2021年下半年以来海外能源危机持续发酵，增产保供成为国内煤炭行业政策主基调，但短期产能增量进入瓶颈期，预计2023年行业新增产能释放有限

2021年下半年以来，全球能源市场震荡加剧，国际能源危机持续发酵。早在俄乌冲突爆发之前，欧洲已率先出现能源供需失衡。2021年下半年间，欧洲现货天然气价格出现暴涨，由于欧盟电力系统高度依赖天然气发电，天然气价格对电价的传导显著。随后欧洲天然气短缺逐渐向全球能源市场传导，由于化石能源之间互相替代的属性，国际煤炭市场也迅速受到波及。而自俄乌爆发冲突以后，全球能源危机进一步加剧，西方国家对俄罗斯的全面制裁以及俄罗斯反制裁，阻碍了俄罗斯能源产品的出口，加剧了全球范围内的石油、天然气和煤炭的供应缺口。2022年10月，国际能源署（IEA）发布《世界能源展望2022》，提出地缘政治冲突将疫后经济复苏导致的全球供应链压力变成了全面的能源危机。本轮全球能源危机的成因主要是由于：（1）发达国家超量货币宽松政策以及疫情防控放松下经济复苏导致能源需求强劲反弹；（2）欧洲在碳减排目标影响下，近数年大力发展可再生能源，但目前新能源供应稳定性不足，能源体系脆弱性上升；（3）俄罗斯是能源出口大国，尤其是欧洲对俄罗斯天然气进口依赖度高；（4）近年来全球受极端天气影响较为频繁。随着欧洲电力短缺，煤炭作为稳定性强的电力来源，对天然气发电的替代效果明显，欧洲多国也相继宣布重启煤电厂，其碳减排目标和能源安全难以兼顾。而在海外能源危机的背景以及我国富煤、贫油、少气的能源禀赋特征下，煤炭作为我国能源体系的主体地位和压舱石作用凸显。中证鹏元认为，在海外能源危机及2021年下半年国内出现电力紧缺等背景下，中央已明确对“运动式减碳”进行纠偏，实现双碳目标的路径将更加强调能源安全保障，煤炭行业持续实施增产保供。

增产保供仍为当下行业政策的主基调，但短期产能增量进入瓶颈期。2022年两会期间中央再次强调双碳目标要“立足国情”、“先立后破”、“不能搞运动式减碳”，进一步明确了双碳目标下的减碳路径，这表明了煤炭仍将是我国能源体系的压舱石，中短期内将继续肩负国家能源安全保障的重任。2022年3月，国家发改委在《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》中，要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内释放煤炭产能3亿吨以上，其中1.5亿吨来自新投产煤矿，另外1.5亿吨增量则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现。在增产保供政策的发力下，2021年四季度我国煤矿产能利用率达到供给侧改革以来的峰值，2022年前三季度我国原煤产量同比大幅增长，但同2021年四季度相比，2022年前三季度产能利用率并未继续提升，单季度原煤产量亦未出现明显增长。2022年在各项增产保供措施下，国内煤矿产能转化率未见明显增量。

从2021年下半年以来，国内煤炭增量的路径主要有新批复矿井和产能核增两种方式。产能核增方面，我们认为在2021年四季度主产地先进产能密集核增2.2亿吨后，产能继续挖潜的空间有限，而通过改扩建、停产煤矿复工等方式核增的产能短期内也难以立即释放，且已核增产能高强度生产运转下，安全生产压力也将加大，安监压力以及疫情形势也一定程度使得边际增量的释放受到抑制。新批复矿井方面，考虑到新投建煤矿建设周期至少需要3-5年，因此新增矿井短期内难以贡献增量产能释放。此外，2016-2018年煤炭行业资本开支处于历史低谷，煤炭企业普遍债务负担重、资金压力较大，新建矿井投资较为不足，同时供给侧改革下新建煤矿审批严格，产能储备较少，也影响了当前供给端的弹性空间；2019年后行业资本开支虽然阶段性回升，但主因是煤矿智能化改造和新批矿井开始建设。因此，虽然“十四五”期间仍有新增先进产能投产，但考虑到同期仍将有落后产能淘汰，预计实际净增量规模有限。考虑到行业产能调节空间现状，中证鹏元预计2023年煤炭行业新增产能释放有限。

长期来看，《2030年前碳达峰行动方案》明确提出：“十四五”时期将严控煤炭消费增长，“十五五”期间将逐步减少煤炭消费，到2030年非化石能源消费比重达到25%左右。在煤炭减量的长期预期，叠加环保、安全生产等资本开支上升影响下，预计煤企新增煤矿产能投资的意愿将持续受到抑制。

保供增产政策继续收效，2022年前三季度原煤产量显著增长，预计2023年原煤产量有望保持在较高水平，但增速或将放缓

保供增产政策继续收效，2022年前三季度原煤产量显著增长。2022年1-9月，全国原煤产量33.2亿吨，同比增长11.2%，比2020年同期增长19.0%。具体来看，2022年1-2月，全国煤炭产量6.87亿吨，同比增加10.3%，受供暖季及保供增产政策影响，较去年同期明显增长。2022年3月份原煤日均产量达到1,277万吨，其后除5月份受疫情影响外，原煤日均产量均高于1,200万吨。2022年3-9月，全国原煤月产量基本高于去年同期，前三季度原煤产量显著增长。进口方面，2022年1-10月煤炭进口数量为2.30亿吨，同比下降10.50%。2022年前三季度，受全球能源产能供给不足和俄乌冲突影响，全球油气价格持续上涨，欧洲多国宣布重启燃煤电厂，但对俄罗斯煤炭实行禁运又进一步加剧了全球煤炭供应紧张的局面，国际煤炭需求激增推高了国际煤炭价格，国内外煤炭价格出现倒挂，叠加年初印度尼西亚阶段性暂停煤炭出口等事件扰动，我国煤炭进口量规模大幅缩减。考虑到俄乌冲突持续时间较长，预计全年煤炭进口量较往年明显缩减，进口煤调节作用受限。

预计2023年原煤产量有望保持在较高水平，但增速或将有所放缓。根据中国煤炭市场网，2022年11月有关部门再次强调保供稳价，加快煤矿核增产能相关手续办理，主产地已经补发新一批保供煤矿名单和核增计划，预计11月、12月煤炭产量将有明显恢复，全年原煤产量有望达44亿吨以上。从供应端来看，2023年随着保供政策持续，疫情防控政策不断优化，原煤产量有望保持在较高水平。但同时也考虑到新批复矿井产能释放尚需时间和产能核增继续挖潜的空间有限，后期供给端增量不大。中证鹏元预计2023年原煤产量有望保持在较高水平，但增速或将有所放缓。

2022年前三季度火电增速先降后升，非电耗煤需求整体较低迷，煤炭锚定国内能源基本盘，预计2023年煤炭消费需求仍可保持增长

2022年前三季度火电增速先降后升，钢铁等非电耗煤需求低迷。煤炭行业下游需求主要来源于火电、钢铁、建材、化工四大行业，合计占总煤炭消费量的80%左右，其中电煤消费占比超过50%。电力方面，2022年前三季度火电发电量4.37万亿千瓦时，同比微增0.5%，其中3月份以后出现明显回落，三季度受持续高温影响火电增速有所回升。一方面受宏观环境影响2022年二季度我国社会用电量出现回落，三季度末全社会总用电量为6.49万亿千瓦时，同比增长4.0%，增速略有回升。另一方面，受气候影响，上半年水电发电量同比增长20.3%，而三季度受干旱天气影响水电出力大幅萎缩，其中8-9月分别下滑11.0%和30.0%。钢铁方面，2022年前三季度我国粗钢产量为7.81亿吨，同比下降3.4%，但自年初以来降幅已大幅收窄。建材方面，2022年前三季度全国水泥产量15.63亿吨，同比下降12.5%。整体来看，前三季度受气候因素影响，电煤需求整体呈先降后升；钢铁、水泥等非电用煤需求整体较为低迷，但近期已呈现边际改善的态势。

煤炭锚定国内能源基本盘，预计2023年煤炭消费保持增长。截至2022年9月末，全国全口径发电装机容量为24.83亿kw，其中火电装机13.14亿kw，占比为52.9%，在目前的发电量结构中占据主导地位。虽然双碳目标下煤电装机规模将被严控，但相较于水电和新能源发电，现阶段煤电仍具备经济、高效、稳定性强、且不受气候季节影响等多重优势，其电量供应仍是目前保证电力系统稳定安全的压舱石，因此中短期内电煤消费的基本盘依然稳固。中证鹏元预计，2023年电煤需求仍将保持增长。钢铁方面，预计钢铁行业中长期需求进入峰值平台期，钢铁行业产能过剩压力将长期存在，控产量政策有望延续，叠加短期内钢材需求整体下行，供给端有望延续自发性减产。中证鹏元预计，2023年钢铁行业的煤炭消费需求难有增长。总体来看，煤炭下游行业终端需求涉及制造业、房地产等宏观经济主要领域，二十大后国家出台多项稳增长政策，2022年11月国务院发布优化疫情防控工作的二十条措施，提出科学精准做好防控工作，最大限度减少疫情对经济社会发展的影响。预计随着稳增长政策落实，下游需求有望得到支撑，2023年煤炭消费仍将继续增长。

双碳目标下煤炭消费长期将步入下行周期。《碳达峰行动方案》中提出“严格控制新增煤电项目、有序淘汰煤电落后产能，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型”，政策着力于从煤炭下游需求进行逐步替代。2022年10月末，全国累计发电装机容量约25.0亿千瓦，同比增长8.3%。其中，火电装机容量约为13.2亿千瓦，同比增长2.5%，风电装机容量约3.5亿千瓦，同比增长16.6%；太阳能发电装机容量约3.6亿千瓦，同比增长29.2%。在能源转型的大背景下，随着水电、风电、光伏发电等清洁能源机组装机量的提升，未来煤电机组将主要作为调节性电源的角色发挥调峰功能。中证鹏元预计，在“碳达峰”前后煤炭消费将进入转折期，其在一次能源消费中的部分份额将逐渐被新能源替代。

2022年前三季度供需偏紧，煤炭价格高位宽幅震荡，预计2023年供需保持紧平衡，煤炭价格维持高位

2022年前三季度煤炭价格高位运行。2022年初受春节保供要求以及寒冬采暖影响动力煤需求旺盛，同时供给端受印尼出口禁令、俄乌冲突爆发等海外事件扰动，动力煤价格形成首轮上涨；二季度随着供暖季结束，居民用电进入淡季，同时国内疫情反复对下游制造业用电需求造成负面冲击，煤炭价格持续回调。三季度受我国夏季持续高温干旱，一方面居民用电增速大幅增长，另一方面干旱导致水电出力断崖式下滑，电煤日耗走高，煤价持续上行。至三季度末，非电煤需求开始接力，叠加供给端仍受疫情、大型会议管控影响整体收紧，动力煤价格仍继续攀升，至2022年10月下旬，京唐港动力末煤平仓价（Q5500K，山西产）最高攀升至1,633元/吨，较年内低点涨幅达到105.93%。炼焦煤方面，以京唐港山西产主焦煤为例，一季度受钢厂复产补库需求提振，叠加国内外煤价倒挂，进口煤规模缩减，炼焦煤价格持续上涨至4月中旬的3,350元/吨，较年内低点涨幅超过36.7%，随后受疫情、房地产等因素影响，钢铁下游需求疲软、钢价下跌，炼焦煤价格不断回调至11月中旬的2,410元/吨，整体来看，全年价格呈先涨后跌。我们认为今年以来煤炭价格上涨的原因主要包括以下因素：（1）自去年四季度保供政策发力后，煤炭产能利用率居于高位，增量产能释放尚需时日，供给端弹性减弱；（2）海外因素扰动加大，国际煤价大幅上涨；（3）极端天气导致一季度和三季度火电需求大幅增加。

中证鹏元预计2023年煤炭价格将继续维持高位。二十大报告中再次强调了“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破”，在全球煤炭供应紧张、国际煤炭价格高企的背景下，预计2023年保供增产仍将是政策重心，但考虑到产能核增的潜能已大部分释放，新增产能投放短期内无法立竿见影，预计2023年煤炭供给水平难以显著抬升。需求方面，预计2023年稳增长政策发力，下游需求有望形成支撑，煤炭消费量仍有增长空间。2022 年 2 月 ，国家发改委下发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确秦皇岛港下水煤（5500 千卡）价格合理区间为每吨 570-770 元，价格区间自 2022 年 5 月1 日起执行。2022年10月，国家发改委发布了《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案的通知》，方案整体延续了2022年长协定价机制，确定了2023年的年度长协基准价维持不变，仍为675元/吨。整体来看，中证鹏元预计2023年煤炭供需格局仍将维持紧平衡，煤炭价格将继续维持高位。

（一）煤炭企业财务表现

中证鹏元通过筛选证监会行业分类“煤炭开采和洗选业”下的发债企业以及部分煤炭上市公司，共有33家^[1]企业（见附录，报告简称“样本企业”）。

2022年以来样本企业的盈利能力仍有明显提升，经营性净现金流大幅增长，预计2023年行业盈利及净现金流仍能维持较高水平，但增速将放缓

2022年煤炭价格中枢同比抬升，样本企业收入及盈利均同比大增。受益市场景气度较高，煤价中枢较上年同期上移，2022年前三季度样本企业合计实现营业收入 32,116.56 亿元，较去年同期增长7.95%；合计实现归属母公司股东的净利润  1,540.28 亿元，同比增长68.84%。样本企业中30家企业归母净利润实现盈利，开滦(集团)有限责任公司、河南能源集团有限公司和安徽省皖北煤电集团有限责任公司3家企业归母净利润出现亏损，比去年同期减少三家，样本企业大部分均能实现盈利。

经营性净现金流大幅增长。在收入及利润增长的带动下，前三季度样本企业经营活动现金流量净额合计 4,671.58 亿元，同比增长37.00%，33家样本企业全部实现经营性现金净流入。中证鹏元预计在2023年行业景气度维持的情形下，行业盈利及净现金流仍将维持较高水平，但考虑到煤炭价格处于历史高位，后续上涨空间不大，预计行业盈利及净现金流增速将放缓。

样本企业资产负债率边际修复，但内部分化明显，短期偿债指标有所改善，预计2023年偿债指标继续改善，但若市场价格波动加大，需关注弱资质煤企短期偿债能力的变化

样本企业资产负债率出现边际修复，但内部分化明显。截至2022年9月末，样本企业平均资产负债率为61.89%，较年初下降1.86个百分点，其中七成以上的样本煤企资产负债率出现不同程度的下降，而资产负债率上升的企业主要为近几年归母净利润表现较弱的煤企，如冀中能源集团有限责任公司、开滦(集团)有限责任公司和郑州煤炭工业(集团)有限责任公司等。各样本企业之间资产负债率分化明显，资产负债率最高值为87.38%，最低值为25.52%。高杠杆企业占比仍较高，资产负债率低于50%的企业共5家，占比15.15%；资产负债率在50%-70%的企业共14家，占比42.42%；资产负债率高于70%的企业共14家，占比42.42%。低杠杆主体主要以上市煤企居多，如中国神华、中煤能源、兰花科创、靖远煤电等；高杠杆主体则主要为集中在山西、河南、河北、安徽四个地区的地方国有煤企。此外，随着近年来煤炭行业兼并整合加速，样本企业债务规模并未实现压降，随着行业集中度上升，被整合标的债务也在逐渐向部分头部企业集中。受益于行业高景气度的维持，行业盈利水平整体处于高位，样本企业资产负债率出现边际修复，但内部分化明显。中证鹏元预计2023年煤炭价格中枢有望继续维持高位，需关注杠杆水平较高的煤企能否利用行业高景气度优化资本结构。

样本企业流动性指标明显改善。截至2022年9月末，样本企业速动比率和货币资金/短期债务中位数分别为0.80和0.81，较2021年末分别上升0.13和0.30，流动性指标明显改善。截至2022年9月末，货币资金/短期债务大于1的企业共16家，小于0.5的企业共12家，指标内部仍有一定分化。中证鹏元预计在2023年行业景气度维持的情形下，样本企业短期偿债指标将继续边际改善，但考虑到煤企融资仍以中短期融资为主，若未来煤炭市场价格出现波动，需继续关注弱资质煤企的短期偿债能力变化。

（二）煤炭行业市场表现

受益于市场景气度高、经营性现金流充裕，2022年以来煤企债券融资触顶回落，AAA煤企是煤炭债发行的主体

受益于市场景气度高，2022年以来煤企债券融资触顶回落。2020年11月，永煤违约事件发生之后，行业再融资受阻，债务滚续压力加大。但2021年6月以来随着煤炭市场行情持续转好，行业现金流状况明显改善；同时各地政府纷纷表态确保地方国企债券兑付，如山西推出煤企债券折价长效回购政策等。在多方因素的共同加持下，违约事件导致的信用风险冲击逐渐缓和。2021年8月煤企债券市场融资规模超过400亿元，债券净融资转正，行业融资逐渐回暖。2022年一季度，行业债券净融资上升至近年来高位，此后净融资规模持续走低，连续两个季度为负值，主要系市场景气度高，前三季度煤企现金流较为充沛，且固定资产投资意愿不足，债券融资需求减弱。2022年1-10月，煤炭行业债券发行总额2,215.77亿元，总发行债券数量159只，净融资额为-260.99亿元。

发债主体以AAA企业为主。截至 2022 年 11月末，煤炭行业共有41家尚在存续期的发债主体，存续债券总规模超过7,000亿元， AAA级别主体存续债余额占比超过90%。其中，发债主体AAA级别共有25家，AA+级共有8 家，AA及以下级别共有8家。企业性质多集中在地方国有企业，其中中央国有企业共有 5 家，主要集中在AAA级别，地方国有企业有 35 家。债券剩余年限主要集中在1-3年，存在一定的短期集中兑付风险。整体来看，煤炭债发行主体主要为高信用等级煤企，且从债券存续规模来看也主要集中在AAA级别主体。

目前煤炭行业信用利差在高景气度下迅速下行至历史低位，后续下行空间有限，关注高景气周期延长下的机会空间

煤价行情过热下，行业信用利差下行。供给侧改革以来，煤炭行业供给结构改善，作为行业发债主体的大型煤企在本轮改革中充分受益，资源禀赋集中度上升，盈利能力大幅改善，行业信用利差2016年下半年之后整体呈波动下行的趋势。2020年11月永煤控股违约事件之后，行业信用利差快速上行，其中AA+煤企信用利差走阔较为明显，2021年下半年以来煤价快速上行，煤企信用利差快速收敛，反映出行业信用风险在高景气度下边际改善。随着煤炭价格趋稳，同时年初发改委明确长协基准价格区间等政策利好，弱资质煤企信用利差再度回落。截至2022年10月，煤炭行业利差下行至数年来低位。

当下煤炭行业正处于高景气度的时期，市场对于拥有相对确定性的煤炭行业相关投资品种继续追捧。从市场角度来看，2022年以来煤炭行业信用利差下降至历史地位，后续继续下探的空间有限。在海外能源危机冲击以及国内供需持续偏紧的背景下，煤价中枢高位运行周期将拉长，我们认为对于煤炭债而言，高信用等级优质煤企可适度拉长久期，同时对于资源禀赋尚可、经营性现金流表现持续改善、短期偿债压力可控的低评级煤企，可适当下沉增厚收益。

[1] 若两家煤炭企业为母子公司关系，本报告样本企业通常选择合并口径报表，但同时综合考量信息披露程度及核心煤炭业务是否在子公司等因素，亦部分选择子公司作为样本企业。