煤炭行业2025年策略：六年长虹 七年可期

　　行情回顾：板块终迎估值提升

    　　基本面而言，自2016 年供给侧改革以来，煤炭从需求逻辑转变为供给逻辑，行业盈利反转。长期来看，煤企普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱。由于长期投资不足，产出缺口逐步扩大。

    　　估值而言，在成长型经济体转向成熟型经济体的过程中，各行各业，过去依靠资本开支拉动净利润增长的决策模式转向更看重投入产出的投资回报率。资本市场的定价机制也将从过去的单纯从净利润单一指标，转向更加看重股东回报的自由现金流，周期股的估值会从成熟期的估值下降重新转入再一次的估值提升。

    　　煤价底部再经压力测试，疆煤外运&进口拉高成本曲线

    国内煤企成本存差异，各地资源税率陆续上调。2023 年国内煤炭集团（企业）吨煤完全成本约330~620 元/吨，2023 年吨煤成本普遍下降，主要在于期间费用优化，以及煤价下行资源税（从价税）亦有下行趋势。山西、新疆纷纷上调资源税率，土地财政或转变为资源财政，2024 年6 月新疆原矿税率由6%修改为9%、选矿税率由5%修改为8%；2024 年4 月起，山西原矿税率由8%调整为10%，选矿税率由6.5%调整为9%。

    　　疆煤外运拉高成本曲线——煤价调节器。疆煤虽开采成本低，但疆煤外运拉高成本曲线右侧，即疆煤亦是煤价调节器。1）当港口煤价跌至830 元/吨以下，即使是哈密地区公路出疆亦开始倒挂，公路出疆或将呈现减量趋势（2023 年公路出疆5049 万吨，占比46%），进而调节疆外煤炭市场供应压力；2）当港口煤价跌至780 元/吨以下，哈密地区目前出矿价铁路运至北港几乎没有利润，哈密地区煤炭出矿价格将进一步压缩，对于成本偏高，距离较兰新线核心站台远的煤炭产能或逐渐转为疆内销售或现边际减产趋势，兰新线出疆预计呈现减量趋势（2023 年兰新线煤炭外运4960 万吨，占比45%，是目前疆煤外运核心），疆外市场供应压力或现明显缓解，疆煤成为煤炭价格底部的重要支撑。

    　　海外吨煤成本增长显著，推升进口成本曲线。截至2023 年底，北美三家主要动力煤公司平均综合成本约45 美元/吨，较2021 年增长33.6%；兖煤澳大利亚平均综合成本143 澳元/吨，较2021 年增长44.4%；印尼三家公司动力煤平均综合成本53 美元/吨，较2021 年增长47.2%。根据统计的海外煤企财报成本数据，2023 年印尼煤FOB成本均值53 美元/吨，对应国内华南（广州）地区港口到岸完税价格（3800K）约480元/吨；，2023 年澳大利亚煤FOB 成本均值124 澳元/吨，对应国内华东（舟山）地区港口到岸完税价格（>5700K）约821 元/吨。

    　　产地vs 沿海供需分化，发运全年倒挂。北方港口和晋陕蒙主产区存在煤炭供需结构的不同的现状。北方港口作为煤炭的主要下水点，其煤炭供应主要依赖于“三西”地区，以及进口煤到港，需求相对单一（主要是南方地区电厂和建材行业）；主产区供应主要系当地原煤产量，需求结构相对多元化（电力、冶金、化工，叠加贸易商投机需求）。因此，随着长协煤比例的增长，主产地和沿海港口煤炭供需逐渐分化，发运倒挂（煤炭从产地发运到港口的成本高于港口的售价）现象持续存在且仍未改善，这会导致贸易商和煤炭企业发运煤炭到港口的积极性降低，同时也会带来港口贸易商囤货成本持续高位，港口价格下降时贸易商无法完成轮库，对降价存在抵抗情绪，亦为港口煤炭价格的阶段性支撑。

    　　动力煤：波动有望加大，谨慎乐观

    　　产量：全年产量跟随山西前低后高，2024 年动力煤供应量预计增加约5000 万吨，增速约1.6%。考虑到2024 年上半年山西集中减产影响以及我们对明年煤矿产能投放情况的梳理，我们预计2025 年动力煤供应量约33.4 亿吨，同比增长1.4%；对应2025年有效供应量约39.4 亿吨，同比增长1.4%。

    　　进口：展望2025 年，我们预计动力煤进口或稳中有降，难超预期，全年水平或在3.8亿吨左右，同比下滑5.0%。

    　　需求：2024 年火电不及预期，25 年增速或达2.0%；考虑到甲醇、尿素等产品2025年仍处于产能集中投产阶段，增加用煤基数，叠加煤制烯烃2025 年利润性价比依旧，开工率延续高位，用煤需求增量可期，我们预计2025 年化工用煤延续高增长趋势，或将成为“非电煤”需求核心亦带来煤价向上弹性催化。

    　　展望：我们认为25 年动力煤市场供需边际改善，预计北港动力煤（Q5500）全年价格主要围绕750~900 元/吨运行（下有国内外成本支撑，上受高库存&疆煤压制），中枢830~850 元/吨。

    　　炼焦煤：“以钢定焦、以需定价”，期待逆周期调节进一步发力

    产量：展望2025 年，我们预计炼焦精煤产量有望恢复至4.83 亿吨，较2024 年增加1.3%，增量主要源自山西恢复性增产。

    　　进口：我们预计11、12 月焦煤进口数量环比有所下滑，2024 年全国累计进口焦煤约1.1 亿吨，同比+10.8%。2025 年炼焦煤进口预计以价定量，“高价高量、低价低量”，压力有望明显缓解。

    　　需求：当下受制于有效需求不足，焦煤整体供需呈现偏宽松局面，价格已创2 年新低。

    　　展望2025 年，我们认为“化债”等一系列政策意味着底层逻辑或已大转变，后续市场或将由“弱现实、强预期”逐步转向“强现实、强预期”，偏国内定价的黑色系商品将受到明显提振，无需过度悲观。

    　　展望：我们预计柳林地区低硫主焦全年价格主要围绕1400~1800 元/吨运行，突破1800 元/吨上限需要需求端的强驱动，焦煤的稀缺属性有望在2027 年随着全球资源的加速枯竭而逐步显现。

    　　投资建议。长期来看，在工业化起飞阶段，总需求大幅向上的背景下，小行业变大，行业增速超过GDP 增速，公司增速超越行业增速，从而获得宏观经济快速增长带来的机会主义收益。工业化成熟期，开始各自竞争，比拼的是竞争优势，所以过去二十年在资本稀缺情况下，能拿来资本和订单成为很多企业发展壮大的核心竞争力。但是到了资本过剩阶段，原来的盈利模式就会受到压制。即在成长型经济体转向成熟型经济体的过程中，最大的特征就是经济总量、需求高增一去不复返，过去举债扩张模式难以延续，稳定成了主旋律。资本市场的定价机制也将从过去的单纯从净利润单一指标，转向更加看重股东回报的自由现金流。在宽货币环境下，利率处于下行通道，债券收益率下行，红利资产得益于较高的股息率，配置价值进一步凸显。煤炭作为稳态高股息（竞争格局稳定、增速低、现金流稳定、高分红）的代表，尤其值得重点配置。

    　　延续“绩优则股优”策略。重点绩优的中国神华、中煤能源、电投能源、新集能源、陕西能源、兖矿能源、淮北矿业等；

    　　参考我们早前发布的《回购增持再贷款设立，高股息煤炭迎机遇》报告，重点关注已实施增持计划的平煤股份、淮北矿业、兖矿能源；

    关注存在边际变化或成长性的晋控煤业、电投能源、淮北矿业、昊华能源、山煤国际、华阳股份、广汇能源。中国神华作为煤炭行业的龙头企业，其估值的不断提升，打开了煤炭行业估值的“天花板”，为行业估值水平不断设定新上限。对于煤炭行业的二线公司，它们的投资价值更多地体现在边际变化或成长性，若这些公司能够通过并购或整合行业（集团）的煤炭资产来扩大自身的规模和市场份额，或者通过技改、资源优化实现煤质、销售结构的改善，提高产品附加值等，这些边际变化有助于催化公司业绩，增加其二线公司超额α机会。

    　　此外，早前我们发布《中国秦发：破茧成蝶，逆境重生，出海印尼，宏图正展》深度报告，指出“公司立足国内煤炭市场，布局印尼煤炭产能，成长性凸显，随着印尼煤矿投产销售，公司盈利确定性及弹性将不断加强，空间可期”，重点推荐。

    　　自9 月以来，政策组合拳的连续出台，意味着底层逻辑或已大转变，一方面，中央加杠杆的底层逻辑发生转变，中国版量化宽松正在路上，规模可观的财政刺激应在路上；一方面，稳增长的底层逻辑发生转变，稳增长的重心阶段性重回地产。上述转变意味着偏国内定价的黑色系商品未来或将受到明显提振，重点关注潞安环能、山西焦煤等。

    　　风险提示：在建矿井投产进度超预期，下游需求不及预期，预测假设产生的不确定性风险。

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