2024年动力煤行业专题报告：基本面和高股息双翼驱动投资价值

定价端：长协交易为主，基本面重塑后基准价上移

价格体系：长协交易为主、市价为辅，市价中运费高占比

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%。

新长协定价机制抬升煤价中枢

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。

头部煤企高比例签署长协，支撑盈利水平

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。

动力煤市场价复盘：供给侧改革后基本面重塑，价格中枢整体抬升

复盘煤价走势：2002-2011年是煤炭的黄金十年，加入WTO后我国经济高速发展，GDP年均增速超10%，全社会电力需求上行带动煤炭 用量增长。2012-2016年进入寒冬期，4万亿刺激作用退潮，国内经济增速放缓，前期大幅增加资本开支导致该阶段煤炭产能过剩， 叠加低价进口煤冲击，煤价持续走低。2016年供给侧结构性改革，过剩产能逐步出清，煤炭重构供需平衡，2016年2月国务院印发 《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，要求从2016年开始，用3-5年时间退出产能5亿吨、减量重组5亿吨，同时所有 煤矿执行276个工作日生产（2017年制度退出），此后煤炭进入边去高能耗产能边保供的阶段。

需求端：新质生产力加持，电煤需求弹性尚显强劲

我国动力煤消费结构稳定，需求弹性尚显强劲

我国动力煤消费结构稳定，以电力耗煤为主、占比超60%，另用 于供热、制水泥、炼钢、制烯烃/氨/醇等，终端电力、地产、化 工等领域景气度和国民经济增速有高相关性。据中国政府网， 2024年我国设定经济增长目标在5%，全社会用电量和实际GDP增 速高度趋同，2024年以来出口数量增加驱动用电增速超过GDP增 速，同时，2020年以来我国发电量增速/GDP增速的弹性系数均大 于1，煤炭消费/GDP弹性系数震荡上行至2023年的1.1左右，说明 我国电力和煤炭需求仍有较强劲的增长动力。

新质生产力加持，电煤需求有望保持增长

电煤需求有望保持强劲增势。新型第二产业（高技术装备、计算 机/通信、新能源制造等）和新型第三产业（充换电服务、互联 网数据服务）等高速发展，成为驱动国内用电需求增长的第二曲 线。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，我们中性预期2024年我国全社会用电量增速 有望和2023年相近在6.5%左右；从我国发电结构来看，新能源在 新增发电量中占比持续提升，而火电仍是国内电力结构的中坚力 量，其中煤电占比呈结构性收缩趋势，但在用电需求强劲增势下， 我们预期2024年我国电煤消耗量仍有望同比增长3.6%左右。

化工用煤高增，全年动力煤消耗量有望实现3.5%左右增速

预期2024年我国动力煤耗量合计将达41.81亿吨，同比增长3.5%。非电煤需求中，2024年醇氨等化工品开工上行、耗煤需求增势强 劲，氨醇和烯烃是两大耗煤重要产业，因煤油价差长期存在，煤制烯烃原材料成本优势仍显，加上美国乙烷出口已近满负荷、新增产 能有限，煤制烯烃需求有望保持增长，据wind和CCTD数据，今年前5月化工消耗动力煤同比增加约15.8%，我们预期全年化工耗动力煤 同比增加约15%。冶金、建材水泥行业需求有望随着经济回暖、地产政策发力而逐步改善，其中冶金下游主要是粗钢生产，今年以来 唐山高炉开工率高位运行，后市楼市宽松政策陆续落地、地产链需求边际回暖有望带动冶钢和建材需求有所改善，考虑到上半年建材 和冶金耗煤仍呈较大降幅，预期全年建材和冶金耗煤量分别同比下滑7%和4.5%。另外，参考上半年供暖旺季期用煤需求增速，预计全 年供热耗煤同比增加6.5%；结合前文预期电煤消耗量同比增长约3.6%，预计2024年我国动力煤消耗量合计将达41.81亿吨，同比增长 3.5%。

供给端：煤矿产能弹性有限，疆煤将贡献主要增量

煤炭产销以我国为主，预计2024年国内动力煤供需呈紧平衡

我国是全球最大的煤炭生产和消费国，随着西部地区内蒙古和新疆煤矿的开 发，2016年以来产量再次呈现逐年增加态势，且在全球煤炭供应的占比持续抬 升，而美国、澳大利亚、南非等地近年来煤炭产量整体趋稳。我国煤炭生产以 动力煤为主，根据各省全年规划产量，我们预期2024年我国煤炭新增产量约 0.45亿吨，据wind数据，2023年我国动力煤产量占煤炭总产量比例超80%，预 计2024年动力煤产量增加约0.32亿吨至38.06亿吨；据中国煤炭报和Mysteel数 据，2024年上半年我国动力煤进口量同比增加约11%达约1.86亿吨，澳煤进口 恢复（2023年3月以来增量明显）和蒙煤低价优势下，我们预期全年动力煤净 进口同比增加8%至3.76亿吨。综上，预计2024年我国动力煤总供应或达41.82 亿吨，结合前文预计需求量，今年国内动力煤或呈供需紧平衡状态。

我国煤炭主要进口国俄蒙印尼产能扩张或进入瓶颈期

我国煤炭主要进口自印度尼西亚、俄罗斯、澳大利亚、蒙古国等邻国，据CCTD，2023年进口量中来自上述四国的占比达90%，其中印 尼、俄罗斯、澳大利亚和蒙古国是动力煤主要进口来源，蒙古国、俄罗斯是炼焦煤主要进口来源。2023年中澳关系缓和、两国煤炭 贸易重启，澳煤进口量明显恢复，同时在零关税政策和低价优势下蒙煤进口量大增，但2024年起我国恢复俄罗斯和蒙古进口煤关税 征收或抑制煤炭进口量增速。

参考IEA对海外煤矿项目的梳理，2024年海外煤炭产能扩张有限、合计新增约36百万吨，2025年澳煤项目如按计划投产，海外煤矿增 量将达87百万吨，2026-2028年新建煤矿产能趋减。从分布来看，煤矿新增产能以澳煤为主，俄罗斯和蒙古国短期产能增量弹性有 限，印尼煤炭产量扩张或将进入瓶颈期。此外，从IEA在2022年梳理的项目投产时间来看，有部分新建项目进度存较大延后的概率。

成本端：成本曲线抬升，疆煤高运价支撑煤价中枢

新批煤矿单位投资成本呈现明显上行趋势

我国新批煤矿单位固定资产投资成本呈现明显上移趋势，特别是2019年新 一波煤炭批复高峰期以来，新批煤矿项目单位投资成本(不含矿业权费用) 快速抬升，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。高强度的开采使中东部优质煤矿资源枯竭问题 日渐凸显，据国家能源集团技术经济研究院分析，现有煤矿产量将在 2025/2026年达到峰值，2030年后随着资源枯竭煤矿范围扩大，现有煤矿产 量将进入持续下降通道，预计2060年降至14.9亿t，较2020年下降62%。

代表性煤企单位生产营业成本整体抬升

通过梳理主要产煤地代表性煤企单位生产营业成本（含原材料/燃料/动力、折旧摊销、人工薪酬、维修费、运费等）可见，多家煤 企单吨煤炭生产成本均呈明显抬升趋势。据各公司公告，山西省主要煤企（潞安环能/晋控煤业/华阳股份/兰花科创/山西焦煤）平 均单位营业成本从2016年的200元/吨左右提高至2023年的近330元/吨，增长约65%，其中晋控煤业2023年单吨成本下降原因主要是高 成本的小型煤矿-忻州窑矿（产能60万吨/年）于2022年底因资源枯竭关停；陕西省代表性煤企（陕西煤业/榆林能源集团）平均单位 营业成本从2016年的81元/吨提高至2023年的141元/吨，增长74%；内蒙古代表性煤企（中国神华、电投能源、伊泰B股）平均单吨生 产成本从2016年的80元/吨提高至2023年的156元/吨，增长约95%；疆煤企业以广汇能源为代表，其单位销售成本从2016年的180元/ 吨提高至2023年的310元/吨，增长72%。

煤企端：资本增厚、盈利改善，高股息凸显投资价值

煤企资本增厚、负债率下行，资产负债表持续修复

据IEA报告，2012年后全球化石能源资本开支增速开始下滑、2015年后投资额自高点回落，在当前相对资本开支低增速环境下，资源 端的供应增量以扩建核增为主，新建矿减少加上较长的开发建设周期，或将导致矿端长期供应缺乏弹性。

从我国煤炭业情况来看，2012年后进入煤炭产能出清阶段，2013-2017年间煤炭开采和洗选业固定资产投资完成额整体呈负增长，国内 头部煤炭资源企业资本开支大幅收缩；2016-2017年深化供给侧结构性改革，大量矿井退出，煤企资产负债率自2016年中旬到达高点后 快速回落；长期资本开支的不足与煤矿较长的建设周期造成供应阶段性短缺，加上电力需求持续增长，2020年下半年煤炭供需错配逐 渐凸显，此后煤价中枢显著抬升。2020年后煤企资本开支重启上行，煤化工企业率先提增资本开支且增速超资源型企业，煤矿建设周 期长于化工品，或导致上下游阶段性供需错配；2021年后煤价高涨增厚煤企资产，负债率显著回落，煤企资产负债表持续修复。

煤企本轮增加的资本支出中非矿井基建占比提高

从代表性煤炭企业资本开支分项和用途来看，本轮资本开支中用于布局煤化 工业务的占比提升，且有较大一部分用于维持再生产、维修和安全环保生产 支出。资源型煤企用于煤炭矿井基建的资本开支自2012-2013年高点回落 后，2015-2022年期间长期处于低位，以兖矿能源和中煤国际为例，2023年 基建项目支出才再次有所提升，中国神华2021年资本开支显著提升主要是 支付新街、胜利矿区等的矿业权价款和购置采掘设备。考虑到煤矿3-5年的 建设周期，代表性煤企2023年集中增加的资本开支或将在2026年后兑现为 增产。

报告节选：

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）