煤炭2022年中报总结—凌寒独自开

　　行业景气持续验证：煤价中枢上移、盈利再攀新高。一方面、煤价中枢上移再确认，当前运行在1200元水平。2020年下半年以来，供需矛盾爆发，煤炭价格上行，在迎峰度冬、迎峰度夏等时间段迭创新高，发改委增产保供以及限定中长期合同价格政策频出，干扰市场预期并加剧短期供需紧张局面，价格剧烈波动。2021年煤价中枢攀升到1000元以上，2022年至今运行在1200元水平，行业高景气展露无遗。另一方面、上市公司经营质量持续改善，盈利续创新高。1)2022年上半年业绩维持高增速，60%上市公司创上市以来新高。中信煤炭板块所涉34家公司上半年合计实现营业收入8008亿元，同比上升28%，其中24家公司创上市以来新高；实现扣非归母净利润1356亿元，同比上升88%，23家公司创上市以来新高。二季度，34家公司单季度营业收入4154亿元，同比上升26%、环比上升8%，实现扣非归母净利润743亿元，同比上升89%、环比上升21%。2)经营质量改善，盈利水平提升。34家上市公司2022年上半年销售毛利率平均值为31.2%，同比上升4.7个百分点；ROE平均值为10.1%，同比上升2.8个百分点。吨煤盈利水平显著抬升，测算24家上市公司2021年煤炭平均销售价格为784元/吨，同比上涨41%；平均销售成本437元/吨，同比上涨11%；平均毛利347元/吨，同比上涨116%。3)资本开支稳中有增。34家上市公司2022年上半年资本开支合计389亿元，同比增长12%。

　　后期展望——供需结构性错配，煤价弹性被低估。

　　供给：一、增产保供：政策加码，煤炭放量难度依然较大。2022年3月发改委下发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，明确要求“主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到1260万吨以上”。6月，能源局下发《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，要求生产系统具备增产能力，且符合煤矿生产能力核定基本条件的煤矿，根据相关程序开展先进产能核定工作。政策频发，增产保供力度持续加大，增产保供局势依然严峻，我们认为供给紧张格局短期内难以发生明显改变，煤炭放量难度依然较大。二、电煤长协：三个100%或导致市场煤供给紧缺。今年以来，长协签订、履约、核查及补签等监管政策不断，反复强调电煤长协全覆盖，极力保证电煤的供应。7月1日发改委发布《关于请确认电煤中长期合同签订履约情况的通知》，要求主要省份及煤炭企业电煤中长期合同实现三个100%：按照《煤炭安全保供责任书》确定的电煤供应任务100%签约、发电供热用煤全部签订中长期合同，签订的电煤中长期合同100%履约，以及100%执行价格政策。长协签订履约及限价监管趋严，电力用煤供应和价格的稳定性增强，相应地，市场煤部分将被挤占，供给更加紧缺。三、精准限价：市场煤价格弹性有望得到充分释放。发改委先后发布303号文和4号公告，明确提出：自5月1日起秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期、现货价格每吨分别不超过770元、1155元，并连发9条政策解读，明确发电供热企业用煤限价及哄抬价格认定标准等问题，而非电用煤价格排除在现价范围以外，这将有利于市场煤价格弹性的释放。截止2022年9月9日，现货价格-秦皇岛港山西产动力末煤平仓价(Q5500)为1345元/吨，运行在限价范围以上且近期价格呈现持续上涨态势。四、进口煤炭：进口规模和煤炭品质确定性下滑。印尼高卡煤今年大部分时间处于倒挂状态，低卡煤具备经济性，造成了进口量缩小和进口质量下降两方面问题。截止9月9日，印尼5500大卡华南地区港口到岸价(超灵便船型)报收于1485元/吨，较国内煤华南地区港口到岸价高82元/吨；4500大卡华南地区港口到岸价(超灵便船型)报收于967元/吨，较国内煤华南地区港口到岸价低106元/吨。2022年1-7月累计进口煤炭1.4亿吨，同比减少18.2%，2021年同期同比减少15%，连续两年大幅减少。同时进口质量严重下滑，进口印尼褐煤占比从1月的55%提升至7月的84%。

　　需求：一、电力：水电负增长，火电需求高增或延续整个冬天。旺季水电发力不足，火电短期高负荷弥补。今年7-8月高温天气下，沿海八省最低平均气温分别为26.27、26.13℃，较去年同期分别高0.35、1.01℃。从旬度数据来看，7月中旬开始水电增速大幅下滑，7月中旬到8月下旬增速分别为-5.16%、-4.6%、-2.85%、-7.18%、-16.56%，旺季上游水量不足，水电出力严重不及预期，火电高负荷运转弥补缺口，同期火电增速分别为0.39%、4.42%、9.49%、21.23%、14.70%。在综合考虑各发电方式出力情况下，假设下半年风电、太阳能、核电发电量增速与上半年持平且总发电量维持7月增速不变(4.5%)，则水电增速分别在-3%、0%、3%的情景下，测算下半年火电发电量同比增速将达到5.8%、5.1%、4.4%，相比上半年增速(-3.9%)大幅改善近十个百分点。二、钢铁及建材：金九银十需求复苏。2022年1-7月粗钢压减政策叠加需求弱势，粗钢产量同比下降6.4%(-4005万吨)。市场普遍认为2021年粗钢产量前高后低，2022年延续压减粗钢产量政策，下半年需求起不来。我们认为压减粗钢产量任务让位于经济稳增长大局，需求拐点已至，需求下半年同比去年确定性改善。金九银十需求旺季来临，叠加地产放松落地实施大背景下，房地产、基建等产业链有望迎来边际改善，钢铁和建材需求底部反弹趋势明确，利好煤炭。三、化工：耗煤具备持续增长潜力。化工耗煤量自2014年开始逐年增长，复合增速达到4.7%。2021年全年化工耗煤量达到3.1亿吨，同比增长3.6%，2022年1-7月累计耗煤量1.9亿吨，同比增速达到5.8%。从主要煤化工产品甲醇来看，2021年甲醇总产量7947万吨，同比增长13%，2022年截止9月8日，累计产量5464万吨。政策引导煤炭清洁利用，推进煤化工发展，推动煤炭由燃料向原料转变，煤化工用煤需求具备增长潜力。

　　投资主线：把握盈利确定性——高现金、高分红、低估值。

　　展望后市，冬季储煤需求释放，同时金九银十开工旺季催化炼焦煤需求向好，煤炭价格具备持续上涨动力。今年上半年煤价中枢上移，上市公司盈利再攀新高，行业景气持续验证。四季度拉尼娜现象获致冬天更冷、叠加欧洲天然气危机及煤电装机重启等因素，煤炭价格高位运行和上市公司业绩向好确定性进一步增强。

　　动力煤：高盈利、高分红现金奶牛属性增强，估值逐步抬升。动力煤受益于价格中枢上移，行业整体盈利能力提升，盈利稳定性增强，国际能源局势持续紧张，煤企高盈利、高分红或将长期维持，当前估值普遍较低，重点关注兖矿能源、陕西煤业、中国神华、中煤能源、山煤国际等。

　　炼焦煤：金九银十需求向好，盈利弹性较大。炼焦煤价格市场化程度更高，不受限价政策影响，上市公司焦煤价格水平上涨空间较大，在下游需求边际改善的情况下，焦煤行业有望延续景气上行趋势。重点关注山西焦煤、潞安环能、淮北矿业、盘江股份、上海能源、平煤股份等。此外，兰花科创拥有优质的无烟煤资源，定价市场化，享受行业上行溢价，建议重点关注。

　　风险提示：政策限价风险；煤炭进口放量；宏观经济大幅失速下滑。

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