煤炭开采行业专题研究：能源转型下的价值重估远未结束

煤炭开采行业专题研究：能源转型下的价值重估远未结束1.能源转型下的价值重估——写在前面1.1.煤炭历史上几个周期是怎样的？目前位于哪个阶段？在传统的对周期产品的研究框架中，需求一直作为核心切入点，这是因为在市场化的环境下，需求始终领先于供给，当需求改善时，会传导至价格，导致价格升高从而使得企业盈利提升，企业在盈利提升的条件下增加供应，这就导致供给的调整虽然是源于需求的变化，但却远远滞后于需求。一旦经济增速回落，导致消费减弱，供大于求，价格下跌，企业盈利缩减，在供需关系不断打破与再平衡的过程中，行业呈现周期波动。煤炭行业属于传统的重资产行业，具有投资较大、投资周期较长（3—5年）等特点，其供给端滞后与需求端的效应更加明显。（1）03年—08年（经济高速发展：价涨）&08年—09年（经济危机：价跌）；（2）09年—11年（四万亿刺激：价涨）&12年—15年（经济增速下行+产能严重过剩：价跌）。但16年至今的本轮周期与此前均有本质区别。起初，自2016年供给侧改革以来，煤价走势与GDP增速发生了明显背离，其背后逻辑在于人为去产能对供给端持续压制，产能出清、产量回落，驱动煤炭格局转向供不应求。随后，我国提出“双碳”目标，导致供给端在政策约束及企业悲观预期下，企业即使盈利大增、现金流充沛，也在大幅缩减对于传统业务的资本开支，导致产能扩张受限。但在能源转型过程中，对传统行业产品的需求本身具有刚性，从而导致需求扩张遇见供给约束，价格大幅上行，且高价持续时间将远超市场预期。1.2.今年上半年，煤炭板块录得30%+涨幅，一直被看做是夕阳行业的煤炭，为何表现如此优异？我们认为这主要是多方因素共振的效果，即回归确定性，且这一趋势仍将延续。基本面而言，煤价今年表现远超此前市场预期，核心原因还是在于国内供给约束叠加海外能源危机；

交易环境而言，中美摩擦、地缘冲突、新冠疫情带来的影响极其深远，市场充满了不确定性。而煤炭是今年市场中少有的业绩具备确定性的板块，理应享有一定的确定性溢价；公司层面而言，自供给侧改革以来，煤企资产持续优化，业绩包袱不断减轻。在“双碳”背景下，多数煤企未来暂无大额资本开支，纷纷提高现金分红比例。虽然分红本身不创造价值，但分红是一家公司现金流优秀的证明，并且稳定的分红会影响投资者的预期，从而慢慢地改变估值体系。1.3.煤炭行业目前估值、后期利润如何？煤炭行业目前估值大概处于历史20%-30%分位，明显偏低。以往周期股的特点就是在盈利高点具备极强的盈利能力，但是在周期低点可能亏损严重，所以市场给予周期股的估值都不会太高，正所谓“高PE买，低PE卖”。但本轮周期与以往有着本质区别，高盈利却未见资本无序扩张（国内外），地缘冲突致海外能源结构巨变（气候安全转向能源安全），长协平抑价格波动，需求具备消费属性

（韧性），高现金流带来高比例分红回馈股东，即煤炭行业未来有望呈现“高盈利、高现金流、高分红、可持续”的“三高一续”特征，其势必将带来“能源转型背景下的价值重估”。1.4.“双碳”背景下，煤炭行业未来发展方向？煤炭行业作为我国能源支柱产业，在推动“双碳”战略进程中，要兜住能源安全保障底线，有序减量替代，推进煤炭绿色低碳转型升级；要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，推动煤炭和新能源优化组合。多数煤企手握土地、原材料等重要资源，具备火电、化工运营经验，转型具备先天优势。政策端早在“十三五”期间就已明确提出利用采煤沉陷区等促进煤企转型的规划；

近年来，煤企及当地政府愈发重视对煤炭老矿区利用，积极推动改造转型，形成各具特色的转型发展模式。煤炭亦是部分转型项目的原材料，适度发展煤炭深加工产业，既是国家能源战略技术储备和产能储备的需要，也是推进煤炭清洁高效利用和保障国家能源安全的重要举措，发展现代煤化工契合“双碳”要求。多数煤企具备火电、化工运营经验。早在2016年，为理顺煤电关系，发改委就下文鼓励煤炭企业布局电力业务，目前煤企中约有1/3涉及火电运营，具有丰富的电力运营经验。此外，在国家大力鼓励“煤炭清洁高效利用”背景下，煤企将按照高端绿色低碳发展方向，延伸现在化工产业链，向化工新材料大力转型。煤企相继发布发展规划，转型方兴未艾。“双碳”目标下，传统能源企业绿色转型大势所趋，在政策引导下新材料、新能源为破局方向。截至目前，越来越多煤企已相继发布新材料、新能源方面发展规划，传统能源企业转型值得期待，我们强烈看好煤企转型带来的投资机会。2.关于煤炭市场的几点变化2.1.进一步增产难度较大，4、5月产量环比下滑自2021年Q4以来，增产保供力度明显加大，产量明显提升。虽然自2021年年初以来，国家发改委、国家能源局、内蒙古自治区、鄂尔多斯市等多部门陆续出台了一系列煤矿增产保供稳价政策（涉及政策舆论引导、产能核增、长协签订、限价等多个维度），但落地效果不及预期。直至2021年10月起，相关部门将煤炭保供提到新高度后，产量释放速度才得以明显加快，单月产量均刷新历史新高。今年以来，国内产量维持高位，但进一步增产难度较大。2021年执行至今的保供政策主要分为两大部分（产能核增、露天矿临时用地批复）。2022年3月，国常会指出“优化煤炭生产、项目建设等核准政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能。通过核增产能、新投产等，今年新增产能3亿吨”。对于上述目标，我们认为短期实现难度较大。一方面，3亿吨产能目标包括全国新投产（含进入联合试运转）产能达1.5亿吨/年，以及通过核增产能、停产煤矿复产和露天矿增产等方式新增产能1.5亿吨/年。其中涉及的停、缓建煤矿的复工复建的手续及流程均较为复杂，我们预计正常需要6~24个月时间方能见到成效；

一方面，煤矿核增手续办理较为复杂，面临诸多限制，具体参考《煤矿生产能力管理办法》。虽然6月相关部门印发《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，《通知》中对煤矿产能核增手续稍有简化，但亦明确提出存在“未批先建”、“批小建大”等违法违规行为的煤矿不允许进行产能核增。2016年重新放开煤矿项目审批以来，国家能源局、发改委共批复煤矿数量约125座，其中多数涉及“未批先建”、“批小建大”等行为。1~5月，全国实现原煤产量18.1亿吨，同比增加10.4%。但值得注意的是，自3月原煤日产创下1277万吨历史新高后，4月日产下滑至1209万吨，5月日产进一步下滑至1187万吨，下半年为迎接二十大胜利召开，安监、环保力度预计将进一步加大，此举或对存量煤矿产量释放造成较大扰动。2.2.产区集中度进一步提高，煤炭外运存瓶颈“晋陕蒙新”产量集中度进一步提高，煤炭外运存瓶颈。供给侧改革以来，新建矿井主要都集中在晋陕蒙新四地，据统计，2016年至今，相关部门共批复煤矿113座，涉及产能54810万吨，其中“晋陕蒙新”煤矿数量占比58.4%，产能占比更是高达71.3%。2022年1~5月，全国共生产原煤18.1亿吨，其中山西产量5.28亿吨，占比29%；内蒙产量4.89亿吨，占比26.9%；陕西3.02亿吨；新疆1.48亿吨；“晋陕蒙新”集中度高达80.8%。2.3.“俄乌”冲突推升全球煤价俄罗斯能源禀赋，在全球能源格局中具有重要意义。根据Wind数据，截至2020年底俄罗斯煤炭储量位居全球第2（占比15.1%），煤炭可采年限约406年，具有较强的储量优势。2021年俄罗斯煤炭产量4.4亿吨，占比5.5%，位居全球第6；从煤种分布来看，俄罗斯煤炭目前主要以生产烟煤和炼焦煤为主，占比超80%。近年俄罗斯煤炭出口逐年增加，贸易地位逐渐增强。俄罗斯煤炭出口以动力煤为主（占全球贸易17%），焦煤为辅（约3000万吨，占全球贸易9%），近年来出口规模逐渐增大，2021年俄煤出口2.12亿吨，占比15.5%，位居全球第3，CAGR=5%（2013年至2021年），出口主要流向为中国大陆（23%）、欧洲（22%）、日本（10%）、韩国（10%）、中国台湾（6%）等。俄罗斯是我国第二大煤炭进口国，其中动力煤进口位居我国第二，炼焦煤进口已跃升为我国第一大进口国。2021年，我国进口俄罗斯煤炭5,699万吨，为第二大进口国；其中动力煤3,734万吨（占比14.4%），为动煤第二大进口国；炼焦煤1,074万吨（占比19.6%），为焦煤第二大进口国；无烟煤892万吨（占比96.5%），为无烟煤第一大进口国；2022年1~5月，我国累计进口俄罗斯煤炭1855万吨，同比下降5.9%；其中动力煤868万吨（占比12.2%），为动煤第二大进口国；炼焦煤675万吨（占比32%），同比增加107.9%，跃升为我国第一大炼焦煤进口国。俄罗斯煤炭出口至中国主要有三条线路：（1）俄罗斯铁路运输到海参崴港口，再由此海运发往我国下游钢焦企业；（2）铁路运输到绥芬河口岸，然后我国汽运、铁路运输至下游钢焦企业，西伯利亚（多为焦煤灰分较低）至我国大概需要10-20天左右，远东（多为动力煤硫分较低）至我国大概需要3-5天左右；（3）汽运至我国绥芬河、东营等口岸，由于现在疫情期间，日均通关0-50车不等，每车约40吨。“俄乌”冲突推升全球煤炭价格，国内外倒挂或成常态。考虑到欧盟自2022年8月10日起将全面禁止俄罗斯煤炭进口，若该制正式生效，全球海运煤炭市场或再造重创，煤炭贸易市场流向重塑，势必将加剧本就供需紧张的海外煤炭市场，造成海外煤价的持续上行。据俄罗斯燃料和能源综合体中央调度局报道，2022年Q1，俄罗斯累计出口煤炭4375万吨，同比下降7.4%；据商业海港协会新闻中心报道，2022年1~5月，俄罗斯港口煤炭转运量7770万吨，同比下降6.8%。而中国在政策的有效调控及供应持续增量中煤价不再是全球煤价高点，对于主要进口煤种（印尼中低卡煤）国内外倒挂或成常态，很难在贸易逆流中打开进口增量。对于“出口至欧盟和日本的俄罗斯煤炭被禁，全部转向我国市场”的预期，我们认为中国会承接一部分，但数量有限，并非“畅通无阻”：运力约束俄煤东向出口。根据俄罗斯铁路公司数据显示，2021年俄罗斯铁路运往港口下水货物同比增长5.8%，其中，煤炭占铁路运往港口货物总量51.9%，同比增长9.3%，而运往远东港口下水出口，仅同比增长1.7%，侧面反映出通往远东港口的西伯利亚大铁路和贝阿铁路的运力瓶颈已现。同时今年3月份俄罗斯铁路公司对其运输政策进行调整，远东线上将不再把煤炭放在优先运输位臵，这意味着在欧洲市场需求收缩的同时，俄罗斯向亚洲的煤炭出口也将受到影响（5月俄罗斯铁路煤炭运输量同比下降9.2%）。俄煤的进口价格优势并不明显。我国进口俄煤主要从远东港口下水，而欧洲进口主要是西线（黑海、波罗的海、西北港口等），东西线运距长约1000Km，同时，近期俄罗斯调整了铁路货物运费标准，决定自6月1日起将俄罗斯铁路运输费用提高11%。同时在夏季的三个月（6、7、8月）暂停煤炭相关的中途和长途铁路运输优惠。还可能根据运输距离的不同，再增加3个月的煤炭铁路运输优惠暂停期。运距的增加和税收的调整极大提高了出口欧洲的货源转港至远东下水的成本。2.4.动煤双轨制下，长协煤或成为市场煤“绊脚石”价格方面，发改委明确动力煤（尤其电煤）中长期合同价格区间以及现货价格上限。今年煤价“双轨制”细则逐步明确：中长协价格公式重新修订，最新基准价为675元/吨，并选择CCTD、BSPI、NCEI三个指数作为调整，具体公式为“长协价=675*50%+[(CCTD+BSPI+NCEI）/3]*50%

“。“303号文件”、“4号文件”陆续出台，要求秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期、现货价格每吨分别不应超过770元、1155元；同时晋陕蒙等主要七省也出台了其煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间。5月以来，发改委《煤炭价格调控监管政策系列解读系列》持续发布，对长协煤各贸易环节价格上限、长协煤隐性加价方式认定、哄抬煤价行为认定标准等均做了政策细节补充。量方面，要求发电&供热企业100%长协全覆盖，进一步压缩市场煤空间。发改委除了对价格监管政策持续解读，长协煤交付、履约率的管控也逐渐升级：发改委要求发电企业用煤除进口煤外100%签订长协，根据目前各省陆续出台的电煤中长协合同中内容，也强调了“煤企签订中长期合同数量应达到自有资源80%以上”、”去年9月至今保供煤矿核增部分全部签订电煤中长期合同“等，长协兑现率从5月份起大幅提升。进口煤缩量预期下，今年5月开始“进口煤应急保障中长期合同补签“工作，据统计其中新增约1.8亿吨长协煤。结构方面，动煤界定新标准，高卡市场煤价格或不受监管。发改委对动力煤的划分标准也重新解读，规定“销售给发电、供热企业或热值小于6000cal的煤炭一般可视为动力煤“，再此新标准下，预期用于炼焦、化工等非动力煤用途或将”不按照动力煤“要求监管。发改委对煤炭市场从价格、量级、以及结构方面细节重新梳理，长协煤与市场煤的界限与关系也逐渐明确，随着长协煤100%履约率逐渐兑现，煤炭供应空间更多流向电力长协用煤，非电煤的供应占比将被动缩小。同时，非电用煤结构与电煤存在差异，化工、水泥等煤耗要求多为5500cal以上的动力煤，相比之下煤电机组入炉煤炭热值平均约4800cal左右的动力煤，随着澳煤进口通关受限，保供产量多为低卡煤种结构，目前煤炭市场高卡煤结构性紧张加剧，且化工、建材等市场煤用户对煤价敏感度低、价格监控少，造成市场煤价弹性较高，长协煤或成为市场煤绊脚石。3.动力煤：供需矛盾仍存，高煤价韧性依旧3.1.回顾：供需节奏错配，内外扰动不断，煤市行情超预期年初至今，煤价受疫情、政策、海外等影响，波动幅度仍超预期：

第一阶段（1月1日~1月31日）：新年伊始，印尼出台出口禁令，进口煤炭短时间大幅缩量预期下，港口货源紧张加剧，报价持续上探；同时，能耗双控边际放松，稳增长政策的出台等待兑现，使得市场对今年能耗需求预期高位韧性仍存，下游终端也因此集中补库，坑口采购情绪向好，叠加冬奥会对主产区短期生产的影响，煤市供需矛盾增加，价格继2021年煤价高位回落后重新上探。第二阶段（2月20日~3月15日）：俄乌博弈开始，全球能源供应短期紧缩加剧，同时地缘政治的博弈也带来能源贸易格局重塑的长期影响，油气价格的攀升传导至煤炭及其他大宗商品价格上移，欧洲禁止进口俄煤文件使得澳煤、印尼等替代国供应紧张，全球煤炭贸易流向降维，海内外价差倒挂严重，进口缩量预期加剧，港口煤价持续上探。第三阶段（3月15日~5月31日）：国内疫情再次蔓延，深上北等主要城市停摆，二三产业停工，物流运输管制，使得全社会生产需求疲软，能耗需求也随之降温，叠加动力煤传统淡季，煤价从高位回落，但由于运力瓶颈，运价高企，长协煤兑现等影响，市场可交割货源仍存结构性矛盾（高卡煤种稀缺、非电煤紧张等），煤价高位僵持。3.2.供给：国内生产增幅有限，进口扰动持续3.2.1.产量维持高位，进一步增产难度较大受保供政策持续推进，今年全国动力煤生产高位。1~4月全国动力煤累计产量15.0亿吨，同比+10.6%，日均产量约为990万吨。煤炭作为我国资源禀赋的能源品种，预期在新能源替代及制造业生产技术变革尚未充分且稳定释放时，仍是社会主要能耗的基础。为确保我国能源安全，自2021年四季度起，保供政策持续发力，煤炭生产供应水平快速提升，且今年以来始终维持高位。展望2022年下半年，在当前高产基础上进一步增量空间有限。增产保供政策在多方、多部门联合推动下，已取得明显效果，当前煤炭产量处于历史最好水平，但未来供应能否在当前基础上进一步增产仍存较大疑问。我们预计下半年受二十大召开影响，下半年产量呈现“小V”型走势，动力煤月均产量在2.8~3.2亿吨区间波动。短期而言，长时间高强度生产对煤矿安全或造成一定隐患，6月初山西新泰煤矿事故再一次敲响警钟，新修订的《关于加强煤炭先进产能核定工作》文件中，对于安全生产条件的核定严格升级，故在安全要求下“事故矿井”“未批先建”“批小建大”

“矿工超限”等条件均会影响产能核增的进程，外加6月例行的安全生产月及今年二十大等重要事件，产地后续安监力度或超市场预期。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，这也意味着我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。3.2.2.进口难言乐观“扰动不断”，进口总量下降。随着印尼1月的煤炭出口禁令、2月俄乌间地缘政治博弈，海外煤炭资源供应紧张短期加剧，国际煤价和运费大幅增长，主要进口煤种（印尼中低卡煤）长期处于倒挂状态，终端采购热情下降，导致1~5月份全国进口动力煤累计进口量7340万吨，同比下滑20.2%。当今世界正经历百年未有之大变局，俄乌战争带来的影响极其深远，其势必将加剧本就供需紧张的海外煤炭市场，而中国在政策的有效调控及供应持续增量中煤价不再是全球煤价高点，很难在贸易逆流中打开进口增量。我们认为在进口利润长期倒挂的背景下，下半年动力煤进口亦难言乐观，预计全年动力煤进口约1.65亿吨左右。3.3.需求：稳增长兑现，需求韧性仍存疫情影响，上半年需求疲软。2022年需求增量在稳增长政策的推进下，由外需转为内需拉动，市场也一直等待着稳增长对能耗需求推升的兑现，但从3月下旬开始全国疫情反复，制造业开工率下降，二、三产业用电需求接受挑战，叠加正处于动力煤传统需求淡季，双重影响下消费疲软，煤炭消费量同比大幅走弱。2022年1-5月，动力煤总消费量约14.76亿吨，同比-3.3%，其中：电煤累计消费量约9.1亿吨，同比-2.1%。建材用煤约1.1万吨，同比-16.2%；化工用煤约0.9亿吨，同比-1.6%；冶金用煤约0.72亿吨，同比-1.5%。单位耗煤量增加，支撑旺季消费基数。今年用煤结构与往年不同，综合前文所述澳煤禁止通关和全球煤炭资源紧缺的现状，进口中低卡煤种居多，目前我国电厂，尤其沿海电厂存煤结构性较差（低卡煤居多），这将导致单位用电量煤耗需求增加，根据我们的测算，2022年上半年单位千瓦时发电耗煤量同比+4.2%左右，故随着旺季来临，电厂去库、日耗增速将加快，市场煤炭紧缺加剧。展望下半年，稳增长兑现仍存信心，市场面临边际修复。7-8月随着气温逐渐回升，居民制冷需求季节性增加，同时伴随着疫情缓和全社会的复工复产带来煤耗补库的边际走强，叠加5月因疫情影响供暖煤等采购延迟，预计今年旺季煤炭需求环比增速加快，供需缺口扩大。对于8月中旬后旺季逐渐面临结束，但届时稳增长兑现的速度预期将会加快，从而弥补淡季煤耗需求回落基数，下半年煤耗需求高位韧性仍存。3.4.展望：供需总体平衡，阶段性偏紧，高煤价持续动力煤供需呈现基本平衡（供给增量弹性低+需求高韧性），阶段性偏紧局面，旺季面临较大缺口，政策调控会对煤价上行空间幅度存在一定压力，但不会改变基本面矛盾市场对旺季煤价的支撑逻辑。展望全年，内外煤价倒挂，海外煤市扰动不断，进口难言乐观，而随着稳增长政策逐渐兑现，需求韧性显现，边际修复的市场下，高煤价预期持续。根据我们对动力煤供需两端的测算，预计2022年动力煤市场总体呈现供需基本平衡但阶段性偏紧的格局，全年煤价中枢或上移至1300元/吨附近，较2021年均价上涨300元/吨左右。4.焦煤：终端需求启动待兑现4.1.回顾：供需紧平衡，价格高位支撑紧平衡持续，煤价高位震荡：第一阶段（年初~春节）：能耗双控政策边际放松，叠加稳增长政策的高预期，年初开始钢焦企业集中复产，同时季节性冬储补库持续，焦煤价格在需求高位中相对偏强；第二阶段（春节~3月中旬）：北方高炉复产预期持续，焦钢企业积极补库，焦煤现货成交好转，煤价也开启上涨行情；除了国内基本面紧张，俄乌博弈带来海外焦煤资源短期紧张加剧，价差倒挂下短期进口预期受限，冲击我国焦煤供需市场，焦煤价格也持续上移；第三阶段（3月中旬~5月中旬）：疫情影响下，山西主产地生产运输受影响，叠加铁水日产量维持较高水平，焦煤紧平衡格局延续，煤价也在高位维持；第四阶段（5月下旬~6月初）：下游需求恢复不及预期，利润挤压严重，焦化厂亏随提降，带来焦煤成交下降，煤价也随之下移；第五阶段（6月初~6月20日）：随着复工复产持续推进，在稳增长高预期下，铁水生产韧性，刚性需求支撑煤价；第六阶段（6月下旬~至今）：进口（蒙煤&海运）边际继续增加，下游钢、焦亏损幅度&亏损面进一步加大，焦煤供需由偏紧向平衡甚至略偏宽松转变，焦煤面临下行压力。4.2.供应：国内生产稳定，进口边际改善4.2.1.国内供应稳定，洗出率下降焦煤生产端与动力煤有所重合，在保供大背景下，有效产能的提高对焦煤生产也有所补充，2022年1~5月，全国累计生产炼焦煤2亿吨，同比增长1.8%，增量主要源自2~3月。我国焦煤资源属性本没有动力煤丰富，仅占比18.9%，其中稀缺炼焦煤仅占比9.8%，保供政策下对焦煤核增的量级也较少，主要还是动力煤的供应增量。且炼焦煤因变质程度、历史等因素，矿井以井工矿为主，资源禀赋逊于动力煤，矿井安全条件、地理条件较差，因此矿井产生超千米冲击地压的问题多集中于炼焦煤矿。此外，由于存量矿井面临资源枯竭等风险，近几年炼焦精煤洗出率持续降低，2022年Q1炼焦精煤洗出率为37.8%，环比继续下降1.4个pct。展望下半年，在相关部门全力推动增产增供的背景下，去年四季度至今，国内煤矿生产逐步恢复，全国现有焦煤煤矿都进入应产尽产的状态，煤矿开工率持续高位，预计下半年，国内焦煤产量高位持稳，全年炼焦精煤产量4.9亿吨。4.2.2.进口持续改善疫情开始后，蒙煤通关效率持续受限，今年5月25日策克口岸正式恢复通关，近期通关车数日均81车左右，同时随着蒙古国疫情形势相对稳定，5月甘其毛都（288口岸）月均通车已恢复至366辆（同比2020年5月减少70辆）。俄罗斯炼焦煤进口在价格优势下处于历史高位，2022年1-5月，我国自俄罗斯进口焦煤675万吨，同比去年增长359万吨，自蒙古进口焦煤521万吨，同比去年减少229万吨，累计进口炼焦煤2108万吨，同比增加16%。展望下半年，焦煤进口预期持续改善，预计全年焦煤净进口约5400万吨，与去年基本持平。蒙煤进口方面，若疫情不再爆发，中性预计甘其毛都口岸通关车次有望逐步恢复至500~600车/天水平；策克口岸后期视通关情况可逐渐增加至130-150车/日；海运进口方面，近期海外焦煤价格暴跌，焦煤进口倒挂修复，进口理论窗口打开，一旦国内焦煤价格企稳，海运进口焦煤有望放量。4.3.需求：下游焦、钢多数亏损，焦煤需求边际回落4.4.展望：需求是终结“负反馈”的核心因素需求是终结“负反馈”的核心因素。在供应端维持稳定的条件下，价格波动主要关注需求逻辑。当前焦煤核心矛盾在于“钢材需求&钢厂利润”，我们预期后续发展有两条路径：路径一：地产销售回暖带动拿地、新开工→钢材需求明显改善→钢价上涨→钢厂利润扩张→主动补库带动焦煤价格上涨；路径二：地产不温不火→钢材需求虽有改善但仍旧偏弱→钢价难以上涨→钢厂仍旧处于亏损状态→部分钢厂减产→铁水产量下滑→对焦煤形成负反馈。整体而言，焦煤价格节奏需要关注地产销售情况，地产好则钢材好，钢材好才能带动焦煤价格上行，且考虑到焦煤库存处于历史绝对低位，一旦终端需求启动，焦煤将是整个黑色产业链中弹性最大品种，届时焦煤板块有望迎来绝佳投资机会。此外，若地产需求迟迟未见启动，焦煤价格仍面临较大下行压力，但考虑到蒙煤进口成本以及迎峰度下期间电煤需求，均会对焦煤价格形成一定支撑，预计焦煤底部或在2200元/吨左右。5.重点企业分析华阳股份2021年1月份，公司正式更名为华阳股份，转型大幕开启，除了继续巩固做强传统煤炭主业外，加快培育新能源产业也将成为公司的另一重要使命。1）产能增长潜力大，欲打造亿吨级煤炭销售基地。公司所在地阳泉矿区位于沁水煤田东北边缘，是我国五大无烟煤生产基地之一，主产稀缺的无烟煤和贫瘦煤，广泛用于电力、冶金和化工行业。公司一直以“打造亿吨级煤炭销售基地”为目标，通过对在产矿井实施“提能提效”工程以及收购兼并煤炭资产等方式，保证中长期煤炭产量稳中有增。公司现有可采储量15.0亿吨，控股在产矿井8座，核定产能3270万吨/年，在建矿井2座，涉及产能1000万吨/年，远景产量增幅高达30.6%。此外，景福矿（90万吨）、榆树坡（120万吨）均具备产能核增至500万吨能力，为长期稳定的可持续发展奠定基础。2）布局新能源蓄能新材料，打造“新能源+储能”发展新路径。光伏组件方面，公司全资子公司新阳清洁能源通过成立华储光电，计划建设5GW高效光伏组件生产基地，预计项目总投资10.97亿元，目前第一条0.5GWh生产线已于2022年1月22日投产，第二条生产线进入单班产能爬坡阶段。电化学储能方面，公司通过基金持股中科海纳（全球领先钠离子电池研发团队），合资建立子公司等方式，率先打造2000吨钠离子正、负极材料；21年9月，公司与多氟多、梧桐树资本签订合作协议，欲在上游原材料、电解液、电池等环节可实现强强联合，共筑新能源产业链，进一步完善公司在钠离子电池领域的布局；目前正负极材料已于22年3月末试投产。物理储能方面，21年8月公司受让阳泉奇峰49%股权，以优化公司战略布局，提升飞轮储能业务优势，同公司现有的钠离子电池正、负极材料项目等业务发挥协同效应；截止21年年底，共生产完成飞轮储能装臵20套，其中QFFL200/60s型飞轮储能完成2套，飞轮车间光伏+飞轮+钠离子电池微网系统在用1台，另1台用于太原综改区光储网充示范项目；QFFL600/30s型飞轮储能装臵完成18套，自留1套；深圳地铁七号线车公庙交付2套，已全面调试完成；河北三河电厂和华能山东莱芜电厂调频项目15套，正在调试中。公司全力铸造一流飞轮储能企业。我们预计公司未来将大力布局TopconN型双面单晶电池、钠离子电池、飞轮储能等新能源领域前瞻性、引领性项目，致力通过“光伏+电化学储能+物理储能+智能微电网+充电桩”

系统，打造“新能源+储能”未来能源终极解决方案。预计公司未来将大力布局TopconN型双面单晶电池、钠离子电池、飞轮储能等新能源领域前瞻性、引领性项目，致力通过

“光伏+电化学储能+物理储能+智能微电网+充电桩”系统，打造“新能源+储能”未来能源终极解决方案。陕西煤业背景强、禀赋优、布局广、高股息，长期投资价值凸显。1）背景强：公司控股股东陕煤化集团是省内唯一一家省属煤炭集团，在省内获取资源、运力方面具有绝对优势。而公司作为陕煤化集团的唯一煤炭上市平台，在矿区开发建设、资源整合方面具有其他公司不可比拟的优势，战略地位显著。2）禀赋优：公司可采储量97亿吨，可采近百年，煤炭平均热值高达5500cal/g，远超普通动力煤，在澳煤进口受阻，市场高卡煤结构性紧缺背景下尤为紧俏。成本方面，公司吨煤成本远低于行业平均水平，且由于采掘行业成本端无法复制的特殊性，超低的吨煤成本亦为其构筑天然护城河。3）布局广：公司紧跟新能源发展步伐，通过投融资平台的有效使用，择机布局与公司主业互补、盈利接续的新能源行业优质资产。4）高股息：结合公司发布的三年分红回报规划（规定每年以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的40%且金额不低于40亿元），且随着公司资本开支接近尾声，未来分红能力有望逐步提升。公司2021年年度股息1.35元/股（含税），共计130.9亿元，占当年合并报表实现的归属于公司股东净利润的61.9%，以6月28日收盘价计，股息率高达6.3%。5）现金流完全覆盖有息债务。因前三季度营收快速增长，经营活动现金净流入增加，公司现金流十分充裕，截至2022年3月末，公司现金及现金等价物已达515.1亿元，较同期增长116.5%，公司现金及现金等价物仍可完全覆盖有息负债，具备安全边际。中国神华公司在煤炭、电力、铁路、港口等领域皆为行业翘楚，具有极强的竞争力。受益于公司“煤电化路港航”全产业链的协同效应和纵向一体化优势，使其即使在煤价下行周期中，业绩底部依然明确，抵御风险能力极强。1）长协销售保障业绩稳健，未来尚有增量。公司销售以长协为主，其中年度长协煤严格按照发改委规定的“基准价+浮动价”的定价机制执行。受益于长协基准价上调（由535上调至675），公司售价中枢有望上移。2022年4月，公司神山露天煤矿生产能力由60万吨/年核增至120万吨/年、黄玉川煤矿生产能力由1000万吨/年核增至1300万吨/年、青龙寺煤矿生产能力由300万吨/年核增至400万吨/年，合计增量460万吨/年。此外，公司取得新街台格庙南区探矿权证，煤炭资源接续配臵有序推进。2）电价上浮，业绩有望量价齐升。为为保障民生问题，缓解高位煤价带来的压力，多地开始对电价机制进行小幅调整，适度放开电价上浮限制，公司电力板块有望实现量价齐升。3）分红比率高且稳定，高股息彰显投资价值。为积极回报股东，公司派发2021年度末期股息2.54元/股，分红比例较此前规定的50%（下限）大幅提升至100.4%，以6月28日收盘价计，股息率高达8.3%。考虑到公司“煤电化路港航”一体化经营稳定的盈利能力，充足的现金流及有望逐步下滑的资本开支，未来高分红依旧值得期待。兖矿能源华东区动力煤龙头，背靠全国第二大煤企山东能源，区位优势突出。1）煤炭：三地布局，煤种齐全、储量丰富，海外煤价高企下望显著受益。为保证煤炭主业有长期稳定的发展空间，公司坚持推进山东（本部）、晋陕蒙、澳洲三大基地建设，截至2021年年底，公司拥有煤炭储量为145.5亿吨，可采储量为45.2亿吨，资源储量丰富。其中山东基地主要煤种为气煤、动力煤，以长协销售为主；晋陕蒙基地主要煤种为动力煤；澳洲基地主要的煤种有喷吹煤、动力煤、半软焦煤、半硬焦煤，不受我国长协销售政策影响，在海外煤价大幅上行的背景下，业绩望迎来爆发式增长。此外，2021年11月营盘壕矿井取得采矿许可证，由建设矿井正式进入试生产阶段，有望推动产量持续增长。2）煤化工：板块日渐成熟，新材料转型提速。公司煤化工二期项目于年初竣工投产，鄂尔多斯能化所属甲醇、乙二醇产量有望持续增加；长期来看，公司《发展战略纲要》提出力争5-10年化工品年产量2000万吨以上，其中化工新材料和高端化工品占比超过70%。公司化工远期产量有望翻倍，且产品具备高端化、高附加值等特性。未来，公司将在省内向高端化工&新材料纵深，省外持续壮大化工原料生产基地，进一步推动煤炭由单一燃料向燃料与原料并重转变，由排碳向固碳转变，实现华丽转身。3）新能源：蓄势待发。公司欲依托现有煤化工产业优势，有序发展下游制氢等产业。力争5-10年新能源发电装机规模达到1000万千瓦以上，氢气供应能力超过10万吨/年。截至目前，公司正向导入期发展，加快培育发展内蒙锋威光电等项目，启动省内集中式光伏项目前期工作，开展储能技术专项研发，技术、资源优势不断积蓄。晋控煤业山西国企改革提速，资产收购序幕开启，公司肩负集团资产上市重任，资产注入打开成长空间。1）收购同忻煤矿32%股权，增厚权益产能512万吨/年。公司为山西省动力煤龙头，煤炭资源储量丰富，资源禀赋优异。公司地处大秦线起点、运输便利。2020年12月，公司以28.7亿元现金收购控股股东晋能控股煤业集团持有的同忻煤矿（产能1600万吨/年）32%股权，增厚权益产能512万吨/年，投资收益有望大幅增长。截至2021年末，公司并表的矿井有塔山煤矿、忻州窑煤矿和色连煤矿共3座在产矿井，合计产能3210万吨/年，权益产能2223万吨/年，单井产能规模超千万。2）晋能控股集团煤炭资产上市提速，未来成长空间巨大。21年2月，山西国运召开省属企业“一企一策”考核签约大会，会上提出省属企业“资产证券化率达80%以上”的定量目标。公司所属的晋能控股集团拥有煤炭产能约4.4亿吨（全部由晋能控股煤业集团管理，体量为晋控煤业

13.7倍），拥有煤炭储量600多亿吨，煤炭产能规模仅次于国家能源集团，位居山西省第一、全国第二，实力雄厚。未来晋能控股集团有望在政策促进下继续深化改革，提高资产证券化率，有计划地将煤炭资产逐步装入既有上市公司平台，未来成长空间巨大。兰花科创公司为优质无烟煤企业，以煤为基、煤化并举，确立了“强煤、调肥、上化、发展新能源新材料”的发展战略，持续推进转型升级发展，逐步发展成为以煤炭、化肥、化工为主导产业的现代企业。1）煤炭：量增蓬勃有力，价涨弹性巨大。公司坐拥全国最大无烟煤基地，资源禀赋优异，因公司无烟煤及焦煤售价随行就市，动力煤售价依据保供稳价相关政策执行，因此在煤价上行周期中具备弹性、极为受益。此外，公司在建合计产能为420万吨/年，增产空间高达26.3%，其中百盛煤矿、同宝煤矿和沁裕煤矿预计投产时间相对较快，均处于三期工程建设阶段，均为无烟煤矿井；公司望云地面生产系统改建工程，9月份竣工投产，望云矿井90万吨/年至120万吨/年产能核增通过省能源局验收，后续望逐步放量。2）煤化工：一体化布局，协同效应显著。公司经过多年发展，初步形成了“煤炭-