1.1、年初至今，煤炭板塊跑輸大盤 10.5pct，板塊估值重回低位
2023 年 1 月 1 日至 6 月 15 日，申萬煤炭行業(yè)指數(shù)跑輸上證綜指10.5 個百分點，煤炭現(xiàn)貨價格下滑幅度較大。2023 年初至今，申萬煤炭行業(yè)指數(shù)、上證綜指漲跌幅分別為-5.2%、+5.3%，煤炭指數(shù)跑輸上證綜指 10.5 個百分點。在申萬一級行業(yè)中，年初至今煤炭板塊漲幅排名第 23 位。同期，秦皇島Q5500 動力煤平倉價下滑 33.3%，京唐港煉焦煤庫提價下滑 35.2%，秦港5500 動力煤長協(xié)價下滑2.6%。
【資料圖】
2023 年以來，煤炭板塊 PB 估值落至 50%分位數(shù)區(qū)間。2022 年全年煤炭板塊市盈率估值在 5.8-11.7X 之間震蕩，市凈率在 1.22-1.75X 之間，振幅明顯拉大。截至2023 年 6 月 15 日，煤炭板塊市盈率為 5.70 倍，估值分位數(shù)為0.6%，處于近5年低位水平，市凈率為 1.17 倍，估值分位數(shù)為 50.8%，處于近5 年中等水平。
1.2、業(yè)績：23Q1 業(yè)績逆勢增長，板塊負債率持續(xù)降低
2023Q1，板塊在煤價下行的大環(huán)境下，營收和歸母凈利潤環(huán)比均實現(xiàn)增長。2023Q1，煤炭板塊實現(xiàn)營收 4100.7 億元，同比+0.6%，環(huán)比+1.4%，實現(xiàn)歸母凈利潤 642.7 億元，同比+5.1%，環(huán)比+63.9%。同期，板塊經(jīng)營活動產(chǎn)生的現(xiàn)金凈流入 835.3 億元，同比+23.6%，環(huán)比-28.6%。截至一季度末，板塊整體資產(chǎn)負債率為 44.0%，同比下降了 3.1 個百分點，板塊負債率壓力得到緩解。
1.3、煤價：基本面弱修復，煤價承壓運行
動力煤價格：進口煤和高庫存施壓煤價，兩者邊際改善后，復蘇節(jié)奏和強度決定煤價走向。2023 年 1-2 月，假期需求季節(jié)性走弱，煤價承壓下行至1000元/噸。后因阿拉善事故影響，邊際供應(yīng)預期收緊，煤價回升至1199 元/噸。3 月起，煤炭市場進入淡季，大量進口煤持續(xù)沖擊國內(nèi)市場，動力煤庫存在5 月下旬累至近年高位，行業(yè)基本面偏弱運行，煤價持續(xù)下行至 775 元/噸。我們預計，隨著下半年旺季來臨，日耗攀升，庫存去化，進口煤獲利空間收窄，待煤價企穩(wěn)后，需求復蘇的節(jié)奏和強度將決定煤價的走向和高度。
焦煤價格：主動去庫，價格下行，需求仍是核心變量。年初至今，焦煤進入主動去庫周期，下游持有庫存意愿較低，價格階梯式下行。春節(jié)前焦煤需求季節(jié)性下滑，價格回落至 2500 元/噸，節(jié)后焦鋼企業(yè)復工復產(chǎn)預期支撐焦煤價格維穩(wěn)；4月初至 5 月，國產(chǎn)供應(yīng)趨穩(wěn)、進口大幅增加，而產(chǎn)業(yè)鏈下游需求一般，傳統(tǒng)旺季需求并未如約而至，焦煤價格下行至 1800 元/噸。5 月下旬至今，焦鋼企業(yè)利潤邊際修復，預期修復帶動焦煤價格企穩(wěn)。綜合分析，焦煤產(chǎn)業(yè)鏈邊際正在好轉(zhuǎn)，后續(xù)需求的變化仍是主導價格走向的核心變量。
1.4、持倉：公募基金煤炭行業(yè)持倉回歸低位
2023 年第一季度，公募基金持倉煤炭板塊市值 234 億元，環(huán)比減少8 億元（季環(huán)比-3.21%）。在經(jīng)歷 2022Q4 的大幅調(diào)倉后，2023Q1 基金調(diào)倉動能明顯減弱。2023Q1 公募基金煤炭持倉市值在 31 個申萬一級行業(yè)中排名第22 位。整體來看，在煤價波動放緩的情景下，持倉基金對板塊的偏好有所降低。
2023Q1 基金持倉煤炭細分板塊中，動力煤、焦煤、焦炭板塊持倉季度趨穩(wěn)。2023年第一季度，基金持倉市值中煤炭板塊占比 0.85%，環(huán)比減少0.01 個百分點，低配 0.91 個百分點。子板塊層面，2023Q1 基金持倉市值中：動力煤板塊占比0.56%，低配0.74個百分點；焦煤板塊占比0.27%，低配0.08個百分點；焦炭板塊占比0.02%，低配 0.09 個百分點。
2、煤炭需求：復蘇背景下，動力煤、煉焦煤需求均有支撐2.1、電煤需求支撐主要增量，關(guān)注二產(chǎn)用電邊際量變
2021 年我國煤炭消費量同比增長 5.8%，增長較快；其中，電力用煤同比增加18454萬噸，非電動力煤同比增加 5941 萬噸，煉焦煤消費同比減少1229 萬噸。2022年粗鋼及水泥等非電用煤下游產(chǎn)品下滑，導致整體煤炭需求增速不高（僅1%），其中電煤、非電動力煤、煉焦煤消費量分別同比+7411/-4232/+1076 萬噸。從增量結(jié)構(gòu)來看，電煤保持了連續(xù)兩年的增長，貢獻了煤炭需求的主要增量。
第二產(chǎn)業(yè)用電增量對全社會用電增量貢獻占比超50%
2021-2022年，全國用電量分別為83128億千瓦時、86372億千瓦時，同比增長10.3%、3.6%。2022 年，一、二、三產(chǎn)用電量分別為 1146、57001、14859 億千瓦時，同比分別增長 10.4%、1.2%、4.4%，城鄉(xiāng)居民生活用電量13366 億千瓦時，同比增長 13.8%。兩年間，全社會用電量累計增長 11262 億千瓦時，其中，第二產(chǎn)業(yè)是用電增量主要來源，貢獻占比超過 50%。
2022 年高耗能行業(yè)用電低速增長，建材和黑色系略有拖累
分行業(yè)來看，2022 年我國工業(yè)部門用電 5.6 萬億千瓦時，占全國總用電量的64.8%；工業(yè)中的制造業(yè)用電 42414 億千瓦時（同比+0.9%），是主要用電部門，四大高耗能 行 業(yè) 用 電 量 兩 增 兩 降 。 化 工 、 建 材 、 黑 色、有色行業(yè)分別消費電力5461/4017/6090/7452 億千瓦時，同比+5.2%/-3.2%/-4.8%/+3.3%。綜合來看，四大高耗能產(chǎn)業(yè)的電力消費是未來煤炭需求邊際變化的主要關(guān)注方向。
火電主導地位不改，仍需應(yīng)對增量電力需求
火電在發(fā)電結(jié)構(gòu)中仍占主導地位。2022 年全國發(fā)電量83886 億千瓦時，同比增長2.2%，其中火電發(fā)電量 58531 億千瓦時（同比+0.9%），占總發(fā)電量比重69.8%，火電在發(fā)電結(jié)構(gòu)中仍占主導地位。從發(fā)電增量來看，2022 年發(fā)電總量同比增加2764.5 億千瓦時，其中火電同比增加 828.6 億千瓦時，僅次于風電增加的1200.2億千瓦時。
其他能源發(fā)電對火電替代效應(yīng)有限。1）光伏：2022 年光伏新增裝機量8741萬千瓦，同比增長 59.1%；光伏發(fā)電 2290 億千瓦時，同比增長14.3%，占總發(fā)電量比重為 2.7%。短期內(nèi)，光伏發(fā)電占比較低，對火電并沒有明顯替代效用。2）風電：2022 年風電發(fā)電 6867 億千瓦時，同比增長 12.3%，風電新增裝機量3763萬千瓦時，同比下滑 20.9%，新增進度正在放緩。3）核電：2022 年核電發(fā)電4178億千瓦時，同比增加 2.5%，相對其他新能源，核電發(fā)電占比及增幅均較低，總體維持相對穩(wěn)定。
我們看到，火電發(fā)電總量依然隨著經(jīng)濟發(fā)展在擴張；新能源對電力的增量需求確實展現(xiàn)了一定的替代效應(yīng)，但在發(fā)電量同比 2.2%的低增速下仍無法完全覆蓋新增需求。因此，我們認為新能源對火電產(chǎn)生存量替代效應(yīng)為時尚早，假設(shè)短期電力需求出現(xiàn)波動，增量需求仍需火電予以補充。
2022 年豐水期，水電對火電的擠出效應(yīng)減弱
2022 年水電占總發(fā)電量比重為 14.3%，是除火電外第二大發(fā)電來源，二者存在一定季節(jié)性替代效應(yīng)。通常來說，每年的 7-9 月是來水高峰期，水電對火電產(chǎn)生一定的擠出效應(yīng)；到 10 月后，水量逐漸減少，擠出效應(yīng)轉(zhuǎn)弱。2022 年第三季度，水電在旺季發(fā)電量同比下滑 12.5%，火電發(fā)電量同比增加9.4%,火電的替代效應(yīng)明顯增強。年初至今，三峽出庫流量明顯低于往年同期。氣候變化的不確定性對火電的靈活性產(chǎn)生新的需求，有望在特定季節(jié)帶來增量。
電煤需求回顧小結(jié)：電煤需求保持了連續(xù)兩年的增長，貢獻了煤炭需求的主要增量。2022 年電力低速增長，主要是由于以粗鋼、水泥等為代表的煤炭下游需求偏弱導致高耗能行業(yè)中黑色和建材行業(yè)用電增速下滑。從發(fā)電結(jié)構(gòu)看，新能源對火電雖有一定替代效應(yīng)，但無法完全覆蓋新增電力需求，仍需依賴火電增發(fā)電量予以補充，同時，水電受氣候變化影響較大，對火電的擠出效應(yīng)是后期重點關(guān)注要素。
2.2、動力煤需求：經(jīng)濟預期向好，旺季去庫支撐煤價
短期來看，季節(jié)性需求增長將助力煤炭庫存去化，支撐煤價企穩(wěn)回升。從近期動力煤日耗表現(xiàn)看，截至 6 月 15 日當周，沿海八省動力煤日耗已突破往年同期水平，旺季需求逐步啟動，有望消化現(xiàn)有高庫存，供需矛盾將有所緩解。上半年壓制煤價的弱復蘇、高庫存等因素在現(xiàn)階段邊際均有改善，對煤價形成較好的支撐。
年初至今，主要的中游用煤產(chǎn)業(yè)對煤炭的需求同比明顯好于去年，待基數(shù)效應(yīng)的影響逐漸消退，復蘇預期的回歸將會提振并修復當前偏弱的基本面，進而催化板塊形成上行趨勢。分行業(yè)來看，今年 1-4 月，電力行業(yè)累計耗煤7.95 億噸，同比增加 6.3%，增幅較 1-3 月提升 2.0 個百分點。電力耗煤提速主要原因在于今年上半年南方地區(qū)氣候偏干，水電減少所致。1-4 月，水電發(fā)電主要省份中，除了四川實現(xiàn)增長外，云南、湖北、廣西和湖南水電產(chǎn)量均大幅下滑10%以上。非電部門中，1-4 月冶金、供熱、建材和化工行業(yè)耗煤量分別同比+6.5%、+3.7%、+3.1%和+1.3%，除了化工行業(yè)增速較 2022 年全年增速放緩，其他行業(yè)增速明顯好于去年全年。
從煤炭下游產(chǎn)品來看，1-4 月，火電發(fā)電量增速加快，水泥及粗鋼產(chǎn)量增速較去年同期有所提升。今年 1-4 月，火電發(fā)電量占比達 71.3%，占比較去年全年（69.8%）提升 1.5 個百分點；火電發(fā)電量累計同比增加 4.0%，增速較1-3 月提升2.3個百分點，火電需求呈提速趨勢。 1-4 月，水泥產(chǎn)量累計同比增加 2.5%，增幅較 1-3 月回落1.6 個百分點；粗鋼產(chǎn)量累計同比增加 4.1%，增幅較 1-3 月回落 2 個百分點，整體看，1-4 月，火電、水泥及粗鋼產(chǎn)量整體相較去年同期有所提升。
在長周期的視角下，火電仍將在電力系統(tǒng)中占主導地位，煤炭需求仍有穩(wěn)定增長。2017-2022 年、2012-2022 年全國發(fā)電量復合增速分別為6.0%和5.7%。在穩(wěn)增長的發(fā)展主線下，假設(shè) 2022-2030 年的發(fā)電量年均復合增速為4.0%，則2025年、2030 年的全社會發(fā)電量分別為 9.44、11.48 萬億千瓦時,由此預估2022 年至2030年火電發(fā)電復合增速為 1.9%，至 2030 年火電發(fā)電量約占59.4%，仍占發(fā)電主導地位。
2.3、煉焦煤需求觀測：穩(wěn)增長目標下，焦煤需求預期維穩(wěn)
粗鋼限產(chǎn)有待政策明確，穩(wěn)增長目標下鋼鐵產(chǎn)量維持平控假設(shè)。焦煤消費量與鋼鐵產(chǎn)量變化密不可分，今年年內(nèi)鋼鐵產(chǎn)量受到穩(wěn)增長政策的正向催化與粗鋼限產(chǎn)政策的反向限制。今年以來，焦煤下游鐵水產(chǎn)量總體維持高位，截至2023年6月 16 日當周，247 鋼廠鐵水產(chǎn)量 242.6 萬噸。 庫存方面，因焦鋼企業(yè)利潤不佳，焦煤進入主動去庫周期，企業(yè)的焦煤庫存整體偏低。綜合來看，穩(wěn)增長預期和鋼鐵限產(chǎn)政策的平衡中，前者帶來的作用相對明顯。上半年經(jīng)濟的弱復蘇，一定程度上造成了焦煤階段性供過于求，焦煤價格震蕩下行，隨著穩(wěn)增長目標的落實，以及全年鋼鐵產(chǎn)量平控預期兌現(xiàn)，預計下半年焦煤需求將獲得邊際改善。
3、煤炭供應(yīng)：國內(nèi)增產(chǎn)有限，進口增速預計放緩3.1、煤炭產(chǎn)能潛力不足，產(chǎn)量釋放空間有限
2021Q4 到 2023Q1 之間，原煤單季產(chǎn)量已無明顯增長。2023Q1，國內(nèi)原煤產(chǎn)量11.5 億噸，同比增長 5.5%，但是，自 2021Q4 增產(chǎn)保供以來，國內(nèi)煤炭產(chǎn)能應(yīng)釋盡釋，產(chǎn)量增長的持續(xù)性略顯乏力。從絕對產(chǎn)量來看，近四個季度的煤炭產(chǎn)量維持在 11.4 億噸附近，與 2021Q4 保供政策執(zhí)行后相比，已無明顯增量。可以看出，國內(nèi)煤炭產(chǎn)量釋放空間已經(jīng)十分有限。
1-4 月煤炭產(chǎn)量增速放緩，增量主要集中在新疆，晉陜蒙三省增速低于全國平均。2023 年 1-4 月，全國原煤產(chǎn)量 15.27 億噸，同比+4.8%，增速較1-3 月回落0.7個百分點。分省來看，前 4 個月，山西、內(nèi)蒙、陜西、新疆四省的煤炭產(chǎn)量分別為4.44、4.08、2.43 和 1.50 億噸，同比分別增加 1953 萬噸（+4.6%）、995 萬噸（+2.5%）、382 萬噸（+1.6%）和 3004 萬噸（+25.1%）。主產(chǎn)區(qū)中有三省的煤炭同比增速低于全國平均增速。
煤礦事故影響發(fā)酵，部分煤礦產(chǎn)能核增被撤銷，預計年內(nèi)煤礦產(chǎn)量供給增速將受到嚴格把控。2022 年 11 月至今，發(fā)生多起煤礦事故，其中以內(nèi)蒙阿拉善聯(lián)盟新井煤業(yè)事故影響最大。事故發(fā)生后，全國范圍內(nèi)加強了煤礦生產(chǎn)安全檢查，并開始對過去兩年核增產(chǎn)能質(zhì)量進行倒查，定調(diào)了年內(nèi)產(chǎn)量增速將受到嚴格把控，預計年內(nèi)增產(chǎn)節(jié)奏將放緩。
以五年周期視角來看，未來新增礦井較為有限，且短期無法貢獻增量。我們選取國內(nèi)產(chǎn)量排名前 20 的國有煤炭集團為樣本。2021 年，這20 家煤炭集團原煤產(chǎn)量合計為 26.6 億噸，占當年全國原煤產(chǎn)量（40.7 億噸）的65%。截至2022年底，前20大煤企在建或擬建煤礦產(chǎn)能1.923億噸，有望在未來數(shù)年陸續(xù)投產(chǎn)，2023-2027年將新投產(chǎn) 1.78 億噸。 據(jù) Mysteel 統(tǒng)計，截至 2022 年年底，全國在產(chǎn)煤礦產(chǎn)能約50.5 億噸，前20煤企新投產(chǎn)能在 2023-2027 年累計可貢獻 3.5%的增長，年復合增速為0.7%。綜合考慮國有煤企在我國煤炭市場中的優(yōu)勢地位，我們認為未來五年全國煤炭新增產(chǎn)能較為有限，短期難以貢獻明顯增量。
3.2、煤炭進口高增速將難以為繼
多重因素導致今年煤炭進口量增幅較大。2023 年1-4 月，中國進口煤及褐煤1.4億噸，同比增長 89.1%，增速較 1-3 月下滑 7.4 個百分點。分國別來看，印尼、俄羅斯和蒙古占主導地位，三國的煤炭進口量合計占比達90.5%。分國別看：
印尼仍是我國進口煤的主要來源，1-4 月，我國進口印尼煤7776 萬噸，同比+73.2%。受印尼 DMO 限令影響，2022 年 1 月印尼暫停煤炭出口一個月，基數(shù)效應(yīng)造成從印尼進口煤量同比高增；
1-4 月，我國進口俄羅斯煤 3173 萬噸，同比+134.5%；進口蒙煤1945萬噸，同比+423.2%，進口澳煤 631 萬噸，同比+134.6%。三國進口煤量的同比高增，是地緣政治和進口煤經(jīng)濟性共振的結(jié)果。
分煤種來看，1-4 月進口動力煤 1.05 億噸，同比增加86.7%，其中4 月單月進口動力煤 3098 萬噸，同比增加 65.7%，環(huán)比增加 4.4%。1-4 月進口煉焦煤3114萬噸，同比增加 88.6%，其中 4 月單月進口煉焦煤 838.7 萬噸，同比增加97.0%，環(huán)比下滑 13.1%，邊際已經(jīng)出現(xiàn)量減。
煤炭進口高增速將難以為繼。1-4 月進口量增速較快主要是由于國內(nèi)外較大的價格差，進口利潤豐厚。近期，國內(nèi)煤價降幅擴大，5 月當月秦港Q5500 動力煤平倉價下滑 21.0%，進口煤價格優(yōu)勢減弱，預計后期煤炭累計進口量仍同比增長，但環(huán)比增速將放緩。截至 2023 年 6 月 8 日，印尼煤、澳洲煤、及山西煤廣州港庫提價分別為 953、896 和 880 元/噸，山西煤比印尼煤和澳洲煤分別便宜73元/噸和16 元/噸。
4、板塊分紅維持高位，股息回報率可觀板塊分紅金額逐年增長，分紅率維持高位。2022 年，受益于板塊盈利水平提升，煤炭板塊分紅金額持續(xù)增長，2022 年年報分紅金額合計為1233 億元，同比增加34.3%，整體分紅率為 49.8%，較 2021 年下滑 6 個百分點。
安全邊際護航，高分紅龍頭的股息率已足夠可觀。2020 年的煤炭均價是近五年均價的低點，我們以 2020 年煤企的業(yè)績做壓力測試，以 2022 年的分紅率計算派息金額。在此壓力測試下，對應(yīng)當前市值，部分龍頭公司陜西煤業(yè)、中國神華、淮北礦業(yè)及兗礦能源的股息率仍超過 4%，已經(jīng)具備足夠的安全邊際；若以市場一致預期測算，則股息回報率更為可觀。
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