煤炭开采行业：高利润、强现金，黑金价值重构

【核心观点】

1、供给端：产能有瓶颈，供应扩张存天花板

由于中国一次能源消费结构中煤炭占比接近60％，而碳排放能源来源结构中煤炭占比更是超过70％，因此中国碳排放达峰可能绝大多数取决于煤炭消费的达峰，只有通过发展清洁能源替代煤炭的消费，才能控制碳排放的继续增长。因此我们看到“2030达峰”战略的制定，或许为我们提供了中国煤炭消费绝对量的顶点时空位置的指引，那么，在这种强战略与明确目标实现之前，能源困境的破局可能会通过加速清洁能源发展速度、提升煤炭利用效率为主要途径，这或许是短期困难与长期战略实现的矛盾，而矛盾的导向可能是以长期战略为根本。这是当前能源困境下煤炭行业不会大幅扩产能的逻辑背景。

2、需求端：经济稳增长，动力煤消费有保障

2021年在经济复苏与出口拉动的情况下，能源需求达到历史天量，供应弹性的不足导致动力煤社会库存大幅去化，能源储备安全垫下降，煤炭价格创出历史最高记录，而随着四季度强保供政策推出，市场缺口逐渐弥补，社会库存开始累积，“煤荒”问题得以缓和。然能源供应问题缓和却并未缓解，国内产能增量有限，过度挖掘势必透支未来生产增量；海外地缘冲突不断，国际能源贸易体系进一步恶化，供需关系继续失衡。内忧外患之下，优先保证电煤端的能源稳定也是不得已而为之，现货价格弹性扩大也是必然的逻辑结果。因此我们预计，在电煤长协充分保证的前提下，2022年非电煤现货采购价格中枢从2021年的1000元/吨上升到1400元/吨，最高价格仍旧存在创新高的可能。

3、行业展望：高利润、强现金，黑金价值重构

当市场投资者认为新能源发展进入快车道之时，其实也就认识到了传统化石能源的开发周期已经临近尾声。“碳达峰碳中和”带来的能源变革受益的不只是新能源设备行业，更包括传统化石能源开采行业。只是新能源设备行业的投资回报来源于需求弹性的快速扩张，属于政策支持下的显性因素，而传统化石能源开采行业的投资回报来源于供应弹性的持续低迷。我们认为未来的碳达峰10年，或许也是传统化石能源企业最后的辉煌10年，中国化石能源开采企业绝大多数就是煤炭开采企业，煤炭能源供需的持续紧平衡带来的是煤炭价格的持续高位与企业利润率的持续高位。高利润强现金流之下，煤炭行业的盈利周期更长，资本投入后的回报也更加稳定。

【正文】

1. 供给端：产能有瓶颈，供应扩张存天花板

1.1. 保供政策加码，产能继续释放

随着2008年“四万亿”投资计划的推出，中国工业产能进入大扩张时代，煤炭行业投资规模在“十二五”期间持续加速，产能不断增加，至2015年底全国煤炭总产能达到57亿吨，产能过剩状况愈演愈烈，煤炭行业资产负债率居高不下。为应对煤炭行业产能严重过剩问题，2016年2月1日《国务院关于化解煤炭行业过剩产能实现脱困发展意见》发布，煤炭行业去产能工作全面展开，随着“十三五”期间各地区的不断努力，全国煤炭企业在5年内退出过剩及落后产能9.6亿吨 ，并置换释放优质产能近3亿吨。根据国家能源局公布数据，截止到2018年底，全国煤炭行业有效生产产能35.3亿吨 ，建设煤矿产能10.4亿吨；而根据我们的推算，截止到2021年底，全国煤炭行业有效生产产能已达到41.5亿吨。

煤炭行业大幅去产能的时代基本告一段落，未来的产能将逐渐进入相对稳定的时期。2021年以来，全球正遭受能源紧张的困境，但这不代表中国会再次重新掀起煤炭行业大幅扩产能的序幕，经过“十二五”的无序化扩产能以及“十三五”的大幅去产能，中国煤炭行业经历了一轮极为惨痛的经历，也为投资者留下了较为不利的印象。正是因为这十年的循环往复，才奠定了中国煤炭行业未来不可能再去经历一次大幅扩产能与去产能的轮回，进而选择以绿电替代、清洁能源发展转型的能源路径。这是当前能源困境之下中国煤炭行业不会继续大幅扩产能的核心背景。

由于中国一次能源消费结构中煤炭占比接近60％，而碳排放能源来源结构中煤炭占比更是超过70％，因此中国碳排放达峰可能绝大多数取决于煤炭消费的达峰，只有通过发展清洁能源替代煤炭的消费，才能控制碳排放的继续增长。因此我们看到“2030达峰”战略的制定，或许为我们提供了中国煤炭消费绝对量的顶点时空位置的指引，那么，在这种强战略与明确目标实现之前，能源困境的破局可能会通过加速清洁能源发展速度、提升煤炭利用效率为主要途径，这或许是短期困难与长期战略实现的矛盾，而矛盾的导向可能是以长期战略为根本。这是当前能源困境下煤炭行业不会大幅扩产能的逻辑背景。

不进行大幅扩产能，不代表不增加产能，由于中国具有全球唯一的完整独立工业化体系，因此GDP结构中制造业占比将长期维持高位，无论是基于哪种能源结构，总能耗的增加是长期的存在，在清洁能源消费绝对量达到可以替代煤炭能源之前，煤炭的产能与供应仍会随着经济增速与能耗增加继续提升。

1.2. 产能弹性较低，产量高度受限

动力煤作为中国主要能源品种，煤价的大幅暴涨，严重挤压了下游各行业的利润，尤其是多年未曾调整的电价也在严重亏损下被迫调整浮动比例，由此进一步加剧了下游工商业的成本开支，能源危机呼之即出，调控手段自然不断加码。2021年7月份中下旬开始，政策端的不断发力，煤矿生产开始逐步恢复正常，供应量开始提升，尤其是发改委与能源局推动煤矿建设产能提前加速投放以及核增产能实行产能承诺兑现制，产能核增不断审批。

2022年以来能源保供会议层出不穷，3月份“煤电油气”会议发布了较为明确的能源保供文件，对于煤炭行业明确增加3亿吨产能，其中1.5亿吨属于技术改造释放、1.5亿吨属于摸查停工停产煤矿重新开工来实现。其中技术改造的1.5亿吨产能的合法审批与产能置换的手续可能较快，并将推动煤炭有效产能超过43亿吨。但是由于保供产能在保供期是属于远超出实际生产能力的开采，带有极大的安全隐患与资源透支的情况，因此随着合法手续的审批，实际产能数据继续增加，但产量却无法再按照原先的数据继续生产，后期的月产量将从3.8亿吨回落到正常产能之下的3.5-3.6亿吨之间。

而对于煤炭日产量1260万吨的解读其实也有多重说法，如果按照全年365天生产，那么意味着这是46亿吨产量，也就是至少47亿吨产能，中国目前总产能（含在产、在建、长期停工停产）也就48亿吨，根本不可能出现这个数据。但是由于煤炭行业具有330天生产的规则，因此1260万吨如照行业规则来看，其实就是41.6亿吨，约合43亿吨产能，那么目前通过合法核增完1.5亿吨临时产能后，有效产能额度基本达到这一数据。

1.3. 海外能源紧缺，进口或有下滑

作为中国最大的能源消费体，煤炭的进口依赖度仅有8％，进口量大约3亿吨上下，但由于全球煤炭贸易体系只有13亿吨左右，因此这3亿吨在全球具有举足轻重的地位，这也就导致了很多情况下，是中国的煤炭市场在左右着全球煤炭贸易市场，中国煤炭供需的变化决定了整个全球煤炭价格的走向。

但2020年之后，全球地缘局势变化莫测，疫情的影响叠加各大经济体经济的低迷，冲突与磨合再次成为了新的主题，尤其是2022年欧洲地缘冲突后，作为全球能源资源大国的俄罗斯，能源出口困局难破。仅煤炭而言，俄罗斯2021年出口量超过2亿吨，占全球煤炭出口贸易的17％，出口欧洲近5000万吨。由于中国煤炭产能的扩张主要为了内部供应，基本没有出口，而其他煤炭生产大国在长期低迷的资本开支之后，很难快速实现生产大幅增加，因此全球煤炭贸易供需失衡在所难免，供应量下降的结果就是国际煤价迅速大涨。

由于全球煤炭贸易供应量下降，即便未来俄罗斯出口中国煤炭总量可以从5000万吨提升到1亿吨，但在3亿吨常备进口量之前仍然存在缺口，因为中国的产能扩张本来就把正常的进口量作为补充计算在内。这种背景下，国际缺口的存在导致核心影响因素从中国转向了国际，数量的下降本就会导致进口源的减少，而价格的大涨并由此带来的内外价格倒挂，势必减少海外向中国的发运，进口量继续保证3亿吨难度较大。

但如果没有3亿吨的进口煤炭补充，中国的煤炭缺口也将继续扩大，只能通过继续扩大产能来破局，而上述的分析也讲到中国的煤炭产能同样存在瓶颈。因此，最后的结果就是国内现货价格大涨、内外价格倒挂逐渐收敛、海外发中国数量继续增加，从而继续通过进口补充的作用来弥补国内缺口。在全球能源供应缩表的情况下，处于市场核心的中国很难孤立其外。

2. 需求端：经济稳增长，动力煤消费有保障

2.1. 稳增长正发力，能耗增速平稳

2021年在出口拉动的前提下，制造业投资维持较高增速，尽管存在地产投资增速下滑的拖累，但中国经济仍旧走出了8.1％的超预期增长，同时也带动了用电增速10.3％的超预期增长。而之前全球对中国GDP的预期普遍在6％左右，超出的2个百分点带动用电绝对值超出预期近3000亿千瓦时，由于火电发电效率1000亿千瓦时需要4000万吨煤炭，因此也带出了1.2亿吨以上的超预期煤炭需求，强预期差导致2021年煤炭缺口迅速放大，社会库存大幅下滑。

2022年两会之后，明确以5.5％作为全年GDP增速，同时配套以多项政策以推动经济平稳发展，在明确经济增速的同时，基本也奠定了全年能耗增速的基准，尤其是用电增速的基准。基于中国制造业增加值仍占据经济主体30％的地位，通过对比欧美两大经济体历史发展规律来看，中国经济增速与用电之间的电力弹性系数至少10年内仍将维持1以上，2021年中国的电力弹性系数为1.3，因此我们预计2022年电力弹性系数将继续高于1,2022年的用电增速在6％左右。

我们在2022年3月份发布的数据看到，1-2月份用电增速偏低，尤其是制造业用电增速几近零增长，这一方面与去年用电基数较高有关，另一方面也与一季度四大高耗能行业生产低迷、用电负增长存在必然的关系。但同时我们更看到了积极的潜力因素，那就是一季度的制造业固定资产投资增速高达20％，制造业是中国经济的主体同时也是耗能用电贡献最大的主体，制造业高投资的背后隐含着未来制造业生产的扩张，同时也为后期制造业用电增速回归并进而带动全社会用电回归高位奠定了扎实的基础。

2.2. 绿电消纳不足，火电基数较高

减碳降碳是贯彻 “十四五”规划和“3060”远景目标纲要的重要手段，前文我们从一次能源碳排放结构和“双碳政策”要求入手，通过电力行业是煤炭最主要下游的逻辑，得出“电力控煤”是实现“双碳政策”目标的关键，因此发电结构的变革是未来电力行业的核心，同时也是影响煤炭需求量的根本因素。而为了实现“双碳“目标的发电结构的变革，最主要是在用电量增长的基数下，增加清洁能源发电，以逐渐实现清洁能源发电增量对煤电增量的完全替代甚至超越，从而可以实现“发电减碳”的要求。

在加速发展清洁能源装机的同时，我们也要看到在真正实现“发电替代”与煤炭需求达峰之前，煤电依旧以49％的装机结构贡献62％的发电量，其主要原因在于风电与光伏发电在自然禀赋无法突破的情况下，可利用小时数都不到2000小时，同样的发电量需要2-3倍的装机量才能达到，因此火力发电在发电结构中的主体地位依旧难以动摇。根据当前清洁能源装机量与利用效率计算得出，在七八月份水电旺季期间，非煤电结构发电量最大值只有2500亿千瓦时，在冬季水电淡季期间最大值只有不到2000亿千瓦时，在月均7000亿千瓦时面前依旧是捉襟见肘，在用电基数较高的情况下，增量部分仍旧由煤电来贡献，这也凸显了火力发电增速持续高于全口径发电增速的现状。

2.3. 电煤长协大增，非电结构紧张

自20世纪90年代以来，煤炭市场进入“双轨制”阶段，计划指导下的价格（重点合同煤、长协煤）一直低于市场价，进入2000 年以后，价差不断扩大，在当时，煤炭价格的差异，加剧了煤电的博弈，滋生了各种行业乱象。在价格双轨制体系下，市场煤数量成为了交易体系中的边际量，其价格属于边际价格，市场煤量越少，弹性就越大，价格走势不仅取决于现实的供需关系，还在很大程度上取决于市场预期、资金博弈、贸易商的建仓囤货或抛售，建仓或抛售的量占整个边际交易量的比重较大，贸易商持货量的方向和幅度与供需关系形成的失衡形成共振叠加，从而加剧了价格波动。

通过对比不同时期煤炭价格的波动频率、波动幅度、波动速度，我们可以发现，在双轨制阶段，特别是长协兑现率更高的2017 年以来，淡旺季过渡期间的价格涨跌明显高于完全市场化阶段，而且18 年的淡旺季波动速度比17 年更快。因此，价格双轨制阶段，特别是长协兑现率更高的2017年和2018年，市场煤的份额更小，需求侧、供给侧以及市场情绪等因素边际上的变化对原有供需结构的扰动更加明显，价格波动的频度、幅度和速度均明显升高，加剧了市场煤在淡旺季之间的波动。

2021年以来，全球能源紧张状况愈发严重，三季度开始部分地区由于电煤的严重紧张导致拉闸限电频发，严重影响到国民经济的稳定性。因此电煤长协监管愈发严厉，在总量保供的前提下，通过提高长协基准价、严查长协兑现率等方式，保证电力企业用煤的稳定性。2022年的要求是对火电供暖企业的全部覆盖，这意味着实际长协兑现率与覆盖率几乎翻了一倍。由于动力煤是中国主要的能源燃料，除了火电供暖，工业体系中仍有30％的消费结构，年基础消费数量在10亿吨以上，而且只能按照市场现货价采购，新长协高兑现之下，非电煤端市场供应的相对压缩，将会导致其他企业能源采购的进一步紧张，也将进一步加剧现货市场的价格弹性。

2.4. 总结：动力煤现货中枢上升至1400元/吨

通过前文的分析，我们看到2021年在经济复苏与出口拉动的情况下，能源需求达到历史天量，供应弹性的不足导致动力煤社会库存大幅去化，能源储备安全垫下降，煤炭价格创出历史最高记录，而随着四季度强保供政策推出，市场缺口逐渐弥补，社会库存开始累积，“煤荒”问题得以缓和。然能源供应问题缓和却并未缓解，国内产能增量有限，过度挖掘势必透支未来生产增量；海外地缘冲突不断，国际能源贸易体系进一步恶化，供需关系继续失衡。内忧外患之下，优先保证电煤端的能源稳定也是不得已而为之，现货价格弹性扩大也是必然的逻辑结果。因此我们预计，在电煤长协充分保证的前提下，2022年非电煤现货采购价格中枢从2021年的1000元/吨上升到1400元/吨，最高价格仍旧存在创新高的可能。

3. 行业展望：高利润、强现金，黑金价值重构

煤炭行业作为大宗资源品行业，传统的投资估值逻辑是基于其商品价格周期的运行，而价格周期的核心是产能扩张周期：即周期初始阶段需求弹性大于供应弹性，价格上涨利润增长，进而驱动资源品企业增加资本开支投入产能建设，由于煤矿的建设周期一般在3-5年之间，因此我们看到传统的煤炭企业投资回报高盈利期大约在3年左右，之后随着建设产能进入生产期，供应弹性超过需求弹性盈利期基本结束，而随着供应绝对值超过需求绝对值，供需宽松价格下滑，行业亏损期到来，持续亏损下倒逼过剩产能大量退出，而产能退出一般属于“矫枉过正”式的无序化恐慌关停潮，这也为下一波盈利周期奠定了基础。

以产能周期作为基础估值逻辑的煤炭及能源资源品行业，其实有一个默认的共识就是每一次产能扩张都可以随着资本开支的增加而大量提升，进一步我们看到的深层逻辑就是认为“资源是无限的”或者“资源枯竭前是可以无限挖掘的”。但是这显然与化石能源属于有限资源的自然属性完全相悖，“有限资源”的自然属性意味着周期估值的应用总有尽头。自工业革命以来，化石能源的高消费推动了人类社会的快速进步，但同时化石能源的过度采掘也导致其储量与可开采年限快速下降，替代能源与可再生能源的开发利用已成为迫在眉睫的事，率先进入工业革命的欧洲同时也是全球“新能源革命的急先锋”，全球主要经济体先后宣布“碳达峰碳中和”的长期发展战略其实就意味着传统化石能源扩张周期的结束，同样更意味着再用传统意义的周期估值理论来评判能源资源行业的投资回报可能已经有些失效。

具体到中国能源行业而言，由于煤炭在中国一次能源中占比高达60％，因此能源短缺的情况高度体现在煤炭行业，其实这与欧洲能源危机高度体现在油气上是一个道理，短期内寻求产能或化石能源的增加只是权宜之计，长期来看只有提升可再生能源的利用才能解决对化石能源的依赖困境，并进而破解资源终将枯竭的困扰。以中国煤炭资源而言，探明储量高达万亿吨级，数量的确惊人，但可高效利用的探明储量只有不足20％，按照年产量40亿吨来计，中国煤炭的可高效开采利用年限只有不到40年，也就是如果没有“3060双碳”战略，中国煤炭到2060年就只有超千米超高难度开采的煤层可供利用，其能源利用的性价比大幅下降。

因此我们将看到本轮煤炭周期的进程必然会发生明显的变化：即不再是煤炭价格的上涨驱动煤炭本身产能的大幅扩张，而是驱动替代化石能源的新能源产能快速增加。这也就意味着本轮煤炭行业价格周期的核心是新能源的产能周期而不是化石能源的产能周期，而新能源产能周期依赖于能源体系的总体平衡，这需要至少做到让化石能源消费达峰，也就是负增长，只有新能源装机发电量提升到足以替代燃煤发电装机发电量之时，才是真正的化石能源消费达峰之际，也是“碳达峰”之际。无论中国还是全球，最后的技术路径基本都是通过替代性新能源发展方能做到真正的达峰，靠技术升级与高效利用的时间跨度可能遥遥无期。

因此，当市场投资者认为新能源发展进入快车道之时，其实也就认识到了传统化石能源的开发周期已经临近尾声。“碳达峰碳中和”带来的能源变革受益的不只是新能源设备行业，更包括传统化石能源开采行业。只是新能源设备行业的投资回报来源于需求弹性的快速扩张，属于政策支持下的显性因素，而传统化石能源开采行业的投资回报来源于供应弹性的持续低迷。我们认为未来的碳达峰10年，或许也是传统化石能源企业最后的辉煌10年，中国化石能源开采企业绝大多数就是煤炭开采企业，煤炭能源供需的持续紧平衡带来的是煤炭价格的持续高位与企业利润率的持续高位。高利润强现金流之下，煤炭行业的盈利周期更长，资本投入后的回报也更加稳定。

风险提示：经济增长不及预期‘房建恢复不及预期；在建产能投放超预期