会计盈亏平衡点公式（煤炭行业专题研究）

（报告出品方/作者：招商证券，王西典）

一、供给：新增供应弹性较大，进口预计高位缩量

1、去产能：不再是十四五主要矛盾

十三五去产能取得明显成效。依据各省公布的去产能情况，十三五期间合计去产能 9.7 亿吨/年（发改委说法为超过 10 亿吨/年），大幅超出国发 7 号文、十三五煤炭工业发展规划要求的 8 亿吨/年目标。分省的情况来看，央企、山西、 陕西承担去产能任务较重，其中央企主要是非煤央企进行相关资产剥离，主产地山西、陕西多是关停产能较小的煤矿； 此外，中部、南部地区资源禀赋较为一般，经历此轮去产能后，省内供给能力进一步削弱，对煤炭运输调运体系将提 出更高要求。从长期看，资源禀赋将成为困扰中部、南部地区煤企生产和经营的主要问题。

预计十四五去产能处于低位。从 2021 年起，尽管出现煤炭供给异常紧张的局面，但仍有部分省份退出较严厉的去产 能计划，预计 2021 年去产能 6000 万吨/年。总体而言，预计十四五期间去产能可能会处于低位，一是非法矿井扰乱 市场的问题已得到明显解决（关停或办手续进而合法化），二是小煤矿的占比已明显下降，安监局继续推进的动力不 足（30 万吨/年以下产能 1.48 亿吨/年，占比约 3.2%），去产能不再成为供给端的主要矛盾。

2、新增产能：未来弹性空间较大

新投产能观察渠道减少。能源局曾公告全国新建产能情况（合法产能），但 2019 年后停止更新。新投产能的进展仅 能从能源局具体核准煤矿项目上进行观察，但前瞻性大幅降低。

2021 年为投产大年，产能增加空间较为充裕。2021 年合计投产 2.5 亿吨/年（发改委口径），2021 年 9 月为保供核 准产能 3.2 亿吨/年，合计新增产能为 5.7 亿吨/年，考虑去产能的情况，产能净增加 5.1 亿吨/年，增幅达到 12.5%。 尽管核增 3.2 亿吨/年产能有可能在 2022 年 3 月采暖季结束后逐步退出（参照 2020 年情况），但仍表明未来供给具 有较大释放空间，只是投放节奏的快慢。

此外，尚有陕北、新疆等煤炭基地按计划待开发，但预计投产在 2025 年附 近，主要弥补中东部地区资源枯竭的煤矿产能。综合来看，煤炭产能在未来的增量较为充裕，但投放的节奏会影响短 期的供给情况。 2022 年预计供应增量较为明显。即便考虑保供政策下核增产能退出，2021 年新投的 2.5 亿吨/年产能仍会使供应趋于 宽松，增幅达到 5.6%。

3、实际产量：重点关注政策动向

政策博弈下实际产量出现扰动。煤矿的生产（产能利用率，影响实际产量）和产能投放情况受政策影响较大，为多个 部门角力的结果，可以认为是安监局、环保督查与发改委的协调。一般来讲，安监、环保的相关政策给予产量的方向 向下；发改委主要考虑煤价的调控，多以打压煤价为主，从过去来讲两者的作用在供给上体现为相反。此外，从 2020 年开始的反腐工作进入煤炭主产地，对煤炭生产也主要是压制作用。

原煤产量预计创下历史新高。2001 年加入 WTO 开启黄金 10 年，2013 年产量 39.74 亿吨见顶，2016 年供给侧改革 产量在大幅下降后（统计局数字）进入上行通道，2020 年产量达到 39.02 亿吨，预计 2021 年创下历史峰值超过 40 亿吨。2016 年供给侧改革严格要求限产，并严厉查处超产，煤企普遍按照核定产能上报产量数据，非法矿井直接不 报产量，导致统计数字严重低于实际产量。

伴随供给侧改革推进，非法矿井逐渐退出或者手续合法化，表外产量逐渐 下降，统计局数字可信度逐渐提高（至 2021 年我们认为表外产量归零）。 产量向三西地区集中。2020 年晋陕蒙占了全国产量 70.3%，占比较 2016 年提升 6.8PCT，集约程度进一步提升，未 来在上述地区获得煤炭资源的企业明显受益。

4、进口：澳煤禁令仍然严苛，预计总量高位微降

（1）煤炭贸易中亚太市场影响较大，澳煤禁令致使焦煤价格大涨

煤炭贸易以区域市场为主，亚太市场影响较大。从全球的煤炭物流来看，煤炭主要从印尼和澳大利亚向周边的印度、 中国大陆、日本、韩国、中国台湾等地输出；南非向欧洲输出、哥伦比亚向欧洲和北美输出；俄罗斯向欧洲和东亚输出。 整体而言，世界贸易煤炭当中有三分之二进入亚洲，其中中国、印度、日本和韩国占到全球进口量的 70%。

中国煤炭产量几近占到全球一半，也是煤炭第一消费大国，因而煤炭是少有的国内定价的大宗商品。 印度煤炭产量已超过 7 亿吨，印度国家煤炭公司是全球第一大煤企，但相比而言，印度产量增长仍无法满足其国 内快速增加的需求，仍需要加大从海外的煤炭进口方能满足。 美国此前煤炭产量可占全球 10%以上，但伴随页岩油开采技术的成熟，以及对于碳排放的较严监管，美国开始 逐渐关闭火电厂，并缩小煤矿开发规模，至 2020 年煤炭产量已较 2012 年下降接近 50%。

中印日韩是全球前四大煤炭进口国，印尼、澳大利亚、俄罗斯是全球前三大煤炭出口国。中国主要从澳大利亚、蒙古、 俄罗斯、美国进口焦煤，从印尼等进口褐煤（动力煤）。

我国自 2009 年成为煤炭进口大国。中国曾经是煤炭出口大国，煤炭亦为出口创汇的主要战略物资，自 2009 年起中 国才成为煤炭净进口国，总体来看，净进口量走势与煤价较为一致（除个别年份 2012-2013），反映其对于供需关系 的平滑作用。

市场供求下进口煤具备较好利润空间。自 2016 年供给侧开始，政府总体是来看对进口煤进行打压，主要为了保护供 给侧改革的红利不被海外企业享受，且定下目标回到 2015 年的 2 亿吨。然而即便煤价相对低迷的 2019/2020 年，净 进口量一直在稳步上升，归根到底仍是海外的矿山开采成本较国内存在明显优势，尤其蒙古的焦煤、印尼的褐煤具备 较大的进口利润（低点为 100 元/吨），市场供求关系下较难摆脱对海外煤炭的依赖。在当前政策未出现较大变化的情 况下，预计 2022 年进口仍将维持在较高水平。

国际政治关系恶化下澳煤禁止进口，成焦煤大涨的直接原因。中澳关系恶化的背景下，澳洲煤炭进口自 2020 年 12 月开始全部禁止，直至今年 Q3 国内煤价暴涨，不得已放开进口弥补供需缺口，2021 年 10 月方有 279 万吨澳煤通关，但注意到该部分煤炭仅为去年已卸港但尚未通关部分（合计 600 万吨），且进口禁令对于未来增量仍然没有松口，预 计澳煤进口仍将处于停滞状态。按正常年份澳煤焦精煤进口 3000-3500 万吨来计算，禁令下前九个月焦精煤供应减 少 2250-2625 万吨，而前九月供需缺口为 1718 万吨，因此澳煤禁令是造成本轮煤价大涨的最直接原因（焦煤拉动动 力煤涨价，蒙煤受疫情无法通关补充）。

（2）进口调控为管控国内煤价主要措施

调控煤价的主要手段。由于供给（生产）对于政策的反应通常较为滞后，且影响面较大，故在十三五期间发改委在淡 旺季主要通过煤炭的月度进口量进行调控，从而影响短期的煤价涨跌，主要的策略为旺季放开，淡季收紧，采取的措 施包括：窗口指导、延迟/缩短清关时间、严查微量元素、禁止/开放二类口岸经营煤炭业务等。

调控效果较为明显。月度进口量淡季可以压制到 2000 万吨/月，旺季恢复到 2700-3000 万吨/月，年末采暖季甚至可 以达到 4000 万吨/月，而月度的供给量在 3.0-4.0 亿吨左右，因此 1000 万吨及以上的进口变化可以对月度供需产生 较大影响。今年前九月煤价调控失败的原因除澳煤的禁令外，全球能源紧张，过去几年煤矿开发资本开支回暖有限亦 限制了海外产量的释放。

5、供应汇总：审慎预计下 2022 增速为 3.5%

重要假设： 1. 假定保供核增 3.2 亿吨产能/年在明年供暖季后退出（参考 2020-2021 保供政策的实施），则预计 2021-2022 年煤 炭产量 40.2/42.4 亿吨，同比增长 3.1%/5.5%（偏谨慎的预计）。 2. 进口政策依据国内供给进行调整，考虑 2021 年前三季度受保供政策影响较小，年化为全年进口 3.0 亿吨，而在供 给偏宽松情况下进口预计有所收紧，预计 2020-2021 年煤炭进口 3.3/2.8 亿吨 上述假设下，预计 2021-2022 年实际供应为 43.3/45.2 亿吨，同比增长 2.9%/3.5%。

二、需求：火电、煤化工需求不悲观，但总需求增速低于供应端

从宏观层面来讲，煤炭的下游集中在房地产和基建为核心的周期产业链上，两者可直接拉动煤炭需求 24%。从中观层 面来讲，煤炭的下游集中在火电（含供热）、钢铁、建材、化工四大耗能行业上，合计占据总需求约 80%，伴随电气 化进程的加快和城镇供热的进一步普及，四大行业占煤炭需求的比重逐渐上升。我们后续对于煤炭需求的测算主要从 中观层面展开。

1、电力：预计风电光伏装机高增长，火电受挤压强于 2021 年

（1）风光装机快速挤占煤电份额

煤电装机天花板 13 亿千瓦。能源赋存格局决定煤电是我国电力装机主体，2021 年底煤电装机超过 11 亿千瓦，碳达 峰政策下十四五将为可再生能源逐步替代争取时间（2030 年煤电发电量开始下降），十四五煤电装机发展规划为 1.5-2 亿千瓦，增幅上限为 16.0%。

风电、光伏作为减碳主力，装机预计快速增加。发改委制定目标 2025 年风电、光伏总装机容量达到 11 亿千瓦，2030 年达到 18 亿千瓦，按 2021 年底装机不到 6 亿千瓦计算，未来 9 年年均净新增装机需达到 1.33 亿千瓦。在当前风电、 光伏装机成本下行，发电逐渐可平价上网的情形下，新增节奏预计可能加快，挤占煤电市场份额。另一方面，水电、 核电作为减碳支撑，也存在一定替代效应。 预计 2022 年火电、水电、核电、风电、光伏新增装机为 40、24、2、50、70GW。（报告来源：未来智库）

（2）全社会发电量增速预计回落有限

全社会发电量增速放缓。今年以来全社会发电量前高后低（基数影响），其中 1-10 月全社会发电量 73827 亿度，同 比增长 9.2%，两年复合增速 6.0%。从单月数据来看，11 月同比增长 0.2%，伴随宏观经济出现明显放缓迹象。 2008 年、2012、2015 三轮刺激消退后发电量增速快速回落：

2008 年伴随着 4 万亿救市方案的推出，发电量在 2009-2010 年曾达到 20%的高位，但政策刺激效应消退后，电 力增速在 2011 年下滑到 10%。

2012-2013 年政府开始新一轮加杠杆，基建投资急速攀升，带动发电量增速出现反弹，但持续性并不强，在 2015 年全年维持在零增长附近。

2015 年起我国又通过居民加杠杆来刺激房地产投资，并一定程度上解决基建资金来源问题。与此同时房地产固 投增速也在 2016 年底触底反弹，从而带动发电量增速步入下一个回升阶段，上行到 2018 年底的 8%高位，至 2019 年回落至 3.5%。

2020 年本处于 2015 之后刺激的尾声，恰逢疫情对全球经济冲击，国内国际均开启明显刺激，但值得注意的是， 伴随经济好转，国内在 2021Q1 开始边际上有所收紧（体现为房地产投资不断下行，基建投资处于低位），而海 外刺激仍持续通过出口的方式拉动国内经济，致使 2021 年发电量增速处于高位。2022 年预计出现海外刺激消 退、国内开启刺激的环境，但市场对于房地产、基建投资普遍预期较弱。

参照历史，2011、2013、2015 年刺激政策消退后发电量增速回落至前一年的 40%，若仅仅考虑出口的消退，预计 2022 年发电量增速低位为 5.0%。当前经济衰退下政府给予明确的稳增长举措，结合过往两年发电量复合 6.0%增速， 预计全年增速应是大概率在 5.0%-6.0%。

（3）火电消纳优先级为最末

从电网消纳的优先级来看，水核风光>煤电，气电主要在用电高峰期用于调峰。当前水电在全国范围开发已经基本完 毕，只剩下西部尤其西藏地区待开发。风电和光伏依赖补贴，但陆上风电已基本能做到平价上网，尤其碳达峰政策的 提出对火电形成较大冲击（预计 2030 年后发电量被风光逐步替换）。核电由于厂址稀缺，安全性存疑，同时中国缺铀， 发展低于预期，预期 2030 年后内陆及小型堆核电有望迎来较好发展。 我们预测火电发电增速采用全社会发电量倒减水核风光发电量的方法。

（4）预计 2022 年火电发电量增速 2%-3%

假定水核风光发电小时数在 2022 年回归历史均值水平，即便在较悲观的判断下——发电量增速为 5.0%，火电增速 预计达到 2.2%。我们判断 2022 年全年发电量增速中枢在 5.5%，在此情况下推算火电增速达到 3.0%。

2、钢铁建材：产量增长空间较为有限

钢铁和建材作为主要依托于基建和房地产的两个行业，具有高度关联性。钢铁方面，主要面临碳达峰政策下严格减量 的制约，同时房地产投资的低迷（尤其房企资金链出现一定问题，新开工面积大幅下滑）的情形下压制需求。截至 2021 年 10 月，粗钢、生铁累计产量同比分别下滑 2.6%、4.2%。明年基建的回补应能有一定改善，但总体预期较弱。 另外需考虑钢铁行业的减量政策，尤其在冬奥会召开期间，存在一定不确定性。审慎预计生铁产量 2022 年实现 0 增 长。

建材方面，煤炭最大的需求端在于水泥生产，耗煤占比达到 50%。受制于基建、房地产投资持续低迷，水泥产量在2020-2021 年增速由微增转为负增长。审慎预计 2021 年水泥产量增速为 1.0%。

3、化工：政策推动现代煤化工成长，预计成煤炭需求另一增长点

（1）政策端支持现代煤化工发展

我国煤化工分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工主要是煤制合成氨制尿素、煤制甲醇等初级产品，需求总体较 为平稳；新型煤化工包含煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油以及煤制气，目前正处于快速发展阶段，未来有望成为拉动 煤炭需求增长的新一极。

从十三五的情况来看，煤化工项目中仅有煤制烯烃、煤制乙二醇产能达到目标，但煤制乙二醇伴随快速投产出现供过 于求的情况，仅有煤制烯烃盈利能力较强。煤制油、煤制气仅作为能源安全考虑，但经济性并不佳，故新投产能不及 规划要求。从十四五现代煤化工产业发展指南来看，政策支持的项目集中在煤制油、煤制天然气等方面。

（2）煤化工成煤炭需求另一增长点

从十三五煤化工运行情况来看，煤制油产能利用率逐渐提高，煤制烯烃产能利用率维持高位，但煤制气及煤制乙二醇 产能利用率仅在 50%-60%。由于煤化工耗煤比例较高，已成为煤炭化工需求的主要增长点。近期中央经济工作会议 提出，原料用能不纳入能源控制，区分原料与燃料，切实利好煤化工企业。

假定十四五煤化工规划能完成目标，按照当前产能利用率及煤耗指标计算，预计煤炭需求可增长 1.2 亿吨。

4、供热：城镇供热稳定增长

（1）城镇供热逐渐替代农村散烧

城镇集中供热：供热耗煤具有明显的季节性特征，集中在冬季，近年来持续处于增长状态，这和我国城镇化进程紧密 相关。依据中电联的统计，2021 年供热耗煤预计达到 3.2 亿吨，增速为 12%。未来随集中供热设施的进一步投入， 耗煤将逐年提升。

农村散烧：集中在秦淮线以北的农村地区，东北和西北 6 个月，华北 4 个月。一户普通居民一个冬天烧煤 40 千克， 整个冬天北方农村散烧煤在 2 亿吨左右，但并无专门的统计数据，反应在煤炭的其他需求中，随城镇化及集中供热提 升，散烧需求逐渐下降。

5、需求汇总：预计 2022 年煤炭需求增速为 1.3%

主要假设： 1）火电发电量增速为 3%； 2）生铁产量增速为 0%； 3）水泥产量增速为 1%； 4）城镇集中供热增速为 10%； 上述假设下，预计 2022 年煤炭需求增速为 1.3%。

6、供需格局：预计 2022 年偏宽松，煤价存在下行压力

预计 2022 年供过于求，累库 4694 万吨，与 2018 年累库水平较为接近，彼时年度均价相比 2017 年仍有上行，但年 末价格已处于 600 元以下（秦皇岛 Q5500 现货价）。预计 2022 年下半年煤价存在一定下行压力，秦皇岛 Q5500 现 货价可能低于 700 元/吨。 注意到全社会库存在历史上处于低位（约 2.5 亿吨），因而供给、需求端的干扰可能会对供需造成较大影响。

三、行情复盘

1、煤炭股投资逻辑框架：EPS 预期影响大

投资者购买煤炭股，主要获取 EPS 预期提升带来的收益，EPS 预期中最核心的因素为价格，受到宏观预期、供需格 局的影响；此外还能获取部分业绩超预期和资产注入股票的收益。 PE 方面波动较大，行业整体 PE 也受到宏观预期的影响，从 2009 年到 2021 年，伴随经济重心的转移，煤炭股从具 有成长属性的周期股转变为受行政管控较为明显的周期股，PE（甚至 PB）中枢出现明显下滑，由 15-20x 下降至 10x-15x。此外，部分企业承诺的分红也对 PE 有一定影响。

2、历史行情回顾：完整复盘 2009-2021 年煤炭股行情

我们以煤炭指数（中信）为参考，复盘煤炭股近二十年的走势： 1）2002-2011 年：煤炭净利黄金十年，量价齐升，双轮驱动，预期高涨形成较高 EPS 预期，煤价和股价都是历史高 点（后煤价高点在 2021 年被突破）。 2）供给侧改革导致价格上涨，EPS 回升，但预期悲观导致低 PE，政策管控下股价弹性趋弱。 3）供给侧结束后遭遇新冠疫情，叠加宏观政策宽松、阶段性供需大幅失衡、双碳政策助推、流动性泛滥带来的大幅 上涨。

纵观 A 股上市煤企，大都在 2010 年前完成上市工作（昊华能源、陕西煤业分别在 2010/2014 年上市），因此选取 2009-2021 年进行回顾可较大程度上避免成分股变化对煤炭指数的影响。此外，煤炭行业最近十余年的发展经过了高 速扩张、景气下滑、脱困高质量发展的小周期，借此时期进行回顾能较为完整地把握行业的运行周期，以便对未来有 所借鉴。

2009-2021 年期间，煤炭开采指数（申万行业三级，下同）在其中五年取得了相较于上证综指的超额收益 （2009/2010/2016/2017/2021）。即便在板块走势低迷的年份，也不乏部分个股走出强势的独立行情。依据行业情况， 我们将其划分为三个小周期依次对板块进行复盘——2009-2011（阶段 1：扩张）、2012-2015（阶段 2：衰退）、2016- 至今（阶段 3：复苏）。

（1）2009 年内外宽松下抢跑基本面的超级行情

宏观预期带领股价抢跑 2008.11-2009.7：四万亿刺激后的超级行情，典型宏观驱动基本面滞后的周期上涨 宏观转变先行：2008 年 9 月国内宏观货币政策开始急速反转——货币政策方面，在 3 个月内 5 次下调贷款利率，4 次下调存款利率；在上半年仍不断上调存款准备金率的情况下，央行自 9 月起在 2 个月内降准 3 次。

财政政策方面， 2008 年 11 月，政府宣布将强力启动拉抬内需计划，两年内扩张投资 4 万亿元，亦即“四万亿计划”。 基本面仍然恶化：CPI 同比已从年内高点腰斩。面临宏观政策的实质性松动，经济和行业基本面仍然持续恶化，煤价 仍然快速下跌，同时煤炭指数仍在下行之中。 股价紧跟宏观预期：2008 年 11 月，在“四万亿计划”推出后仅仅一周，煤炭指数几乎应声上涨，并一直持续到 2009 年 7 月，涨幅超过 277%。

注意到行情结束时 CPI 仍在底部，而行业基本面尚未实质性转变，但彼时看涨煤价的预期 十分强烈。 我们在此对这一阶段煤炭指数和基本面的走势进行了拟合，从中可以发现，两者相关度较高，但股票领先约 9-10 个 月。这也体现了此前煤炭股上涨的典型逻辑——宏观先行、基本面验证！

见顶特征：2009 年 9 月，煤炭指数经一个月的调整后开始重新发动，在 1 个多月内上涨 45%。在此期间 CPI 开始爬 升，但仍处于 2%以下的低位。然而，此轮行情无论持续时间还是力度都不及前次，除大盘震荡回落的因素外，基本 面实质性好转，预期开始落地，也成为煤炭股的阶段性见顶的典型标志！ 由于此轮跨年行情为典型，我们在此将煤炭股的上涨总结为三个小阶段。

基本面大幅滞后股价，但可见明显的传导过程

宏观——下游（时滞约 3 个月）：

货币政策方面，2008 年 9 月央行开始降息降准，11 月政府宣布将强力启动拉抬内需计划。新增贷款自 2008 年末开 始呈几何级数增长。至 2009 年 3 月放出空前的 1.9 万亿元天量数字，全年新增信贷超过 9.5 万亿元。作为此次刺激 计划的最主要的衡量基准，基建投资同比增速自 2009 年初开始由 23%迅速跃升至 40%，并将这一高位维持了整年。 从传导的时长来看，距离“四万亿计划”的出台，大约迟滞 3 个月。相对而言，房地产投资起色较慢，仅在年末由个 位数增长回升至 10%以上，但随后开启了地产景气度不断攀升的黄金时代。

下游——中游（时滞约 3 个月）：

2009 年 5 月，作为敏感的中游品种——螺纹钢价格在基建投资提速后开始上涨，而生铁、水泥产量等同比增速亦开 始缓慢回升。

中游——上游（时滞约 4 个月）：

2009 年 9 月，在经济逐渐企稳，下游钢铁、建材、电力增速反弹的情形下，更上游的动力煤价格开始确立涨势。

外部环境配合，能源价格见底反弹

外部环境方面，次贷危机爆发后，美联储自 2007 年开始步入降息周期，但也未能阻止 2008 年末开始的经济衰退， 并蔓延至全球。2008 下半年全球能源商品价格开始暴跌，在 6 个月内国际煤价、油价、天然气价跌幅接近 80%。

面对深陷的危机泥潭，美联储只能转向非常规货币政策量化宽松（QE），以期进行大规模资产购买，压低长期利率， 进而刺激经济。从 2008 年 11 月到 2014 年 10 月，美联储共实施了三轮量化宽松，资产负债表从约 9000 亿美元扩 张至近 4.5 万亿美元。经此，美国开始走出危机泥潭，但经济高点已较危机前明显回落。全球煤炭、原油、天然气价 格从 2009 年开始共振反弹，亦再难与此前的水平同日而语。

此后 2010-2021 年，煤炭行情的发动，不管持续时间长短，幅度大小，多与宏观政策有关，但板块要跑出超额收益， 多是在宏观预期偏宽松的年份。尤其在供给侧改革以前，煤炭股仍然延续宏观引导，基本面再进行验证的投资逻辑， 但供给侧改革后投资逻辑发生变化。

（2）2010-2011 年宏观预期与基本面预期相悖

2010.10：美国 QE 引发的短暂暴涨

宏观偏紧，下游需求受政策影响：2010 年初央行开启上调存款准备金率，且从 10 月下旬起同时上调存贷款基准利率， 标志着货币政策在 08 年底的宽松后开始转向。同时，为了完成十三五节能减排目标，国内高耗能产业生产开始受到限制，由此刺激了钢铁、水泥等价格的上涨，但对于煤炭而言，最大的需求——电力受到影响，煤价预期也因此蒙上 阴影。

基本面较为坚挺：秦港 Q5500 动力煤价格却仅由 755 元/吨回落至 715 元/吨，随后开始上行，在年末更快要摸到 800 元/吨的关口，需求端的小幅回落仅仅是缓和了供不应求的矛盾，悲观预期很快被击碎。 国际宏观偏宽松，海外出现能源通胀：2010 年 11 月，面对“缓慢得令人失望的”的经济复苏，美联储被迫开启了第 二轮 QE。与此同时，国际能源商品价格亦走出了季度级别的上涨行情，原油、煤炭在 3 个月内均有 50%的涨幅。

煤炭行情较短暂，加息后结束：煤炭指数在 2010 年 10 月开启了暴涨行情，仅 1 个月涨幅达到 42%。然而在 10 月 下旬国内货币政策转向后，煤炭股亦在 11 月初先行见顶，彼时 CPI 已持续攀升至 4%以上的高位，尚未待行业基本 面预期（彼时仍非常坚挺）进一步催化即将此轮行情扼杀。

2011.10：日本核泄漏和澳洲洪水催化的昙花一现

宏观紧缩，基本面反应较为迟滞：2011 年为应对持续走高的通胀，央行延续 2010 年开始的货币收紧政策，在年内六 次上调存款准备金率、三次上调存贷款基准利率，紧缩程度较 2010 年更甚。“四万亿计划”的刺激效应逐渐消退，基 建投资累计同比增速在 5 月份开始下滑，至年末回到个位数水平，而房地产投资虽在高位亦可见下滑趋势。

煤炭下游行业——钢铁、水泥、火电迟滞反应，高增长在四季度开始回落，但仍然拉动煤炭需求高增长，而动力煤持 续上涨后在 11 月见顶回落（冶金煤则在次年回落）。此轮从下游行业开启的传导，煤炭行业仍然迟滞 5 个月左右。 外部事件扰动：国际原油价格在 5 月即开始出现明显回调，而国际煤价在年初仍有季度级别的上行。 焦煤方面，主产国澳洲洪水影响供应，致使当年 Q1 长协价格由 225 美元/吨大幅上行至 293 美元/吨。

动力煤方面，日本核泄漏事件后，核电机组因为安全问题停运，由于事故前核能在日本能源供应中提供了 30%左右 的电力，因此一度面临缺电的困境，市场预期将会通过提升煤电、LNG 发电、燃油发电来弥补这一缺口。依据 2011 年核电发电 2924 亿度电来测算，若核电机组全部停运，其中 1/3 由煤电来弥补，将增加约 4070 万吨煤炭需求，将 使日本煤炭进口大增 27%，由此引发对国际动力煤价格强烈看涨的预期。

（3）2012-2013 年宏观预期被基本面不断证伪

2012.1-2012.3：宏观催化，版块涨幅 25% 。宏观催化，但基本面进入下降通道：2012 年 M2 增速从 1 月的 12.4% 上升到 3 月 13.4%，新增贷款从年初的 7381 亿元到 3 月份升至 10114 亿元，催生宽松预期。同时年内降息两次，降 准两次。 煤价见顶下行：秦皇岛 5500 大卡从 1 月份的 810 下跌至 3 月份的 780 元/吨，柳林 4 号主焦煤从 1 月初的 1670 元 下跌至 1620 元/吨。

与此同时，基建、房地产投资增速中枢在刺激政策消退后出现明显下降。龙头公司为炼焦煤企业： 盘江股份（78%）（2012 年 7 月实施 10 转增 5）、潞安环能（43%）、阳泉煤业（43%） 2012 年底行情：板块涨幅 30%。预期换届政治周期，市场一度预期经济强复苏。企业补库推动基本面持续好转，山 西柳林 4 号焦煤从 11 月份的 1170 元/吨上涨至 1360 元/吨。动力煤弱势，从 2012 年 12 月的 640 元下跌至 2013 年 3 月底的 620 元/吨。

2013.7-2013.9：宏观催化，版块涨幅 15%

政策不断微刺激，煤焦钢链条补库推动基本面持续好转，山西柳林 4 号焦煤从 2013 年 8 月的 1000 元上涨至 11 月的1200 元/吨，动力煤弱势，从 7 月份的 595 元下跌至 10 月份的 525 元/吨。 注意到彼时煤价作为基本面只能证伪（而后 2014-2015 已确认煤价下行），煤炭股行情较为短暂，也难以获得超额收 益。

（4）2014-2015 年挖掘个股α机会

2014.7-2014.8：版块涨幅 15% 内部：时隔两年开始降息，PMI，M2 数据向好，房地产限购逐步取消。 外部：美联储 10 月结束 QE3，加息提上日程。 基本仍然不好：山西柳林 4 号焦煤从 7 月的 850 元跌至 750 元/吨，秦皇岛 5500 大卡动力煤价从 510 元跌至 490， 短期可能见底（限产限进口，神华提高 8 月份煤价）。

注意此时传统的周期股跟随大宗商品价格上涨的逻辑不复存在，行业 β 较弱，领涨龙头开始带有主题概念，即挖掘 α 机会。 2014.10-2015.6：跟随牛市上涨，版块涨幅 113%，但上证综指涨幅 155%，仍然明显跑输

（5）2016-2019 年供给侧推动下板块迎来上涨，但仅跟随基本面且弹性减弱

2016.2-2016.11：供给侧改革开始，版块涨幅 36% 行业政策主导，叠加下半年经济弱复苏促使煤价大涨：供给过度收缩导致供求缺口，加之低库存，需求复苏，推动了 煤价暴涨。 龙头公司：西山煤电（39%）、冀中能源（34%）、潞安环能（25%）、开滦股份（28%）。 行情两个阶段：1. 国发 7 号文 2 月发布，标志供给侧改革开始，市场作为主题进行炒作，4 月初见顶。2. 6 月煤价 开始实质性上涨，板块开启主升浪。

与此前不同的是，本轮上涨宏观方面仅有地产投资增速提升作为催化催化，政策端宽松较少，且由于供给端变化导致 价格上涨，整体板块弹性明显收窄（相比于煤价）；另一方面，伴随经济重点转向消费等新动能，宏观上对于传统经 济的预期下调也使得市场对于周期股更为谨慎，仅仅当基本面出现实质性好转的情况下，股价方有明显上涨，与 2009 年预期先行，基本面验证的逻辑已大不相同。

2017.5-2017.9：供给侧改革持续，行业高景气超出市场预期，版块涨幅 30%

经济复苏下煤价持续高位：PMI 持续处于扩张区间，房地产投资增速上行，发电量也处于 2016 下半年以来的高位， 克强指数等显示经济基本面较好；自从 2016 年 11 月煤价逐渐平抑后（保供、276 工作日变为 330 工作日），2017.4 出现煤价淡季上行，随后虽有回落但预期旺季煤价迎来上行，煤价持续性得到验证，板块迎来上行，为较为典型的经 济复苏+商品价格+利率上行的组合。

领涨龙头：恒源煤电（89%）、中国神华（64%）——补涨需求，大额分红，且当年与国电重组事项催化，且有长协 政策稳定煤价预期及业绩预期、潞安环能（77%）、平煤股份（59%）。 2017.12-2018.2：板块上涨 20%，旺季煤价超预期，动力煤从 660 元/吨上涨至 760 元/吨，叠加 1 月新增人民币贷 款 2.9 万亿催化，但随后贸易摩擦开始，叠加供应宽松煤价下跌，2018 年煤炭指数跑输上证 7%（下跌 31%）。

2019.1-2019.4：宏观及流动性推动，煤价中枢下降空间有限，版块涨幅 43%，经济弱稳 2018 年三次基准已经为 2019 年宽松打下基础， 2019 年延续降准，2019.1 新增人民币贷款达到 3.23 万亿，在当时 几乎为天量，此外贸易摩擦有所缓和，稳定市场预期，而市场总体已处于较低位置。 基本面方面：2018 年煤价中枢下行后，2019 年煤价基本稳定，而煤企盈利情况仍然较优。（报告来源：未来智库）

（6）2020-2021 年大涨，似是 09 年再现？

2020.4-2021.9：疫情后时期流动性宽松，双碳政策下能源供需严重失衡，板块涨幅 138%，跑赢上证指数 102%。

1. 国内宏观政策较为宽松：2020 年两次下调 MLF 利率（等同降息），M2 同比处于 10%以上高位，新增人民币贷款 处于扩张方向，虽 2021 年 Q2 开始地产去杠杆政策较为严苛，货币政策边际有所收缩，但仍较疫情前偏宽松；分项 来看，投资、消费并未有明显起色，但海外受疫情影响供应链重心转向中国，驱动出口持续高位。

2. 行业基本面景气度向上：保供前供应维持低位，需求端全社会发电量处于高增，2021 年开始水电出力不顺，带动 火电发电量高增，缺电下煤炭供不应求；价格来看，煤价在 2020.4 疫情后供需错配达到 500 元以下的低点，随后修 复，自 2021.3 开始出现快速上行（涨幅接近 2 倍）。

3. 进口煤政策较为严苛：对澳洲煤炭的进口禁令使得焦煤出现严重供不应求，价格出现大幅上行。

此轮行情领涨龙头：兖州煤业（转型煤化工，业绩高增，股价涨幅 379%）、山西焦煤（焦煤价格大涨，股价涨幅 384%）、 平煤股份（焦煤价格大涨，股价涨幅 269%） 、电投能源（区域动力煤龙头，股价涨幅 176%）

注意与 2009 年不同的是，虽然都是宽松政策，但煤炭股已难以领先基本面大幅上涨，表现在 2020 年跑输大盘，实 现超额收益主要在 2021.8，其中伴有煤价的大幅快速上涨。市场对于煤炭股的看法自供给侧改革后越来越谨慎，除 经济转型的因素外（刺激后地产、基建投资增速不及过往）、双碳政策下对煤炭消费的压制也是主要原因。

四、2022如何看？宏观及行业方向类似12/14年

预计 2022 宏观政策为内松外紧。国内来看，2021Q3 受限电限产、原材料价格高企等因素经济下行压力进一步凸显， 中央经济工作会议稳增长定调明显。货币政策方面，年末 LPR 下调，预计 2022 年存有全面降息、进一步降准空间； 财政政策方面，保证财政支出强度，加快支出进度，实施新的减税降费政策，适度超前开展基础设施投资。针对被压 制的房地产，房企资金端压力已经边际缓解，竣工修复对投资端形成支撑，基本面未见底但预期已经明显改善。国外 来看，美联储 taper 政策开始施行，且加息已在日程之上。

行业基本面景气度回落为大概率事件，但仍处于历史高位。预计 2022 年供过于求，煤价向下震荡回落，但长协 700 元基准价的确定（提高 165 元）使煤企盈利稳定在高位的确定性进一步加大，但总体同比有所下滑。

回顾来看，预期 2022 年宏观政策及行业景气度方向与 2012/2014 年较为类似，较难支撑传统周期股跟随商品价格上 涨的投资逻辑，板块性投资机会偏弱。在供给侧改革后，2012 年宏观引领股价上涨，基本面迟滞验证的逻辑已失效， 重点可参考 2014 年行情，彼时领涨个股领涨龙头开始带有主题概念，即挖掘 α 机会可能带来超额收益。 在当前双碳政策下，结合行业景气度，我们认为煤企具备产业转型的能力与意愿，可关注转型方向为新能源运营、氢 能生产及运营等。

1、煤企具备产业转型的能力与意愿

自十三五供给侧改革开始，煤价呈现中高位波动，行业净利润水平呈现出较优水平。伴随着盈利走高，行业经营活动 产生的现金流量净额也是持续处于高位。另一方面，十三五期间煤炭行业累计淘汰落后产能约为 10 亿吨，行业产能 实现快速出清和大幅优化。进入 2020 年以来，双碳政策对于煤炭企业继续开发新矿的预期具有非常大的负面影响， 相关的资本开支计划处于低位。

在此情况下，煤企手握货币现金较为充沛，除满足要求的分红外，已经具备大规模投入进行产业转型的能力。同时， 煤炭企业高效清洁利用、转型低碳绿色产业亦是符合政策需要。

2、绿电转型

2022 年煤炭基准价提升隐含煤电价格上浮 20%持续，700 元/吨定位于价格上浮后火电企业盈亏平衡点。长期看节能 减排对减碳作用超过能源结构转变，提升煤电价格主要为促进减排，也为火电企业改造、未来支付碳税成本、转型绿 电做准备。绿电价格多与煤电价格相关，尤其在能耗双控转换为碳控的情况下（新能源用电不计入能源消耗总量）， 绿电的接纳及需求有望扩大（量增）。近期出台的交易案例中，绿电多有较大溢价（15%-20%）。此外，新能源发电 装机成本下降亦有助于运营商盈利能力提升。

电投能源

a. 新能源运营扩张迅速：公司自 2014 年开始从事新能源发电业务至今，目前来看业务收入占比虽然较小（大约在 2%-3%），但发展的势头较为迅速，电投能源近两年来发电量快速增长主要是来自新能源业务的贡献，2020 年电 投能源合计发电量为 69.2 亿度，销售量为 62.3 亿度，同比分别增加 1.4、1.7 亿度。目前公司在运、在建（含拟 建）新能源项目装机容量合计达到 4797.78MW（权益装机容量 3817.72MW），为当前新能源已投产装机容量的 3 倍以上。

b. 煤炭长协提振售价，电解铝价格有一定支撑。长协的设定对于露天煤业售价有较大提振作用，考虑对外敞口 2900 万吨（其余煤炭供内部电厂，合计产量 4600 万吨），盈利增量约在 15-20 亿元；此外，国内电解铝产能逼近 4500 万吨天花板，对铝价有一定支撑作用。

3、氢能转型

氢能是拓展程度较低、但环保效果极佳的新型能源。氢元素是全球元素分布中比例极大的元素，来源极为广泛，且通 过可再生能源产生的绿氢，可以实现从制气到方能全链条的零碳排放。除来源广泛和清洁环保外，氢能具有极高的能 量密度。从热值来看，氢气的热值达到 142 MJ/kg，相比之下，锂电池的热值仅为 0.72 MJ/kg，煤炭、石油、天然 气等直接燃料的热值仅为 30-50 MJ/kg。

美锦能源

a. 大型独立炼焦煤生产商，具备‘煤—焦—气—化—氢’一体化完整产业链，制氢工艺较为成熟。炼焦过程中会释 放焦炉煤气，其中含氢量高达 60%，是目前重要的规模化低成本制氢途径。2020 年公司焦化业务产能 715 万吨 /年，若焦炉煤气全部用于制氢，可以提取氢气 6.4 万吨/年；当前焦化营业收入 123 亿元，占总营业收入的 95.9%。 焦炉煤气制氢的成本约为 11 元/kg 左右，到终端客户售价（含运输和加氢站运营成本）可以控制在 30 元/kg 左 右。财政部、工信部发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，指出氢气市场指导价为 35 元/kg，存在较 大利润空间。

b. 公司积极探索氢能应用领域，布局氢能上下游产业链，构建一体化格局。中游网络包括 8 座加氢站，参股的国鸿 氢能作为全球最大的燃料电池电堆生产商，具备‘膜电极-电堆-氢燃料电池动力系统’完整氢燃料电池生产链， 产能可满足超 5000 辆氢燃料车生产，在建产能为当前 2-3 倍。公司 G1 电堆产品定价最低已降至 1999 元/kw， 目前电堆市场平均价格在 6000—8000 元/kw 之间（2019 年数据），公司价格竞争优势较为明显。应用端参股佛 山飞驰以及青岛新能源车制造，涉及氢燃料汽车整车制造，2018-2020 年飞驰科技生产 181/376/224 辆。

4、战略转型

兖矿能源

公司 2021 年 12 月发布长期战略转型计划，提出公司在现有产业布局的基础上，确定矿业、高端化工新材料、新能 源、高端装备制造、智慧物流五个产业发展方向，并就各产业方向制定相关目标。

a. 煤炭产量目标为 3 亿吨/年，同时开拓有色金属矿产开采，资产注入预期有所提升。矿业方面，公司计划 5-10 年 时间达到煤炭产能 3 亿吨/年，而 2020 年商品煤产量 1.2 亿吨。当前公司仅有万福煤矿（180 万吨/年）尚待投产， 内生增长较为有限，预计后期将寻求外延收购方式实现扩张。2021 年公司控股兖矿集团与山东能源集团完成重 组，新集团旗下拥有 3.5 亿吨/年煤炭产能，在此目标下资产注入的预期有所提升。同时公司向有色金属开采拓展， 也可借上游原材料的供应进入高端制造业，与高端装备制造的目标相一致。

b. 高端化工材料继续发力，顺应政策导向。公司是煤炭企业中为数不多参与现代煤化工的企业，自最初的煤制甲醇 通过自建及收购的方式发展至煤制乙二醇、煤制醋酸/醋酸乙酯等，且盈利能力可对标行业龙头（华鲁恒升）。当 前公司煤化工产品产量约为 600 万吨/年，距离目标 2000 万吨目标尚有较大成长空间。近期中央经济工作会议提 出，原料用能不纳入能源消费总量控制，切实区分煤炭作为原料及燃料的用途，使得煤化工产业发展的政策瓶颈 得到消除，公司亦可借此东风大力发展该项业务。

c. 基于现有优势拓展氢能，风电、光伏有较大潜力。当前煤化工制氢已较为成熟，预计公司发展重点将放在与储运、 使用等中下游环节的联动上。公司当前正坐享行业景气度高点，现金流较为充沛（账上 350 亿现金，2021 前三 季度经营现金流 190 亿），在保障分红的基础上对于转型低碳产业具有较大的选择空间。

5、受益长协提价

中国神华

公司为煤炭矿业巨头，形成煤炭生产-铁路港口航运-电厂发电较为完整的产业链，其外部敞口为煤炭价格及火电上网 电价。

a. 煤炭外部敞口为 1.8 亿吨自产煤（长协定价 1 亿吨，现货 0.6 亿吨，坑口 0.2 亿吨）。公司自产煤约 3.0 亿吨，外 购煤约 1.5 亿吨；其中外购煤主要利用其铁路港口资源，销售以顺价销售为主（贸易形式），自产煤内部供应电 厂及与国电合资电厂。测算长协提价增厚业绩 60 亿，而现货下跌减少约 75 亿元，煤炭板块整体业绩较少约 15 亿元，维持高位稳定。

b. 火电外部敞口约为 2800 亿度（包含内部电厂 1700 亿吨及合资电厂 1100 亿吨）。火电市场化交易价格上浮 20% 为大概率但相关政策文件尚未出台，测算度电净利增加 5.4 分钱，考虑 60%权益，则增厚业绩 90 亿元左右（审 慎起见，2022 业绩预测仅考虑提价为上半年）。

c. 公司在盈利高位稳定情况下，经营现金流约为净利润+折旧摊销，预计在 700-800 亿，而资本开支趋于下降，大 致在 200 亿元上下，而资产负债率已下降至 25%，因而理论上每年约 500-600 亿（约等于净利润）是可以完全 进行分红的，当前货币现金 1500 亿，存在大额分红预期。即便按 50%底线计算，当前股息率约 6.1%。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。未来智库 - 官方网站