 1.6 个百分点，其中，一、二、三季度全社会用电量同比分别增长 3.6%、6.4%和 6.6%。中电联预计 2023 年全社会用电量 9.2 万亿千瓦时，同比 增长 6%左右，高于 2022 年增速，其中，四季度全社会用电量增速预计超过 7%，高于三 季度增速。从发电量看，2023 年 1-9 月，全国规模以上电厂火电增长 5.8%，明显高于规 模以上电厂发电增速 4.2%，拉动电煤消费量大增。尤为重要的是，2019 年以来，尽管经 历了疫情影响，我国的电力消费弹性一直高于 1.0，2023 年前三季度电力弹性消费系数为 1.07，随着四季度全社会用电量的增速上涨，电力弹性系数或将进一步上升。

非电需求方面，在经济复苏较为平缓的环境下，2023 年 1-10 月同比增加 0.8%。受益于煤 化工行业的产能建设，化工用煤需求自 2020年来稳步增长，化工用煤在非电用煤方面的占 比从 2019 年的 19.2%提升到当前的 21.7%。2023 年 1-10 月，我国化工用煤保持高位，优 于往年同期耗煤情况，同比增速为 4.6%，尤其是今年下半年，随着煤化工产品价格上行， 叠加下游终端的主动补库，我国化工行业耗煤量以及甲醇开工率持续走高，边际上对动力 煤消费产生较大支撑。冶金行业用煤、建材用煤增速分别在 2021 年、2022 年后企稳回升， 其中冶金用煤自 2021 年的 43.8%增至 2023 年的 45%，建材用煤占比自 2021 年的 35.9% 逐年回落至 33.3%。随着我国有望对房地产政策的逐步松绑，预期房地产市场有望趋于稳 态，钢材以及焦煤需求有望逐步向好。同时，随着财政政策在基建端的发力，有望对冲地 产下行带来的影响，有利于建材行业用煤的增长。

产地、焦化厂炼焦煤库存已处低点，有望迎来补库需求。2023 年以来，产地炼焦煤库存在 2023 年 5 月中旬到达高点后持续回落，目前在低位平稳运行。由于生产商受到价格剧烈波 动影响，成本端较难把控，继续延续采购低库存策略转嫁风险，230 家焦化厂库存也处于 较低位置。当前，产地、焦化厂焦煤库存仍处于近年来较低位置，并未出现大幅累库现象， 未来存在较大补库空间。

粗钢产量连续两年下降后迎来增长，焦煤需求有望企稳向好。2023 年 1-10 月，我国粗钢 产量达 8.75 亿吨，同比增长 1.6%。相较 2021 和 2022 年粗钢产量下降的态势，2023 年以 来我国粗钢产量实现正增长，带动焦煤需求企稳回升。从国内高炉开工率来看，今年以来 高炉开工率维持高位，当前开工率超过往年同期水平，表明整体对焦煤消费拉动较好。与 此同时，从粗钢生产工艺上，长流程占比提高&转炉环节废钢比下降，铁水需求量有望抬 升或拉动喷吹煤、炼配焦煤需求水平。短流程受到能耗双控、电价上浮、废钢供应量短缺 等多重因素的影响，与长流程相比无竞争优势，短流程占粗钢产量的比例持续下降，我们 预计，短期难以根本性扭转电钢比下降趋势。此外，受废钢供给有限的影响，废钢价格长 期维持高位，长流程转炉环节添加废钢经济性较差，年内长流程废钢比（转炉添加废钢比 例）也呈下降态势。综合来看，我们预计随着长流程占比的上升及转炉废钢比的下降，铁 水需求量有望抬升，或进一步拉动炼焦煤、喷吹煤的需求量。

1.2.2 新一轮煤电新周期开启，新建煤电机组集中投产有利于电煤消费

火电新周期开启，投资额逆势上扬。投资强度方面，自2021年四季度以来，火电投资额逆 转持续多年的下跌趋势，迎来上升拐点，累计同比持续攀升，增速逐月提高。2021 年火电 年投资额达 672 亿元，同比增速达 18.31%，火电投资连续 5 年逐年下滑的情况得以逆转； 2022 年火电年投资额达 909 亿元，同比增速达 35.27%，增速持续攀升；2023 年 1-10 月 火电累计投资额达 635 亿元（同比+16.20%）。

政策重点转向安全保供，火电项目核准开工全面提速。2022 年 8 月四川缺电发生后， 9 月 国家发改委召开了煤炭保供会议，提出“今明两年火电将新开工 1.65 亿千瓦”的火电建设 目标。火电项目核准开工全面提速。据我们统计，2022-2023 年 1-10 月，国内新增火电项 目核准容量达 145.2GW，国内新增火电项目开工容量达 143.86GW。从结构上看，除五大发电央企（国家能源集团、中国华能集团、中国华电集团、中国大唐集团、国家电力投资 集团）持续发力投建火电外，地方能源电力企业和煤炭企业投资建设火电积极性也有所提 高，在核准和开工口径的占比合计分别为 44.31%和 40.71%。由于地方政府需落实压紧能 源保供任务，地方能源企业投建火电积极性反而较高；煤炭企业过去两年得益于高煤价实 现较好的收益，投建及参股火电积极性有所提高。

鉴于在过去连续两年多地区出现电力供需紧张的情况下，尤其是新能源消纳问题愈加凸显， 2022 年以来持续加码煤电等支撑下电源项目的审批建设。我们预计，按照煤电项目 1.5-2 年的建设期，未来 2024-2026 年有望迎来新建煤电项目密集投产期，叠加国家近期出台容 量电价政策，进一步明确煤电压舱石作用，正向激励煤电项目建设投产积极性，同时煤电 机组由于部分固定成本得到回收而对煤价的接受能力有所提升，有望拉动电煤需求。

1.2.3 中长期看，新经济与居民生活用电有望取代高耗能成为全社会用电增量的拉动主力

根据我们信达能源团队《我国能源、煤炭需求中长期预测（二）》《2020-2025 电力电量 分析与展望》研究成果，最近十年间，三产与居民生活用电已经成为全社会用电量增长的 主要边际驱动因素，未来也有望取代高耗能成为全社会用电增量的拉动主力。但不同的是， 第二产业本身用电量与产值之间呈现显著的线性关系，我国三产、居民用电弹性更高、韧 性更强。

“十三五”以来我国煤炭消费逐步回升，煤炭消费弹性和消费增速保持正增长。期间，我 国经济发展稳中向好、稳中有进，经济增长向高质量发展转变，能源消费持续保持回暖态势，煤炭需求逐步回升，煤炭消费量由 2015 年的 39.9 亿吨增加至 2022 年的 43.2 亿吨。 煤炭消费弹性在 2017 年以来保持在 0.1-1.38，煤炭消费增速保持正增长。

第三产业加居民生活用电量占比超过 33%，并保持稳步增长态势。随着我国人均收入的提 升以及经济结构转型升级的持续进行，近十年来，一产、二产用电量在总电量中的占比呈 现持续走低的趋势，2023 年 1-10 月，一产与二产用电量占比之和为 67.0%，较 2005 年下 降 10.8%；与之相对应的，2023 年 1-10 月三产与居民生活用电量合计占比达 33.0%。另 一方面，虽然我国三产+居民生活用电量占比在近十年间有了较大的提升，但是相较于欧美、 日韩等发达国家，我国在三产发展、人均收入方面仍然有着较大的发展空间。我们认为， 随着我国居民人均收入水平的进一步提升与产业升级持续进行，三产与居民生活用电量占 比上行的趋势，在较长时间内都难以发生改变，而这两者有望驱动我国全社会用电量继续 快速上行，然而由于现阶段的风光发电量规模仍相对较低，相当一段时间内煤电依然是满 足社会经济发展需求的重要能源。

以高技术装备制造业、信息传输和互联网服务业为代表的新兴产业成为用电增量主力军。 高附加值与高能耗，是新经济的鲜明特征。相较于第一产业与传统制造业，高技术与装备 制造业、信息技术服务业等新兴产业技术含量更高，经济附加值更大，行业平均利润水平 更高，市场空间更为广阔，叠加我国在政策方面的大力支持，其成长上限更高，持续性更强。与此同时，包括 5G 基站、数据中心、新能源汽车、轨交装备制造、半导体制造、光 伏组件制造等在内的新兴产业，在生产过程中均产生大量能耗，特别是对电能的消耗。 2023 年我国消费业、高技术制造业用电增速显著高于全社会用电增速，六大高耗能产业增 速低于全社会用电增速。

过去实践看，三产、居民用电弹性更高、韧性更强。通过分别梳理近 10 年、5 年、3 年的 二产、三产、居民生活用电增速计算复合均值，并在此基础上计算平均电力弹性。不难发 现，第三产业复合增速最高、弹性最大；居民生活用电在各个时间维度上整体高于复合全 社会用电量增速与 GDP 增速。而用电量占比最大的第二产业，中长期来看用电量增速小于 全社会平均水平，电力消费弹性亦小于 1.0。这也就意味着最近十年间，三产与居民生活 用电已经成为全社会用电量增长的主要边际驱动因素。

我国工业产成品库存同比已处低点，2024 年内有望迎来补库，拉动经济与电力消费边际抬 升。以库存周期的角度看，我国工业去库存周期下，二产电力电耗弹性低，电力消费较弱， 而补库存周期下二产往往迎来电耗弹性的提升。例如，2019 年我国库存产成品同比位于低 点，2019 年后我国工业处于补库周期，全国产成品库存累计呈上涨趋势，从而带动二产电 耗弹性系数上升，2020 年当年电力消费弹性系数最高。库存同比增速在 2021 年见顶，之 后进入去库周期。截至 2023 年 9 月，我国工业产成品库存累计同比为 3.1%，已至相对低点。我们预计，在 2024年我国或迎来新一轮补库周期，进而拉动经济复苏回暖，从而对电 力消费带来有力提升。

1.3 供需：预计电煤消费 28 年达峰且存平台期，碳达峰前后全国煤炭缺口 8-10 亿吨

我们认为，新能源发电增量将无法完全覆盖用电需求的增量，仍需新增煤电贡献，理论测 算预计 2028 年达峰。基于信达能源《新能源发展对电煤需求的影响分析》研究成果，在 GDP 增速逐年下降，能源消费弹性逐年下行的基准情形下（6%-5.5%-5%-4.0%），2023- 2030 年的煤电发电量分别为：53359/54583/55537/56362/57078/57270/56872/56493 亿千 瓦时，可以看出煤炭消费量预计在 2028 年达峰。

通过煤电发电量测算电煤需求时，考虑到当前技术水平和灵活性调峰效能，我们预计煤耗 下降趋势逐步放缓至合理水平，2025 年以后按照 280g 保持不变测算。经我们测算，2023-2030 年电煤消费量增速分别为 4.6%、1.8%、1.3%、1.4%、1.3%、0.3%、-0.7%、-0.7%。值 得关注的是，煤炭消费量在“十四五”时期依然处在增长阶段，若“十五五”期间的 2028 年达 峰后电煤消耗保持小幅下降或将处在峰值平台期，且若考虑煤质下降的影响实际电煤消费 增速将更高。同时，从能源安全保障作用角度看，煤电发电量仍然占总发电量的近一半， 煤电在电力保供中的重要地位短期内难以改变。

通过假设一定的 GDP 增速进行敏感性分析测算，在社会用电量需求增长较快的情况下，新 能源实际发电量占社会用电量增量比例趋于下降，实际达峰时间有望延后。比如，假设风 光按照基准情形的风光装机增速，按照全社会用电量和发电量始终保持 5%、4.5%、4%的平 均增速进行测算，我们发现，新能源发电的年增量至少要在 2030 年后才能够完全覆盖全社 会用电量的增量。

根据欧美国家的达峰经验，碳达峰后能源消费存在惯性，可能较长时间处于高位平台期。 对比美国、欧洲、日本的碳达峰与能源消费量关系可以发现，发达国家在 1980 年左右碳达 峰后正在经历较长一段时间的平台期，碳排放维持稳定或逐步下降。然而，能源消费依旧 在维持碳达峰前的增长速度，大约持续至 21 世纪初，能源消费总量才开始下降，这说明能 源消费量有相对滞后性，对于煤炭需求将起到支撑作用。

二、煤价底部得以验证，价格中枢仍在良好区间

2.1 震荡波动较为显著，价格中枢仍在中高位

国内动力煤价格震荡波动，秦港 5500 大卡煤价年内最高涨至 1215 元/吨，最低跌至 759 元/吨。从煤价运行阶段看，2023年以来动力煤价格大致可以分为 3个阶段。以秦皇岛港动 力末煤平仓价（山西产）为例，第一阶段：2023 年 2 月随节后经济复苏不及预期叠加煤炭 进口的冲击，煤价呈现波动下跌态势，6 月跌至年内低点 759 元/吨。需要注意的是，5-6 月，国内煤炭库存高位，煤炭进口同比大增，叠加需求表现不佳，在多维度悲观致使国内 贸易商大幅抛售的背景下，煤价底部仍能维持在 750元/吨以上，且很快回升至 800元/吨以 上。第二阶段：6-8月，产地供给由于安监力度的不断加强有所收缩，而夏季高温天气支撑 日耗持续维持高位，叠加煤价已跌至疆煤外运成本支撑线，但电厂终端库存仍相对较高， 此阶段煤价整体呈现在 800-900 元/吨之间震荡。第三阶段：8 月下旬开始，产地煤矿安全 强监管形势下产地供给进一步收缩，在长协保供政策下现货供给更加趋紧，反观化工等非 电耗煤快速上升并维持高位，拉动煤价快速上涨，至 10 月中旬，价格达 1035 元/吨，此后 在港口库存回升且迎峰度冬期间煤炭需求支撑下，煤价略有回落并在 950 元/吨附近震荡。 从价格中枢看，截至 2023 年 11 月 27 日，今年秦皇岛港动力末煤平仓价（山西产）价格中 枢为 969 元/吨，较 2022 年价格中枢 1268 元/吨累计下跌 23.6%。

国内炼焦煤市场波动较为明显，今年现货价格中枢较 2022 年均价下跌 20.8%，而长协价 格降幅有限，较 2022 年下跌 7.6%。从煤价运行阶段看，2023 年炼焦煤价格运行大致可以 分为 4 个阶段。以京唐港山西主焦煤含税提库价为例，第一阶段：2023 年 1-3 月，受下游 冬季补库结束影响，叠加焦炭提降，炼焦煤价格由开年的 2730 元/吨降至 2500 元/吨，并 呈现弱稳运行，基本维持 2500 元/吨的价格。第二阶段：4-6 月初，受炼焦煤进口量的大幅 抬升，部分配焦煤转为动力煤市场，叠加房地产板块下行及经济复苏不及预期、钢厂和焦 化厂持续去库等多种因素影响下，市场情绪整体悲观，炼焦煤价格快速下跌至 1770 元/吨。 第三阶段：6 月，在下游终端钢厂、焦化厂等高炉开工率相对高位而库存处于历史相对低 位水平等支撑下，叠加产地供给有所收缩，炼焦煤价格止跌企稳运行，价格底部震荡。第 四阶段：7 月以来，随着煤矿安全形势的逐渐严峻，产地供给进一步收缩，反观铁水产量 仍维持高位，焦煤价格快速上涨，至 9 月 25 日，炼焦煤价格上涨至 2450 元/吨，整体维持 历史较高水平。11 月以来，炼焦煤产地安全事故高发，11 月 10 日—23 日，山西发生 6 起 煤矿事故，其中就有 5 起为炼焦煤矿，造成主产地安检形势趋严，叠加钢铁下游进入传统 淡季后需求水平仍维持高位，呈现淡季不淡格局，炼焦煤价格快速上涨。截至 2023 年 11 月 27 日，京唐港山西主焦煤含税提库价已涨至 2600 元/吨。从价格中枢看，截至 2023 年 11 月 27 日，今年京唐港山西主焦煤含税提库价格中枢为 2243 元/吨，较 2022 年价格中枢 2832 元/吨累计下跌 20.8%。与此同时，伴随现货价格震荡，焦煤长协价格也有所调整， 截至 2023 年 11 月 21 日，今年中价新华山西焦煤长协指数中枢为 1587 元/吨，较 2022 年 均价 1717 元/吨下跌 7.6%，降幅相对较小。

海外动力煤价格涨跌幅度较大，波动尤为明显。今年以来国际动力煤市场表现低迷，如欧 洲、日本、韩国等因煤炭高库存且需求端表现不佳， 进口量明显减少，全球动力煤市场呈 现弱稳运行，动力煤价格剧烈波动震荡。以纽卡斯尔港 6000 大卡动力煤为例，由年初的 380 美元/吨下跌至 5 月底的最低点 110 美元/吨，此后价格止跌企稳回升。截至 2023 年 11 月 27 日，纽卡斯尔港 6000 大卡指数价格为 124 美元/吨。从价格中枢看，截至 2023 年 11 月 27 日，纽卡斯尔港 6000 大卡动力煤价格中枢为 177 美元/吨，较 2022 年均价 342 美元 /吨累计下跌 48.24%。

炼焦煤价波动相对缓，仍处相对较高水平。以澳大利亚昆士兰州峰景矿离岸价为例，在 2023 年初，持续大雨影响澳大利亚炼焦煤现货供应偏紧，叠加中国重新开放澳煤进口的预 期，澳煤价快速上涨至 2 月底的 390 美元/吨附近，此后在：国内外市场受“银行倒闭”等 金融信心消极影响，煤焦钢期货产品价格出现大幅回落，在供应逐步恢复而需求相对疲软 背景下，价格快速下降至 5 月底的 220 美元/吨附近，随后在部分终端用户补库支撑尤其是 印度需求强劲支撑下，加之澳煤供给受限，推动澳煤价格企稳上涨，至 10 月中旬，炼焦煤 价格已涨至 367 美元/吨，基本回升至 3 月价格水平。截至 2023 年 11 月 27 日，炼焦煤价 格回落至 319 美元/吨。从价格中枢看，截至 2023 年 11 月 27 日，澳大利亚昆士兰州峰景 矿价格中枢为 292 美元/吨，较 2022 年均价 364 美元/吨累计下跌 19.79%。

2.2 存量中东部高成本煤矿&新疆新增产能边际成本，对煤价底部形成一定支撑

2.2.1 我国煤炭成本曲线陡峭，支撑煤价较高位运行

煤企成本费用影响因素众多且关系复杂，导致我国煤炭开发成本差异大且成本曲线较为陡 峭。煤炭企业生产经营实践表明，影响煤企成本费用的主要因素包括资源环境因素、技术 工艺因素、经营管理因素和政策法律因素。资源与环境因素，包含煤炭资源禀赋（如资源 储量、地质赋存条件、矿井灾害条件等）、区位条件（如矿区地理位置、区域经济等）、 环境因素。技术工艺因素，包含采煤方法（如露天、井工等）、巷道掘进方式、矿井集中 生产水平。经营管理因素，包含企业运营管理水平、企业成本控制体系、企业会计核算管 理（如各要素归并核算的合理性）。政策与法律因素，包含国家煤炭宏观经济政策（如资 源税、安全费、维简费的计提标准）、生产资料价格变动。总体看，煤炭资源禀赋特征是 煤炭资源形成的固有属性，影响着矿井的资源开发集中度、采煤方法、回采工艺、机械化 水平和灾害防治措施等，是影响煤矿生产成本的最重要因素。煤炭企业可以通过技术工艺 水平的优化革新和经营管理水平的提高等在一定程度不断降低企业成本。与此同时，煤矿 开采固有的行业属性导致煤炭成本曲线较为陡峭，以及使得不同区域、不同地质生产条件 下的煤炭开发成本具有较大差异。

晋陕蒙煤矿成本分布区间和价格管控区间差异性大，其经济产能规模影响着全国煤炭有效 供给能力。根据信达能源团队 2023 年 4 月发布的《我国煤炭行业成本曲线研究》报告，山 西、陕西、内蒙古三地煤矿的营业成本分别在 95-429、86-303、104-248 元/吨，完全成本 分别在 122-528、104-347、104-347 元/吨。依据山西、陕西、蒙东、蒙西动力煤（5500 大卡，蒙东 3500大卡）坑口含税煤价管控区间 370-570、320-520、200-300，260-460元 /吨，假设各煤矿均按照 5500 大卡（蒙东 3500 大卡）发热量计算售价，扣除增值税和资源 税后，在坑口煤价管控上限值时三省四地经济产能叠加合计 27.6 亿吨，占全国在产产能的 67.4%；反之在坑口煤价管控下限值时经济产能合计仅有 16 亿吨，占晋陕蒙在产产能的 57.5%。总体讲，晋陕蒙三省煤矿的煤价和成本参差不齐，再放大至全国煤矿更是如此 （截至 2023 年 1-10 月，全国现有亏损煤矿数量约占总数量的 40%）。相比之下，当前山 西和蒙东煤炭管控价格上限具有较强的成本支撑，且仍有进一步提高上限值以稳定部分高 成本产能释放保供的空间。需关注的是，部分煤矿的煤质较差，发热量难以达到 5500大卡 （蒙东 3500 大卡），再考虑到煤企合理的利润水平，将进一步拉低晋陕蒙三省的经济有效 产能。

以山西地区为例，按照山西省现有煤矿坑口含税售价 370-570 元/吨的价格管控区间，假设 各煤矿均按 5500 大卡发热量价格，并扣除 8%的资源税和 13%的增值税，在坑口最高长协限 价 570 元/吨下有 11.19 亿吨/年的产能能够保持盈利，在最低长协限价 370 元/吨下仅有 2.2 亿吨/年的产能能够保持盈利，即，现有价格管控区间下对应山西省的煤炭经济产能为 2.2-11.19 亿吨/年。此外，假设山西坑口含税价格从长协价上限 570 元/吨分别下降至 550、 530 元/吨（对应不含税价从 471 元/吨降低到 454.5、438 元/吨）时，经济产能从 11.19 亿 吨/年分别下降至 10.54、9.88 亿吨/年。可见，山西地区对经济煤价相对敏感，且价格下跌 将迅速影响供给，进而支撑煤炭底部价格。

2016 年以来，大部分煤企成本明显抬升。经梳理，主要煤企上市公司的吨煤成本均值由 2016 年的 208 元/吨上涨至 2022 年的 393 元/吨，涨幅达 88.42%。其中，炼焦煤企业成本 涨幅超过 100%，如山西焦煤吨煤成本涨幅达 129%，平煤股份吨煤成本涨幅达 115%。

2016 年以来，煤企原材料、燃料及动力成本和人工成本均成抬升趋势。从成本结构来看， 人工成本占比最大，约占吨煤生产成本的 60%；其次是原材料、燃料及动力，占比约 15%— 20%。2016 年以来，原材料、燃料及动力成本与人工成本占比整体呈下降趋势。主要煤企 上市公司其他成本中包含折旧及摊销、运输费、塌陷费、安全生产费等成本科目，2016 年 以来，其他成本快速上升。而原材料、燃料及动力成本与人工成本绝对值处于上升趋势， 但增速低于其他成本和吨煤成本增速，占比呈现缓慢下滑态势。其中，吨煤原材料、燃料 及动力成本均值由 2016 年的 30.6 元/吨上涨至 2022 年的 37.7 元/吨，涨幅达 23.1%，年均 复合增速达 3.5%；吨煤人工成本均值由2016年的51.3元/吨上涨至2022年的66.1元/吨， 涨幅达 28.9%，年均复合增速达 4.3%。

2.2.2 煤炭产能加速向新疆转移，出疆高运费推高煤价需求

近年来疆煤外运量逐年增大，未来吐哈矿区煤炭外运潜力大。新疆煤炭资源丰富且分布范 围广，大多是整装待开发煤田，储量大、埋藏浅、开采条件好、煤炭种类齐全。2018 年至 2022 年，新疆煤炭外调量逐年增大，分别为 1460 万吨、1822 万吨、2863 万吨、4387 万 吨和 8000万吨。新疆是我国重要的煤炭资源接续区和战略性储备区，资源储量丰富、煤炭 种类齐全。 疆煤外运目的地仍以西北为主。从铁路运输流向看，2021 年经铁路出疆煤中，到达西北地 区甘肃、宁夏（300 万吨左右）和青海三省总量为 2174 万吨。占出疆总量的 59%，比 2018 年增加 1260 万吨、增长 138%；到达西南地区重庆、四川、贵州和云南四省市为 1231 万吨、占出疆总量的 33.4%，比 2018 年增加 790 万吨、增长 179%。西北、西南两 地区到达量合计占 92.4%，其余去往中东部地区仅占 7.6%（华中 3.6%、华北 2.0%、华东 1.9%、其他 0.1%)、长期以来处于较低水平，反映出当前疆煤外运的辐射范围相对较为有 限。

当秦港价格高于 650 元/吨时，吐哈矿区的煤炭才具备外运基础。对于吐哈矿区所产动力煤 （5000k），外运至重庆运距 2474km，假设铁路运价为 0.2 元/吨公里，总运费为 495 元/ 吨，坑口开采成本以 150元/吨计算。当川渝地区终端价格大致低于 810元/吨时，外运至重 庆地区（坑口价+运费）相比坑口直接售出所获利润减少，此时对应关联的秦港价格 （5500k）940 元/吨。当秦港价格（5500k）大致低于 650 元/吨时，外运至重庆地区（开 采成本+运费）亏本。对于吐哈矿区所产动力煤（5000k），外运至兰州运距 1588km，假 设铁路运价为 0.2 元/吨公里，总运费为 318 元/吨，坑口开采成本以 150 元/吨计算。当兰 州地区终端价格大致低于 600 元/吨时，外运至兰州地区（坑口价+运费）相比坑口直接售 出所获利润减少，此时对应关联的秦港价格（5500k）950 元/吨。当秦港价格（5500k）大 致低于 650 元/吨时，外运至兰州地区（开采成本+运费）亏本。

当秦港价格高于 950 元/吨时，准东矿区的煤炭才具备外运基础。对于准东矿区所产动力煤 （4200k），外运至重庆运距 3102km，假设铁路运价为 0.2 元/吨公里，总运费为 620 元/ 吨，坑口开采成本以 150 元/吨计算。在川渝地区终端所有价格区间内，外运至重庆地区 （坑口价+运费）相比坑口直接售出所获利润均减少。当秦港价格（5500k）大致低于 950 元/吨时，外运至重庆地区（开采成本+运费）亏本。对于准东矿区所产动力煤（4200k）， 外运至兰州运距 2216km，假设铁路运价为 0.2 元/吨公里，总运费为 443 元/吨，坑口开采 成本以 150 元/吨计算。在兰州地区终端所有价格区间内，外运至兰州地区（坑口价+运费） 相比坑口直接售出所获利润均减少。当秦港价格（5500k）大致低于 950 元/吨时，外运至 兰州地区（开采成本+运费）亏本。

2.3 煤价与油价同步波动，油价底部抬升亦支撑煤价

国际煤炭价格与原油价格的波动具有较强的一致性。从历史趋势来看，煤价与原油价格具 有一定的关联性。从节奏来看，2020 年以来。煤价的上涨滞后于原油价格，2021 年受多 国经济复苏，以及原油供应相对不足等多重因素影响，2021 年国际油价创下 12 年来最大 年度涨幅。同年，在世界能源价格上涨的大背景下，煤炭受到供给收缩及需求大幅增长的 影响，与原油价格保持同步上涨。2022 年 2 月之后受俄乌局势影响，煤炭与石油价格继续 上涨，2022 年 3 月，原油价格达到高点至 138 美元/吨，同时纽卡斯尔动力煤价格在 2022 年 9 月达到高点至 453 美元/吨。

煤炭单位热量价格增速快于石油。通过梳理 2020 年-2023 年 9 月石油以及煤炭单位热量价 格均值及其价格比值进行比较，首先从现货价格来看，石油和煤炭现货价一路上涨，到 2023 年才有所回落。其次从单位热量价格来看，将石油按照基准煤热量进行折算后， 2020-2022 年间石油与基准煤的单位热量价格比值连续下降，直到 2023 年该比值有所回 升。同时，2020—2023年石油单位热量价格均值均明显高于煤炭。从单位热量价格增速来 看，煤炭的增速大于石油，且增速的变化幅度也略高于石油。

综上，我国煤炭成本因资源条件不同差异性大，总体陡峭，伴随近年来煤炭消费量持续提 升（39 亿-45 亿吨），以及晋陕蒙低成本主力矿区挖潜殆尽，定价越加取决于中东部高成 本存量矿区和运输距离远的新疆增量矿区，因此，煤炭经济可开发产能成本不断抬升。截 至 2023 年 10 月，全国现有亏损煤矿数量约占总数量的 40%也间接说明此问题。在此背景 下，我们预计，煤炭中长协价格区间偏上限的 700+元基本可视为电煤长协价格的新底部， 港口 5500 大卡动力煤 800+元左右可视为市场现货煤价新底部，且价格双轨制预计将长期 存在（类似 2003 年～2012 年）。按目前供需形势，我们认为未来价格中枢保持在此之上 是有支撑的，且伴随中长期供需缺口放大（国家能源集团研究预计按目前在产及规划在建 产能，碳达峰前后累计缺口达 8 亿～10 亿吨）而有望趋于进一步提升。

三、景气周期方兴未艾，煤炭价值重估开启

3.1 煤炭产能景气周期远未结束，当前估值水平处历史低位

3.1.1 当前仍处于新一轮产能周期的早中期阶段

根据信达能源团队于 2023 年 9 月发布的《新一轮煤炭产能周期下的投资机遇》报告，可 以煤炭采选业固定资产投资额作为观测指标，我们认为我国煤炭行业在 1999 年至 2016 年 经历了一轮较为完整的产能周期。具体阶段为:

去产能时期（关井压产）（1998—2000 年）：“关井压产自”1998 年夏天开始，到 2000 年 末共一年半的时间，主要的关闭对象是小煤矿，目的是解决小煤矿例如资源乱开采、安全 事故频发、环境破坏问题等外部性问题。目标实现关闭 2.58 万个煤矿，总计减少 2.5 亿吨 的产量；最终实现 4.7 万煤矿关闭，减少 3.5 亿吨，相当于当时煤炭产量的 27.3%。 

产能扩张上行期（2001—2011 年）：中国经济进入高速发展阶段，国家取消电煤国家指 导价，煤炭价格市场化，煤炭行业同步进入快速发展期。2002 年，中国加入 WTO，GDP 实现 高增长，2003 年，全国性的电荒在冬夏爆发两轮，多地“拉闸限电”。在 2002 年到 2008 年 之间，经济的快速发展拉动了总需求，能源需求量随之增高，煤炭市场供不应求，煤炭价 格在这段时间持续抬高。煤炭企业在高利润的驱动下，积极扩大投资增产，以满足市场缺 口。煤炭行业投资增速在 2005 年达到了较高的 69.64%。2006-2008 年煤炭投资增速维持在 25%左右。在 2008 年，虽然出口经济受到全球金融危机的冲击，但内需方面国家出台“四 万亿计划”拉动消费与基建，国家经济增速虽然有一定降速，煤炭行业在 2008 年-2011 年 依旧保持了 20%以上的固定资产投资增速。直至 2012 年，煤炭行业投资增速进入下降通道。 以 2012 年作为上一轮产能周期的顶部，有以下几个明显特征：GDP 增速同比下降，首次跌 破 8%；煤炭消费量增速降低，煤炭行业利润进入下行区间；煤炭行业固定资产投资额见顶， 同比增速大幅下降，2000 年后首次跌破 20%。 

产能过剩期（2012—2016 年）：2012 年，全球经济减速，大众商品价格低迷带来的冲击 巨大。国内经济增速放缓，总需求增长也随之放缓。煤炭行业在 2008 年“四万亿计划”的 需求刺激下，产能扩张大于下游需求的增速，煤炭行业供过于求，煤价中枢大幅下跌。同 时，煤炭企业产能结构问题逐渐凸显，产能过剩问题严重，行业产能利用率逐年下降，煤 炭行业进入漫长的产能出清阶段。国家在 2016 年提出供给侧结构改革，利用政策手段加速 淘汰过剩产能和落后产能。同年，煤炭行业投资增速见底，2017 年，煤炭行业固定投资额 见底。 

去产能时期（供给侧改革）（2016—2020 年）：“十三五”提出供给侧结构性改革后， 国家宏观调控下，煤企去产能力度加大，2016 年 2 月，以国发【2016】7 号文为代表的煤 炭行业供给侧改革政策开始。大量落后产能被淘汰，同时释放先进产能保障供应，产能结 构不断优化，叠加行业资本开支多年持续下行，导致产能基本出清，而需求端伴随新兴产 业发展和城镇居民生活水平提高，全社会用电量增长，供需结构得到一定改善，煤价回升 并趋于稳定。 

新一轮产能周期启动（2021 至今）：疫情冲击后，对国内宏观经济产生严重影响，煤炭 价格出现大幅度震荡，2021 年后，经济复苏，能源需求逐渐恢复。但由于“去库存”期间 大量矿井关闭，新增产能投资明显不足，造成国内煤炭产能短缺，与此同时叠加俄乌冲突 和疫情影响，煤炭进口急剧收缩，在短期内加剧了国内煤炭供给缺口。

我国煤炭产能周期节奏慢、跨度长，景气周期拐点下行时往往同时表现为煤炭消费量持续 下降、煤价中枢大幅下移、行业利润水平显著降低和固定资产投资位于高位等特点。我们 认为，我国煤炭行业仍符合产能周期的内在运行逻辑，即：煤炭行业的产能扩张/缩减活动 对供需变化的滞后响应，但基于国内经济环境、产业政策、行业特点等影响，不同于海外 的是在时间维度上体现为持续时间更长，如在 1999 年至 2016 年经历了一轮较为完整的产 能周期，持续时间近 18 年，远超一般产能周期平均时长（以历史经验上的产能周期来看平 均约为 9-11 年）。与此同时，上一轮产能周期在 2012 年拐点下行时表现为几个明显的特 征：煤炭消费量持续下降、煤价中枢持续下移、煤炭行业利润水平显著下降和行业固定资 产投资额见顶且快速下降等。我们认为，相较 2022 年，今年煤炭价格大幅下跌，是 2022 年俄乌冲突的恐慌性抢购溢价回归基本面的波动，不能够简单地理解成 2017年以来的本轮 煤炭景气周期结束并拐点下行。

煤炭供需缺口有望催化新一轮煤炭产能建设，供给侧改革&双碳战略政策或将抑制煤矿投 资建设动力，有望拉长本轮产能周期维度。综合考虑未来煤炭需求和现有煤矿的衰减退出， 国家能源集团技术经济研究院预测在 2025 年我国煤炭供需缺口 2 亿吨，在碳达峰后的 2035 年前后缺口 8-10 亿吨，同时建议在“十四五”和“十五五”新建 6-7 亿吨/年的煤炭 产能。这表明我国煤炭供需整体形势依旧趋紧，尤其在能源安全问题较为突出的当下，我 国亟待新一轮煤炭产能建设以满足未来煤炭需求。但需认识到，上一轮大规模新建煤矿伴 随着国内经济的高速发展和 2008 年的“四万亿计划”扩大内需带来的煤炭需求的持续增 加，产业政策和企业投资均相对较为积极。反观本轮煤炭产能周期开始于 2016 年的供给侧 改革去产能之后以及贯穿着 2020 年提出的碳达峰碳中和战略，叠加高质量发展经济增速趋 缓和新建煤矿吨煤投资大幅增加、周期较长、投资回报具有不确定性等影响，当前政府和 企业对煤矿开发建设均较为谨慎，即使国家高层在 2022 年多次提出“以煤为主”、保障能源 安全的情形下，政策仍以短期应急性的存量煤矿核增挖潜为主，煤矿核准新建产能仍较少。 我们认为，在某种程度上，“四万亿计划”迟滞了上一轮产能周期的结束，同时供给侧改革 煤炭去产能也延迟了本轮新产能建设的开始，叠加“双碳”目标战略下在对新一轮煤炭产能 周期上的认知上仍存在着质疑和分歧，行业资本开支动力不足，反观宏观经济底部复苏带 来煤炭需求的增长以及存量煤矿高产能利用率难长期维持且面临衰竭退出等，中短期仍面 临煤炭供需缺口压力，有望拉长本轮产能周期维度，当前仍处于新一轮产能周期的早中期 阶段。

3.1.2 煤炭板块估值水平仍处于历史低位

通过梳理煤炭产能周期与煤炭板块估值的关系，我们发现当前煤炭板块估值水平仍处于历 史低位： ⚫ 产能扩张上行期（2001—2011 年）：随着中国经济步入高速发展阶段，能源需求也随之 增高，煤炭价格持续抬高，煤炭行业整体处于上行周期。在整个煤炭上行周期中，煤炭申 万板块平均 PE 为 33.46 倍，最高值为 87.26 倍，最低值为 7.58 倍；平均 PB 为 3.94 倍， 最高值为 10.22 倍，最低值为 1.29 倍。在煤炭行业上行周期中，煤炭板块最高估值往往受 市场情绪影响较大，其平均估值水平也被拉高，仅从最低估值来看，上行周期中的煤炭申 万板块估值下限为 PE 7.58 倍、PB 1.29 倍。 ⚫ 产能过剩期&去产能时期（2012—2020 年）：2012 年，国内经济增速放缓，能源需求增 长也随之放缓。煤炭行业在 2008 年“四万亿计划”的刺激下，产能扩张速度快于下游需求 增速，煤炭行业进入产能过剩时期。2016 年，国家提出供给侧结构改革，煤炭行业进入去 产能时期。在整个行业下行周期中，煤炭申万板块平均 PE 为 18.38 倍，最高值为 49.73 倍， 最低值为 7.27 倍；平均 PB 为 1.46 倍，最高值为 2.95 倍，最低值为 0.86 倍。煤炭行业下 行周期的估值水平明显低于上行周期估值水平。 ⚫ 新一轮产能周期启动（2021 至今）：2021 年后，经济复苏，能源需求逐渐恢复。但由于 “去产能”期间大量矿井关闭，新增产能投资明显不足，造成国内煤炭产能短缺，我国新一 轮煤炭上行周期开启。在新一轮煤炭上行周期中，煤炭申万板块平均 PE 为 8.54 倍，最高 值为 12.39 倍，最低值为 5.8 倍；平均 PB 为 1.41 倍，最高值为 1.98 倍，最低值为 1.06 倍。截至 2023 年 11 月 30 日，煤炭申万板块 PE 为 8.7 倍、PB 为 1.35 倍，与 2001-2011 年 煤炭上行周期中的估值下限区间（PE7.58 倍、PB1.29 倍）更为贴近。我们认为，当前煤炭 申万板块并未反映出煤炭新一轮上行周期应有的估值。

与同为周期行业的化工、有色金属对比，煤炭板块当前 PB 估值处于低位。从历史维度看， 煤炭、化工、钢铁和有色金属板块 PB 估值走势趋同。2001-2011 年，在煤炭板块上行周期 中，煤炭、化工、有色金属估值相近；2012-2020 年，煤炭板块下行周期中，煤炭板块 PB 估值走势逐渐落后于化工和有色金属板块。随着我国煤炭行业步入新一轮上行周期，2021 年以来煤炭板块 PB 估值有所恢复，但与化工及有色金属板块估值相比仍有差距，煤炭板 块当前 PB 估值仍处低位。

3.2 一二级市场明显倒挂，煤企价值修复空间广阔

3.2.1 矿业权价格和建矿成本大幅攀升，煤企一二级市场估值已明显倒挂

矿业权出让制度改革叠加煤价上涨，导致我国煤炭资源取得成本显著上升。2017 年 6 月中 办国办印发的《矿业权出让制度改革方案》，要求以招标拍卖挂牌方式为主，全面推进矿 业权竞争出让，严格限制矿业权协议出让。为贯彻落实《改革方案》，原国土资源部选取 山西、福建、江西、湖北、贵州、新疆 6个省区开展矿业权出让制度改革试点。2019年 12 月，自然资源部在总结改革试点经验的基础上，印发了《自然资源部关于推进矿产资源管 理改革若干事项的意见（试行）》，至此全面推进矿业权竞争性出让的工作格局已经形成。 随着矿业权出让制度改革的全面落地，矿业权一级市场形成了以竞争性出让为主的格局。

2022 年，随着煤炭价格近些年持续上涨，部分省市再次开始调整其采矿权市场基准价格， 如山东、山西和甘肃已经完成矿业权基准价的调整，河北已经公布基准价调整方案的征求 意见稿。矿业权出让制度改革叠加煤价上涨，导致我国煤炭资源取得成本显著上升。 从矿业权交易案例看，当前我国煤炭资源成交溢价明显。以 2023 年陕蒙地区挂牌交易的 5 宗矿业权为例，起始价总额 161 亿元，最终成交价 670 亿元，溢价率达 317%。从陕北及 鄂尔多斯地区矿业权成交情况来看，我国当前煤炭资源成交溢价明显。反观上市公司，其 采矿权账面价值已远低于实际交易价格，陕西煤业、伊泰煤炭单吨煤炭资源账面价值仅为 1.01 元/吨和 0.56 元/吨。

受产能置换政策、矿建标准提高等因素影响，近年来我国新建煤矿的成本显著上升。随着 煤炭建设工程定额的不断调整，以及矿井建设标准、行业验收要求的逐步提高，矿建、土 建、安装工程投资增大，矿井直接建设投资大幅增加。同时，2016 年以来实施的煤炭行业 供给侧改革，要求煤矿建设项目核准前或已核准未投产之前需购置产能置换指标，新增的 产能购置费用加大了项目前期投资。在产能置换政策和矿建标准提高等因素的共同作用下， 我国新建煤矿吨产能投资金额持续上升。

从煤矿交易案例看，当前一二级市场对煤炭企业的估值已明显倒挂。在采矿权价款和建矿 成本均大幅增加背景下，煤炭企业一级市场并购估值高于二级市场煤炭行业估值。虽然近 年来资本市场煤炭板块的估值有所修复，但仍然与产业市场对煤炭企业估值存在较大差异， 资本市场对煤企的估值明显低于产业市场对煤企的估值。当前一二级市场对煤炭企业的估 值已明显倒挂，煤炭企业重置价值亟须重新被市场认识。 此外，从伊泰煤炭港股回购事件看，当前煤炭二级市场估值明显低估。2023年3月29日， 港股伊泰煤炭（3948.HK）公告以每股 17 港元要约回购注销所有已发行的 H 股。公司总股 本 32.5 亿股，H 股 3.26 亿股，回购注销股份约占总股本 10%，而要约价格 17 港元/股， 相比当日收盘价 11.3港元/股，溢价 50%，预期回购的最低总代价为 55.42亿港元。从伊泰 煤炭愿意以 50%溢价进行回购来看，正是体现了煤炭在二级市场被明显低估的状态。

3.2.2 煤企股权重置价值远超市值，未来估值修复空间广阔

各煤炭企业的重置成本较高，揭示当前存量煤矿的价值并未被市场认识。煤炭企业主要资 产包括采矿权、煤矿和其他资产三类资产。我们对主要煤炭企业的采矿权和煤矿进行重置， 其他资产则按照账面价值处理，测算得出各公司重置成本结果。各公司重置成本结果体现 了当前重建各煤炭企业所需的投资金额。

主要煤炭企业股权重置价值远高于当前市值，未来估值修复空间广阔。在煤炭企业重置成 本的基础上，综合考虑净负债、少数股东权益后，经测算得出煤炭企业的股权重置价值。 相较二级市场对煤炭企业的估值，整体上煤炭企业的估值整体上存在折价，煤炭企业股权 重置价值普遍高于当前二级市场的估值。

若考虑煤矿建设时间，煤炭企业重置成本应当更高。目前我国新建煤矿的审批流程较长， 新建矿井所需的建设周期至少要 3-5 年。重建煤企的成本不仅高于二级市场估值，且重建 煤企需要 3-5 年的时间才可投产，若考虑时间成本的影响，则重建煤企的成本应当更高。 若考虑优质煤矿资源区位稀缺性，煤炭企业重置成本应当更高。当前我国地理位置优越、 生产成本低的煤矿多数已被开发，煤矿产能开发逐步向西北部转移，尤其是向新疆地区转 移。随着我国煤矿开发中心向西北部转移，地理位置优越、资源禀赋条件好的煤炭资源越 来越少，上市公司优质煤矿的重置成本仅代表理论上的重新购买价格。在优质资源稀缺背 景下，优质煤矿的实际价值可能远超重置成本。

基于我们对煤炭企业重置成本的研究，当前煤炭企业的低估值以及存量煤炭企业的竞争优 势仍未被市场充分认识，煤炭企业有望迎来较大估值修复空间。在深化央企控股上市公司 改革和推动建立中国特色估值体系的背景下，以及在当前煤炭企业产业维度的内在价值显 著高于二级市场估值水平的情况下，我们认为煤炭企业的内在价值将被逐步发现，煤炭企 业有望迎来价值重估。同时，在新建煤炭企业投资成本高昂的背景下，存量煤企凭借着资 源取得早和矿井建设早的优势，在开采成本上具备显著优势，且未来煤炭价格将更多地由 新增边际成本高的煤矿来支撑。鉴于此，当前存量优质煤炭上市公司将具备较强竞争优势， 其合理真实价值有望被市场逐步认识。

3.3 煤炭板块仍具有低估值高股息，煤炭板块投资价值凸显

3.3.1 从 PE 和股息角度看，煤炭行业仍处低估水平

从 PE-Band 和 PE 百分位来看，当前煤炭板块仍然处于低估状态。截至 2023 年 12 月 14 日，申万煤炭板块PE（TTM）为8.8x。近年来二级市场煤炭板块有所上涨，但其板块价格 涨幅远低于业绩涨幅。同时，以申万煤炭板块过往 10 年市盈率数据为基础，截至 2023 年 12 月 14 日，申万煤炭板块 PE（TTM）百分位为 29.45%，百分位仍然处于低点。

从分红率和股息率角度看，煤炭行业股息回报水平全行业领先。从分红率角度看，2022 年 现金分红最高的五个行业分别是纺服、食品饮料、传媒、公用事业和煤炭，其中煤炭行业 分红率排名第五，为 49.8%。从股息率角度看，2022 年股息率最高的五个行业分别是煤炭、 钢铁、石油石化、银行、交运，其中煤炭行业股息率排名第一，为 7.08%。煤炭行业股息 回报水平优异，在无风险利率下行阶段，煤炭板块投资性价比提高。

煤企分红政策更加积极，诸多煤企承诺分红不低于 60%。经梳理，兖矿能源 2023 年 6 月 公告，2023-2025 年每年现金股利的总额不少于可供分配净利润的 60%，且每股现金股利 不低于 0.5 元（2022 年实际分红率为 69.33%）；中国神华分红承诺由原“不少于公司当年 实现的归属于本公司股东的净利润的 50%”提高至 60%；陕西煤业也将可供分配利润的 40% 用来分红提高至 60%；山煤国际承诺 2024 年-2026 年公司现金分红比例不少于当年实现的 可供分配利润的 60%；平煤股份 2023 年 11 月 28 日公告，2023-2025 年每年以现金方式 分配的利润原则上不少于当年实现的合并报表可供分配利润的 60%。 从历史分红来看，煤企的实际分红率高于承诺分红。2022年，中国神华承诺分红60%，实 际分红 72.77%；陕西煤业承诺分红 60%，实际分红 60.17%；兖矿能源承诺分红 50% （2023 年提高承诺至 60%），实际分红 69.33%；山西焦煤承诺分红 10%，而实际分红 63.54%；盘江股份承诺分红 10%，实际分红 40.11%。

我们对主要煤炭企业进行归母净利润及股息率敏感分析，在不同价格假设下，主要煤炭企 业仍然拥有较为优异的股息回报水平。我们选取市场主流价格指标，并对其做出乐观、中 性、悲观三种假设。在三种不同假设条件下，主要煤炭企业仍然拥有较为优异的股息回报 水平，其中兖矿能源、兖煤澳大利亚、山煤国际、平煤股份、山西焦煤和潞安环能股息回 报水平位于前列。

3.3.2 从 PB 和 ROE 角度看煤炭行业亦被明显低估

从 PB-ROE 来看，煤炭板块高盈利和低估值属性突显。2023Q3，A 股上市公司煤炭行业 净资产收益率 ROE（TTM，整体法）为 16.63%，在申万全行业中排名第二。同属周期行 业的有色金属板块及基础化工板块，ROE 分别为 10.6%和 6.84%，均低于煤炭板块。而从 PB估值维度看，有色金属及化工板块 PB分别为 2.05和 1.96倍，而煤炭板块 PB仅为 1.35 倍，仍处于较低位置。当前煤炭板块正处于盈利能力较强而估值较低的状态，我们认为煤 炭行业具有较大估值提升空间。

 

编辑：520中国