煤炭股重估之路

王锐

考虑到煤企高利润有望长期持续、高现金流背景下不断提高分红比例，当前被市场所“抛弃”的高股息、资源行业的优秀企业，未来将走上慢牛重估之路。

煤价再度起舞。

近期，秦皇岛港5500大卡动力煤报价达到915元/吨，环比上涨5.2%，连续上涨且突破900元/吨关口，且超过夏季875元/吨的高点；京唐港主焦煤价格2250元/吨，环比上涨2.23%。此外，海外三大动力煤（欧洲、南非、澳洲高卡煤）指数从7月底以来持续上涨，涨幅达到20%-30%。

同时，8月下旬以来，A股市场煤炭板块涨势喜人，遥遥领先于同期大盘表现，中国神华、山煤国际等个股创历史新高。

国海证券认为，近期煤炭板块表现抢眼，是基本面、政策面、资金面三方面共振的结果。其中，基本面体现在供应收缩超预期、市场结构性缺货、结构性需求释放、煤价表现超预期等方面；政策面体现在稳地产及稳经济预期较强，对周期品预期需求有拉动作用；资金面体现在板块机构仓位低、配置需求上升等方面。

煤炭板块本轮行情的催化剂是“淡季”动力煤价超预期上行，背后的因素主要在于供给端和需求端都有积极变化，下游电厂高库存背景下，国内安监合理回歸带来煤矿产能利用率显著下滑，叠加非电行业需求上升，流通盘较小的市场煤很容易拉涨，另外发运利润较差导致港口货源稀缺更是“火上浇油”。

国海证券表示，煤炭板块此番行情的表现，抬升了市场对整体煤价中枢的预期，提高了对行业产能方面的再认知，对行业供需关系有了进一步合理修正，对行业价值属性有了更为清晰的认识。

国盛证券认为，本轮煤炭板块表现突出，其核心原因在于“淡季煤价底部远高于市场预期，而非对煤价的暴涨预期”，煤价底部的确立，保证了煤企盈利和股息的稳定性，为价值重估提供了基础。长期来看，在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着中国未来新建煤矿数量有限。且考虑到煤企高利润有望长期持续、高现金流背景下不断提高分红比例，当前被市场所“抛弃”的高股息、资源行业的优秀企业，未来将走上慢牛重估之路。

中信证券也表示，在降准等稳增长政策叠加下，煤炭需求和煤价预期回暖的概率增加，市场对煤价底部的预期逐渐明朗，对板块业绩和分红的预期也趋于稳定，叠加机构对板块配置较低、顺周期等市场风格影响，年内板块或呈现震荡上线的节奏。建议沿两条主线配置公司：一是具备持续分红能力且股价弹性较好的企业，二是“估值”破净但中报业绩表现相对较好的企业。

国内煤炭近期虽处淡季，煤价却超预期上涨。9月份以来，煤价进行上行通道，截至9月15日，秦皇岛港5500大卡动力煤突破900元/吨关口，报价达到915元/吨。同时，焦煤价格及海外三大动力煤指数同样出现上涨。

淡季煤价超预期上涨，根据开源证券的判断，原因之一：油气价格上涨。海外原油天然气价格大涨，热值性价比原因推动海外煤价大涨，尤其天然气与煤炭替代性更明显，天然气和煤炭同时作为欧洲的调峰电源；7月初以来原油价格从70美元/桶涨至95美元/桶，天然气价格自6月底因荷兰气田关闭事件已出现大反弹，近期受澳洲罢工影响再反弹，天然气全年价格底部已经探明。

原因之二：印度需求大增。印度雨季接近尾声且用电旺季来临，印度政府要求所有进口煤燃煤电厂在10月底之前维持满负荷，从而带动海外煤炭的采购需求；此外孟加拉国也加大了对海外煤的采购。

原因之三：国内港口去库显著。长江口的库存已去化至2023年最低水平，秦港和广州港去化也很明显；港口库存更能反映市场真实情况，电厂的高库存未来有望常态化，因为年度长协比例大幅提升，电厂要被动接受煤企的长协供货。

原因之四：非电煤（水泥和化工）开工率提升。稳增长政策出来之后，水泥煤和煤化工的开工率已实现了明显反弹，金九银十施工旺季有望继续提升；动力煤现货里，非电煤占比已经超过电煤，非电需求上升也扮演重要作用。

原因之五：煤矿开工率受限制及进口有望缩减。当前安监生产已然很严格，5月以来晋陕蒙开工率从85%最低下降至80%，预计难大幅提升；当前进口煤价格仍高于国内，预计下游客户已减少进口煤采购，此外四季度进口煤也有望政策性收紧。

对于煤价为何超预期上涨，国盛证券表示，首先，淡季电厂以长协和进口煤采购为主，并未开启主动去库，对煤价压力有限。8月中旬起，随着气温下降，电厂日耗季节性下滑，电煤需求进入淡季。市场原以为在“日耗下滑+高库存”背景下，电厂或开启主动去库存，此举将对煤价形成较大压力，但事实并非如此：在长协煤与现货未发生倒挂，且履约率严格要求的背景下，电厂长协煤采购意愿仍强；电厂通过维持高库存可压制冬季煤价上涨预期，争取在年底煤炭长协谈判中获得更强议价权；若电厂主动去库存或导致煤价下行，在年底年度长协电价谈判中亦面临被动。

其次，安监力度加剧，7月日产创年底新低。高强度保供致安监压力加剧，中长期煤炭供应偏紧。7月中国原煤日产仅1218万吨，较3月高点下滑128万吨/日，下滑幅度超9.5%，或因产区安监加剧，供给收缩。中国煤炭行业百万吨死亡率自2010年以来呈现连续多年下降趋势，但2022年首现抬头（反弹至0.054，同比+22.7%），或与长时间高强度保供有关。安全形势的恶化或导致主产区煤矿生产安监加剧，煤炭供给持续受限。

随着煤价的下行，疆煤外运缩量，新疆煤炭月产量下降，2022年12月达到最高月产量4134万吨，至2023年6月月产量已下滑到2898万吨。此外，地方煤矿经历过近几年超高景气周期后，部分煤矿已无债务负担，因此一旦降价或销售不畅时，主动或被动减产。

再次，产地→港口煤价长期倒挂，调入下滑至港口库存持续去化，市场煤资源紧张，煤价易涨难跌。由于“产地供应受限+下游用户多元化”，导致每轮下跌过程中“产地煤价跌幅小于港口煤价跌幅”进而带来“港口发运倒挂”，市场贸易商几乎没有发运意愿，北港煤炭调入持续偏低，导致港口煤炭库存持续下降，市场煤可售资源越来越少，缺货矛盾凸显，价格易涨难跌。

另外，油价强势运行，低库存支撑下化工品种主动补库，煤炭等低价原料的采购需求边际启动。截至2023年9月14日，布伦特原油期货结算价为93.70美元/桶，周环比上涨3.78美元/桶（+4.2%）；WTI原油期货结算价为90.16美元/桶，周环比上涨3.29美元/桶（+3.79%）。甲醇等化工品目前企业库存偏低，旺季到来企业订单明显提升，开工率边际启动，进而支撑其对煤炭等低价原料的采购需求。

当前已逐步入秋，电厂日耗已开始呈现回落趋势，9-10月是电煤的传统淡季，秋季煤价是否会再出现深幅下跌？是否跌破6月中旬的前低759元？根据开源证券的判断，6月的前低点位应该也很难再次跌破，主要原因包括以下几点。

一是秋季面临的基本面和6月已完全不可比拟，6月时的基本面众多利空因素包括“港口和电厂库存均为历史最高、进口煤超预期、海外煤大量甩货”，而秋季所面临的基本面则是“港口库存已去化非常显著、进口煤有望政策性收紧且当前进口煤价格已無优势、不存在海外煤甩货、荷兰天然气气田关闭带来的煤炭替代性需求预期上涨（海外煤炭价格当前已大涨）”。

图1：近年来煤炭行业产能利用率逐年提高

数据来源：国家统计局，信达证券研发中心

图2：煤炭消费量连续负增长标志产能周期的大级别转折

数据来源：Wind，信达证券研发中心

二是电厂采购行为将对煤价形成支撑，即709-770元/吨会是煤价底部的确认区域，因为709元/吨是年度长协6月的参考价，770元/吨是年度长协区间的上限，跌至此区间电厂将更多的采购现货而减少长协；另外近年来动力煤到环渤海港口的完全成本平均值已大幅提升，成本曲线的边际最高成本超过700元/吨甚至800元/吨，煤价逼近成本价将导致部分煤矿减产。

三是国内生产有望长时间受到安全检查的强监管而导致供给收缩，近期连续发生煤矿安全事故，中央发布文件严格矿山安全生产准入，山西省发布消息打击非法违法开采矿产资源。

四是“稳增长”政策有望在下半年发挥效力，尤其是在施工旺季的“金九银十”月份。7月底召开的中央政治局会议反映政策层面“稳增长”意图超预期，多方向布局尤其是对地产支持政策超预期，如没再重申“房住不炒”、“减免房产交易的各种税费”、“降低首套房首付比”等，近期各地也在推动落实首套房“认房不认贷”，尤其北京和上海先后明确，后续有望对地产新开工带来边际改善，利多黑色产业链，同时也间接利多动力煤的电煤产业链、直接利多动力煤的非电产业链（当前水泥、煤化工开工率已明显上涨）。

国盛证券则从煤炭生产成本角度对煤价做了测算，根据煤炭集团债券评级年报，2021年山西焦煤集团吨煤完全成本472元/吨，晋控煤业吨煤完全成本457元/吨，晋控装备吨煤完全成本448元/吨，潞安化工吨煤完全成本418元/吨，华阳新材吨煤完全成本526元/吨，山东能源集团吨煤完全成本486元/吨。虽然2022年各集团公司暂未披露详细的经营数据，但参考上市公司吨煤成本趋势（2022年上市样本煤企吨煤成本在350-450元/吨，平均增幅13.7%），国盛证券测算显示，2022年预计各煤炭集团吨煤完全成本将提升至450-550元/吨。

产地煤炭生产成本约450-550元/吨，取最小值450元/吨，鄂尔多斯至秦皇岛铁路运费255元/吨左右，国内煤炭生产成本底部对港口煤价支撑约705元/吨。

同时，海外上市煤企吨煤成本也增长显著，国盛证券统计了十余家海外上市的煤炭企业吨煤成本，2022年平均吨煤成本增长近30%。其中，澳大利亚相关煤企/煤田成本增长较为显著，如，2022年Newhope吨煤成本增长80%约550元/吨，嘉能可吨煤成本增长46%约835元/吨；印尼Bukit Asam吨煤开采成本已增长至约425元/吨。综上，澳大利亚煤炭开采成本约550元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运成本到港最低约730元/吨；印尼中低卡（4300K）煤炭开采成本约425元/吨，不考虑出口港及运输成本，折算5500卡约加上增值税和海运成本到港最低约690元/吨。

根据IEA的数据，2021年全球炼焦煤主流矿山开采成本约增至150美元/吨，考虑到动力煤开采成本略低于炼焦煤，该行预计澳洲动力煤5500K FOB价格约100-110美元/吨，对应澳煤至中国北港到岸价约900-980元/吨。

因此，国盛证券认为，安监压力持续，供应弹性有限，需求端水电等替代性需求2023年预期仍不足，叠加经济复苏的预期仍未证伪，全社会煤耗需求随经济加速启动也会快速释放，“迎峰度夏”阶段市场煤价格弹性增大，或超预期。

民生证券认为，虽然后续煤价弹性或较为有限，但基本面的供需紧平衡使其也不具备大幅下降的可能，整体将维持900元/吨以上震荡运行。

从供给端看，产地安全检查持续，受港口煤价强势上涨及大秦线初步定于10月4日-10月23日进行秋季集中检修影响，长协发运为主的大秦线铁路运量有所提升，从而促进港口小幅累库，但现货发运为主的唐呼线运量依旧维持低位，港口现货紧缺状态未见好转，短期供应紧缺状态将持续。此外，受印度电力需求增加以及澳大利亚天然气工厂工人罢工的影响，气价上涨带动澳洲动力煤价持续上行，澳洲进口煤优势有所降低。

从需求端看，产地方面受非电需求向好及东北地区冬储需求有所释放影响，拉运需求有所增加；港口方面下游非电节前补库需求提升，虽未完全释放，但短期难改供不应求格局，煤价在当前位置有较强支撑。

中信证券也表示，近期动力煤价在淡季出现上涨，主要受到国内供给节奏放缓、非电行业需求环比恢复、海外煤价上涨等因素带动。虽然三季度以来动力煤均价仍低于二季度均价，后续淡季动力煤价也有可能震荡调整，但从预期看，目前煤价低点预期已逐步明朗，在期货市场价格持续上涨的带动下，煤价悲观预期已充分消化。预计下半年动力煤均价约在850-900元/吨，煤价难以出现超预期下跌。

国盛证券认为，中国煤炭产量增速下滑，供给愈加刚性。

2021年四季度以来，煤炭增产保供政策在多方、多部门联合推动下，取得明显效果，其产量增量主要源自存量煤矿的产能核增以及露天煤矿临时用地批复，预计存量煤矿在当前高产基础上进一步增产空间有限，增量主要源自新建煤矿建成投产。

2022年，中国原煤产量同比增长9%，其产量增长主要源自存量煤矿的产能核增；2023年1-7月，原煤月均产量稳定在3.8亿-3.9亿吨，原煤累计产量增速下滑至3.6%，且7月原煤日均产量创年内最低水平，可见2021年四季度以来煤炭增产保供高强度现状已经放缓，后续产量增量多源自新建矿井投产，预计空间有限，产能中长期现瓶颈，煤炭供应愈发刚性。

长期来看，在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着中国未来新建煤矿数量有限。此外，煤炭作为不可再生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力，因此从长周期角度而言，煤炭产量天花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺，煤炭行业高景气度有望维持。

信达证券则从产能周期角度对煤炭行业周期进行了研究，认为本轮煤炭产能周期的上行区间远未结束。

根据信达证券的研究，自1999年开始，2016年供给侧改革结束，煤炭行业的上一轮产能周期持续时长在16-18年，远超一般产能周期平均时长，主要原因是伴随宏观经济的高速发展以及2008年的“四万亿”拉动内需，一定程度上延迟了产能周期的结束。基于经济环境、国家政策、行业特点等因素影响，煤炭行业过去这一轮煤炭产能周期整体呈现为节奏慢、跨度长的长周期表现形式。

信达证券认为，与上一轮产能周期较为一致的推进不同，本轮煤炭产能周期呈现的分歧较明显。

如果说“四万亿”是在2008年提高了用煤需求从而迟滞了上一轮产能出清的开始，那么2016年的供给侧改革则是延续了上轮产能出清的过程，进而迟滞了本轮产能周期新增产能的进程。

回顾上一轮煤炭产能周期，可以看到“黄金十年”的过程中煤炭行业呈现了较高的增长速度。究其原因，与中国经济的高速发展，政策的宽裕支持相关。尤其是“四万亿计划”有力地延续了上一轮产能周期的上行期，滞后了产能出清的过程。总体来讲，在上一轮周期的上行阶段，从国家经济到行业政策，从社会需求到投资主體，在推动煤炭产能上行的诉求上是较为一致的。

而中国的新一轮产能周期开始于2016年供给侧改革以后，此时，煤炭行业已经历了2011年后由企业亏损引发的产能出清，供给侧改革在此基础上进一步出清，供需缺口出现。然而，当年国家又明确提出“不鼓励、不支持、不审批煤炭建矿”。中国煤炭行业在2016-2020年之间经历了“边去产能边保供”的特殊境遇，在此情境下，煤矿投资的效率与意愿可想而知。

据公开信息不完全统计，2016-2020年，全国合计去除9.8亿吨产能，其中7.2亿吨（73.5%）位于晋陕蒙新以外的中东部省区，主要为大量“十二五”期间形成的无效、落后、枯竭产能，这也是为何在“十三五”的初期两年可以轻松完成5.4亿吨（2016年2.9亿吨，2017年2.5亿吨）高额退出产能的重要原因（集中报送获得奖补资金等政策优惠）。

同时，2017-2020年，全国累计核增煤矿产能超过两亿吨，主要解决了批小建大的生产煤矿和部分技术改造后超能力生产的问题，相当于使得原行业（2016年以前）约3亿吨超能力生产问题的大部分得到了合法解决，即使得这部分产能充分释放，提高了实际产能的利用率。

根据国家发改委、国家能源局核准批复的煤矿项目情况看，2019-2022年，累计核准产能3.2亿吨/年，整体核准煤矿规模相对小，且多为未批先建的合法化项目，也决定着中短期新建煤矿带来边际产量增长有限。

2021年后，矿业投资又开始面对“双碳目标”和“增产保供”之间的冲突。一方面，客观上煤炭消费量保持增长，2021年中国煤炭消费量增速为4.6%。同时，面对日益变化的国际环境，煤炭作为国家主体能源的地位日益重要，国家政策密集提出“增产保供”，对煤企的考核严格。然而，“双碳目标”下行业远期前景不明，相关政策强调控制煤炭消费，减少煤电项目。煤矿单位投资成本较大幅抬升，周期长，企业投资意愿不强；政策又以核增挖潜为主，新的核准项目相对较少。

总体来讲，新一轮产能周期在建矿扩产方面缺乏一致性方向，对于存量煤矿的核增挖潜、提高产能利用率成为同时解决“双碳目标”和“核增保供”两者矛盾的方法。目前产能利用率持续高位的情况下，煤炭企业增产扩建行动不明显，新建产能的过程较缓慢，中短期仍面对供给不足的困境。煤炭行业或处于产能周期的上升的早中期阶段。

长城证券也表示，自2020年9月“双碳”目标提出以后，国内新建煤炭批复产能大幅下降，即使是在2021年煤炭供应偏紧、需求旺盛的供需结构下，新批产能仍然没有显著增长。原因在于第一，远水解不了近渴，从产能批复到正式投产时间周期较长，不能满足现有的供需缺口；第二，国家“双碳”目标作为国家远景战略规划，不会因为短期的市场供需波动发生根本性改变。因此，“表外产能合法化”+“先进煤矿产能核增”+“产能利用率提高”作为三套国家调整短期供需结构的组合拳，三位一体解决煤炭供不应求的局面。值得注意的是，在“双碳”背景下，取得新批煤矿批复难度较大，未来中国煤炭产能增量释放空间极其有限。

从产能利用率来看，近年来中国煤炭行业产能利用率逐年提升，2021年后持续维持高位。以国家统计局发布的数据来看，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，此后产能利用率一直维持高位。考虑到煤炭消费量维持逐年抬升的走势，需求端并未弱化，产能利用率或已到达极限，也表明煤矿产能挖潜已基本达到极限。同时，多地煤矿有效产能利用率已超100%。随着近几年落后产能的关闭退出，实际有效产能或小于统计口径产能，当前实际产能利用率更高。其中陕西、新疆有效产能利用率超过110%，即表外产能也在发挥作用。

2017年后煤炭消费量保持上涨趋势，产能周期仍处于上行区间。中国煤炭消费量较为明显的上升/下降趋势可以主要分为以下四段：1997-2000年，以1997年东南亚金融危机为标志，连续四年煤炭需求下降周期；2001-2013年，包含“黄金十年”，以中国加入WTO为标志，消费量快速增加的上行周期；2014-2016年，经济增速下滑，内外需下降，煤炭消费量持续下行的三年；2017年至今，随着国家供给结构性改革完成后，中国经济增长向高质量发展转变，能源消费持续保持回暖态势，煤炭需求逐步回升的第四段上行周期。目前仍处于2017年后消费量正增长带动的产能周期上行阶段中。

2023年，中国煤炭消费有望继续实现高增长。IEA估计，2023年上半年，中国煤炭需求增长约5.5%，这是由于2022年上半年疫情影响以及2023年上半年水力发电量非常低，推高了对燃煤发电的依赖。下半年的煤炭需求增长预计将略有放缓，主要原因是2022年干旱后水电供应恢复。总体而言，2023年全年中国煤炭需求预计将增长约3.5%，达到46.79亿吨，其中电力用煤需求增长4.5%，非电力需求增长2%。

信达证券表示，从历史经验上看，一个煤炭周期真正发生转折性变化的拐点不仅仅是价格调整，更重要的是出现煤炭消费量连续三年以上减少的情况。从这个角度看，目前国家经济处于复苏初期，2023年煤炭消费量仍然保持上升趋势，本轮产能周期的上行区间远未结束。

信达证券认为，中期看中国煤炭消费需求仍有增量空间，达峰在2028年前后，仍有4-5年煤炭产能上升期，预计达峰后的峰值平台期再将维持十年左右。

在全球能源通胀与中国2030年前实现碳达峰目标的背景下，“保供稳价”作为煤炭能源稳定供应的长期指针陆续出现在各政策文件中。基于中国“富煤贫油少气”的国情，煤炭作为中国能源安全和稳定保障的基石，重要性逐步提升。“增产保供”要求煤炭供应的稳定可持续，以应对未来的不确定性。此外，在2030年中国碳排放量达到顶峰之前，由于总需求受国家能源保供要求、后疫情时代经济复苏拉动等大形势驱动，2030年前中国煤炭消费增长仍有一定增量空间。

煤炭需求或将在2028年前后达峰，目前仍有4-5年上行期。根据国家能源集团经济技术研究院朱吉茂主任在《“双碳”目标下中国煤炭资源開发布局研究》中提到的，结合国家能源集团相关测算，综合考虑新能源发展、节能因素等，基准情景下中国煤炭消费将在2028年前后达到峰值，电煤预计2033年达峰，此后经历10年左右峰值平台期后，煤炭消费维持40亿吨以上，此后才进入较为明显的下降通道。

达峰阶段（2028年之前）：为实现2030年前二氧化碳排放达峰目标，煤炭消费尽快达峰是关键。为此，国家明确提出“十四五”控煤、“十五五”减煤的要求。从下游行业用煤趋势看，发电供热用煤在社会用电量继续攀升的推动下仍处于持续增长阶段，炼焦用煤和其他终端用煤下降，其中现代煤化工用煤保持增长一定程度上减缓了“其他终端用煤”的降速。由于该阶段发电供热和化工用煤的增量高于其他领域用煤的减量，煤炭消费持续增长至2028年的45亿吨左右。

峰值平台期（2029-2037年）：发电供热用煤继续增长，到2034年达到峰值后缓慢下降，炼焦用煤和其他终端用煤继续下降。由于该阶段发电供热用煤仍有增长，煤炭总体消费下降并不明显，整体处于峰值平台期，2037年前煤炭消费量始终保持在40亿吨以上。

因此，信达证券预计本轮煤炭产能周期或仍然呈现长周期、慢周期的形式。由于经济增速变缓、国家政策要求等因素，煤炭行业此轮产能周期的上升阶段或许不会像2002-2011年时期呈现较快速的增长。然而，随着国际形势变化，能源危机背景下煤炭资源作为国家战略储备能源受到国家重视，煤炭作为中国主要化石能源的地位未变。随着国家经济复苏，煤炭需求仍处于上涨趋势；煤炭行业增产扩产的成本高和时间长的特点未变；政策端调控进一步滞后了煤炭行业的增建扩产，从供给端延后了本轮产能周期的进行，仍呈现长周期、慢周期的表现形式。

本轮产能周期扩产行动尚未全面开启。从供给端看，固定投资额逐年提升，同比增速也呈上升趋势，煤炭行业产能利用率持续提高，尚未出现产能堆积情况；中期看存量煤矿衰减问题值得重视；从需求端看，煤炭消费量持续上升，国内经济尚属于复苏初期，GDP增速稳中向好，中期仍有供需缺口（预计2025年缺口2亿吨，2035年前后缺口8亿-10亿吨）；从投资主体看，煤炭企业盈利能力提升，资产负债表得到修复，但在“双碳”等政策下行业前景信心不足，且投资周期长、投资回报具有不确定性，煤矿企业扩产意愿并不强，对应行业内在建工程与固定资产增加额也未有明显变化，煤炭行业新建产能有限。

结合对能源产能周期的研判，信达证券认为在全国煤炭增产保供的形势下，煤炭供给偏紧、趋紧形势或将持续整个“十四五”乃至“十五五”，新规划建设一批优质产能以保障中国中长期能源煤炭需求，新一轮煤炭产能周期亟待开启。

与此同时，信达证券认为，在某种程度上，2008年的“四万亿”迟滞了上一轮产能周期的结束，同时2016年的供给侧改革煤炭去产能也延迟了本轮新产能周期的开始，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，当前或仍处于新一轮产能周期的早中期阶段。

国盛证券认为，在“低利率+弱复苏”的背景下，“业绩底部清晰+高股息”板块将获得资金青睐，煤炭行业中高股息、资源行业的优秀企业，未来将走上慢牛重估之路。

当下经济周期或仍处于“弱复苏”阶段，此阶段宏观政策有望偏向宽松，央行预期会采取降低利率的政策刺激经济活动。低利率背景下，股债利差走扩，资金有望增强风险资产的配置意愿；同时，弱复苏背景下，宏观经济波动预期更加复杂，这对于高股息板块“短久期”属性价值凸显，叠加业绩底部清晰，稳定现金流的资产预期逐渐获得资金青睐，迎来溢价空间。

在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱；同时考虑到煤炭企业本轮周期业绩底部空间已逐渐明确，支撑煤炭企业高现金流延续，逐渐增厚煤炭企业账面现金，进而煤炭企业有强意愿延续或不断提高分红比例，高股息、资源行业的优秀煤企未来有望走上“慢牛”重估之路。

“中特估”是煤企高分红回报股东的主要动力。中特估所指企业包含央企、国企以及一些特殊行业的上市公司，涉及行业主要集中在建筑、能源、银行等传统领域，根据中信行业分类标准，27家煤炭开采行业上市公司中央企4家，地方国资21家，故具有“中特估”特性的煤炭板块具有托底经济且增加供给稳定性的作用，中长期有望以自身部分效率换取社会效益，以高分红回报股东，估值溢价凸显。

数据来源：Wind，国盛证券研究所

随着此轮“淡季煤价超预期”以及“煤价底部700元/吨”，市场对于煤价底部的预期逐渐增强，煤炭行业主要上市公司全年业绩的底部也拨云见日，届时叠加煤炭板块“高股息”策略配置，胜率和赔率优势均愈发凸显。

国盛证券通过“煤企上市公司二季度业绩年化”、“煤价700元/吨”两种情形假设下，计算煤炭企业主要上市公司2023年业绩及对应的股息率。综合2022年煤炭企业分红比例，两种假设情形下，煤炭板块整体具备“高股息”资产优势，2023年二季度年化业绩板块股息率平均约7%，多数公司股息率在8%以上；700元/吨煤价年化业绩板块股息率平均约6%，多数公司股息率在5%以上。

长城证券也认为，煤炭行业具有“低估值+高股息+稳盈利”的三重特征，配置时机已至。

纵向来看，煤炭行业目前处于相对估值低位。最近三年来看，煤炭行业估值水平大致呈“M”型走势，2021年随着煤价的上涨，煤炭行业估值水平相对走强，市场表现较好。经历2022年脉冲式的波动后，随着煤价的下跌，煤炭行业的资本市场表现过于悲观，估值处于较低的水平。

横向来看，煤炭行业高股息特征明显。在31个申万行业的横向对比中，煤炭行业的股息率显著高于其他行业。按照长城证券的计算，煤炭行业股息率（最近12个月）为7.46%，第二位是银行业（5.19%）、第三位是交通运输业（2.71%）。最近几年，煤炭行业经营情况得到大幅改善，煤企现金流充裕，具备较强的分红能力，同时由于“双碳”政策限制，行业资本开支增速放缓，在建工程较少。

同时，在国家发改委建议的合理区间下，煤炭行业盈利水平依然稳健。长城证券对煤炭行业净利率与秦港5500大卡下水煤价的拟合分析显示，自供给侧改革以来，二者高度相关，拟合度接近0.8。2023年上半年，秦港5500大卡下水煤均价为1023元/吨，煤炭行业净利率为17.1%。

信达证券表示，当前煤炭板块具有高业绩、高现金、高分红属性，叠加行业高景气、长周期、高壁垒特征，以及低估值水平和一二级估值倒挂，煤炭板块投资可谓攻守兼备。全面看多煤炭板块，建议关注煤炭的历史性配置机遇，自下而上重点关注三条主线：一是内生外延增长空间大、资源禀赋优质的公司；二是在央企控股上市公司质量提升工作推动下资产价值重估提升空间大的煤炭央企；三是全球资源特殊稀缺的优质炼焦煤公司，以及伴随产能周期推进中煤炭生产建设领域的相关机会。

开源证券维持对煤炭板块高胜率与高安全边际的逻辑推荐，认为其攻守兼备：从高胜率而言，高分红已逐步受到资本市场资金的青睐，煤企高分红已成为大趋势，7月初兖矿能源将分红承诺从不低于50%提到60%更是有利证明；当前稳增长政策出台且超预期，煤炭股同样也会成为进攻品种，作为上游资源环节必然受到下游需求的拉升而反映出價格上涨。从安全性而言，煤炭股的估值已经处在历史的底部区域，PE估值对应2023年业绩多为5倍，以PB-ROE方法分析煤炭股高ROE而PB却大幅折价，煤炭企业价值被低估。