煤炭行业2022中报总结：盈利量质双升，估值空间向上_

本文来自格隆汇专栏：国泰君安证券研究，作者：国君煤炭翟堃

本报告导读：

煤炭板块不仅规模同环比大幅增长，最核心在于盈利质量提升；现金流稳中向好，资产结构持续优化；煤炭供给结构性压力依然存在，具备长期提估值空间。

业绩梳理：盈利同环比大幅增长

1.1. 行业景气高涨，全行业收入利润大增

受俄乌冲突后全球能源价格上涨影响，中国煤价维持历史高位，全行业营收及利润大幅提升。2022 年上半年煤炭全行业营业收入20182亿，同比提升57.1%，利润总额5369亿，同比大增157.1%。

上市公司2022H1营收、净利均同比提升，但涨幅小于行业。从煤炭A股上市企业视角，煤炭板块（中信）2022H1实现收入规模合计8154亿元，同比提升26.9%，实现归母净利润1458亿元，同比提升96.2%，增速高于2021上半年。

2022H1上市公司占全行业营收比重相较2021年有所回落，因上市公司整体业绩弹性小于行业平均；利润比重相较2021年有所回升，或因煤炭上市公司成本相较于行业平均更固定。2022H1煤炭板块营业收入行业占比 38.2%，较上年同期下降4.0PCT；归母净利行业占比27.2%，同比上升4.3PCT。2022年煤价继续上涨，行业景气持续抬升，上市公司因长协煤占比更高、固定成本相较行业平均更低等因素，业绩增长弹性低于行业平均，营收占全行业比重有所回落，但利润占行业比重有所提升。

1.2. 供需错配持续，2022Q2业绩环比向好

2022Q2煤炭全行业业绩大爆发。2020下半年以来得益于需求的恢复，煤价开始持续上涨，伴随经济的全面回暖，煤炭供小于求的局面逐渐加剧。一季度后冬季保供增产逐渐结束，与之而来的是环保限产与安监限产，虽然2022年之后全国开启大规模增产保供，但叠加俄乌冲突造成的全球能源危机，煤炭市场依然处于供不应求阶段。2022Q2全国煤炭行业实现收入10736亿元，同比增加64.2%、环比增加13.7%；利润总额3012亿元，同比增加139.1%、环比增加27.8%，整个行业2022Q2表现出了量价双升的高景气。

2022Q2煤炭上市公司实现收入4242亿元，同比增长26.4%、环比增加8.4%；归母净利856亿元，同比增长108.9%、环比增长42.3%。

将各煤炭行业上市公司的非经常损益因素（主要包括陕西煤业投资隆基股份等投资收益）综合考虑后，2022Q2板块扣非归母净利润规模合计745亿元，较2022Q1的615亿元环比增长21.1%、较2021Q2同比增长89.5%。

2022H1炼焦煤板块营收增幅最大，无烟煤板块净利增幅最大。从细分板块来看，动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭板块2022H1收入规模合计分别为5571、302、1699、550亿元，同比变化分别为+22.2%、+10.7%、+45.0%、+39.1%，归属母公司股东的净利润规模合计分别为1107、62、244、42亿元，同比变化分别为+101.1%、+151.5%、+109.1%、+18.1%。煤炭所有子行业2022H1营收和归母净利均大幅增长。其中炼焦煤营收增速最高，无烟煤归母净利增速最高。

1.3. 盈利、减值等指标保持较好水平

2022H1多数上市公司业绩同比继续大幅提升。细化到上市公司角度，在2017年板块分别有19家上市公司实现净利润超过100%增长，而在2018~2019年，符合这一指标的上市公司数量分别下降至7家和4家；2020年受疫情影响，全年仅有3家上市公司实现100%利润增长，而利润降幅超20%的有15家，占比达42%。2022H1全行业得益于量价双升，在21年高基数的背景下，共有13家上市公司实现利润翻番，且净利润降幅超20%企业数仅有5家。

2022H1焦煤上市公司基本均实现业绩翻番，剔除焦煤企业后煤炭企业实现业绩翻番的主要为400亿市值以下的公司。2022H1有30家公司净利润同比提升，较2021年保持稳定。对净利润增长发生变化的企业进一步分析可得，2022H1盈利增长100%以上的企业中，市值（截至2022年9月2日）超过400亿的有4家，市值不足400亿的有9家。在煤炭行业高景气条件下，龙头公司因长协煤价上升、产量稳定充分享受行业发展红利，但业绩弹性系长协占比较少的中小煤炭企业，以及2021年同期基数更低的焦煤企业弹性更高。

2020H1后全行业亏损面持续下行，2022年7月底亏损面已降至28.3%。从统计局发布的行业亏损企业数据来看，受疫情带来的需求下降、疫情过后煤价下跌，行业在2020年5月、6月的亏损面分别达到38%、40%，亏损面远高于上一波景气最低点，随后煤价波动向上行业亏损面也有所下降，截至2022年7月行业亏损面已降至28.3%较高点下降10PCT以上。当前虽然煤炭价格处于高位，但仍有资源或生产情况较差的煤矿亏损，在一定程度上抑制产量弹性。

2017年以来行业资产减值整体趋于下降状态。煤炭行业自 2016 年景气回升开始产生了较大规模的资产减值，核心原因在于行业景气高点时过度投资以及应收账款按照账龄计提规模的增加。2020年行业资产减值损失与信用减值损失之和为79亿元，较2019年的104亿元下降24.0%，且自2016年起整体规模持续下降，其中2020年资产减值下降至48亿，较2016年下降67.3%，上市公司整体的资产质量在供给侧改革后逐步得到优化。2022H1行业合计计提减值37亿，未来减值对于上市公司业绩的影响也将逐步下降。

2021年煤企减值额有所提升，但2022H1减值额大幅下降。2016~2020年煤企减值整体下降，其中中煤能源资产减值计提稳步下降，2017至2020年分别为19.7、11.1、5.9、0.6亿。但也有部分公司，如美锦能源、山西焦化、陕西煤业、电投能源等公司出现了减值规模的增加。虽然根据不同企业发展历史和经营所属环境的不同，资产减值的计提顺序有先后，但随着行业景气的回升、企业盈利回暖和前几年减值的集中计提，2020年减值也回归到正常水平。而2021年受益于煤价大幅提升，煤企经营业绩均有十足进步，高盈利的第一年大多煤企也选择计提减值来进一步优化资产质量，因此2021年煤企资产减值计提有所提升。但随着2021年减值计提结束，2022H1煤价减值计提快速回落。伴随煤炭企业多年维持高盈利，自产质量已经得到充分优化。

财务分析：现金流稳中向好，资产结构持续优化

2.1. 经营现金流维持优质，投资现金流平稳，融资现金流负向扩大

2022H1煤炭板块现金流维持向好。2022年上半年煤炭板块经营、投资、筹资活动净现金流合计分别1729、-417、-500亿元，同比增长36.6%、-3.7%、-401.8%。经营净现金流维持优质，规模有所上升；筹资现金流为负值表明上市公司积极偿还债务、进行股东回馈；投资活动净现金流绝对值下降，投资现金流出端观察“购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金”项目，2022H1合计392亿元，较2021H1上涨11.4%，在高煤价下煤企虽然增加资本开支，但主要来自保供，增量相对有限。

从细分板块来看，动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭2022H1经营净现金流分别为1201、92、395、32亿元，同比变化分别为+22.6%、+127.0%、+100.3%、-33.7%。动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭2022H1年经营净现金流/营业收入比率分别为29.4%、33.0%、24.1%、5.8%，高收现比表现出行业高景气现状。

从投资活动现金流角度来看，动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭板块 2022H1年投资活动净现金流合计分别为-247、-22、-95、-52亿元，同比+14.3%、-188.2%、-22.8%、-88.7%，规模较往年持续收缩。

从筹资活动现金流角度来看，动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭板块 2022H1筹资活动净现金流合计分别为-285、-54、-188、+35亿元，同比-1106.6%、-335.0%、-65.4%、+223.9%，企业分红规模持续提升，预计未来筹资现金流仍将进一步负向加大。

2.2. 负债率保持稳定，分红率普遍提升

煤炭行业及各细分板块负债率持续下降。自2016年供给侧改革后，煤炭板块盈利持续处于高位，自产质量不断优化，负债率持续下降，2022年中板块负债率下降至48%。从细分板块来看，动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭2022H1资产负债率分别为44.7%、56.2%、56.7%、45.7%。在相对稳健的煤价和可控的资本开支大背景之下，结合行业稳健的经营活动现金流，预计行业负债率有进一步下降的空间。

优质现金流推升板块现金价值持续凸显。煤炭板块2022H1末货币资金总额为5837亿元，较2021年末的4860亿元增加978亿元。2022H1板块财务费用规模合计96亿元，财务费用率为1.2%，较2021年的1.5%同比下降0.3PCT，持续降低财务压力，且部分煤企利息收入已经大于支出。

2022H1动力煤子行业在手现金积累较快。从细分板块来看，动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭2022H1货币资金+交易性金融资产规模合计分4870、246、762、144亿元，较2021年末增加21%、8%、22%，56%。

2022H1煤炭各子板块财务费用占利润比重均下行。动力煤、无烟煤、炼焦煤、焦炭，2022H1财务费用/净利润分别为3.5%、8.0%、12.7%、14.5%，无烟煤、炼焦煤板块的财务费用对利润侵蚀相对较大。

2021年多数上市公司分红率下降或持平。煤炭板块财务方面的改善还体现在上市公司的分红中，从2021年分红数据来看，大多数上市公司的分红率依然在提升，36家上市公司中，15家公司分红率下降、12家公司分红率维持不变、8家公司分红率增长，其中行业龙头中国神华在2020年报进行每股1.81元的高额分红，首次将分红率提升至92%（港股准则下为103%），2021年再度提升至100%。冀中能源2020年分红率也首次提升至180%，虽2021年有所下降，但仍维持在100%以上的水平，达129%。此外山西焦煤分红率由2020年的21%上调至2021年的79%。

2.3. 管理销售费用持续下降，所得税率降至19.6%

销售费用和管理费用率持续下降。2022H1煤炭板块管理费用率、销售费用率分别为3.3%、0.6%，较2021年分别下降0.4、0PCT。煤价上涨带来营收提升，管理费用规模相对稳定，带动费用率下行。

2022H1煤炭板所得税率（所得税/利润总额）19.6%，较2021年的22.7%下降3.1PCT，主因西部大开发优惠税率在2020年中断之后于2021年3月后重启。受益于优惠税率获得重启，2022H1中国神华所得税率为12.0%较2021年末减少11.2PCT。

经营分析：自产煤吨煤毛利大幅增长，成本有所提升

根据我们对煤炭开采企业自产煤业务进行分析，2022上半年 23 家A股上市公司自产煤销售收入为3901亿、同比上升48.56%，成本为1804亿、同比增加44.08%，毛利2097亿同比大增52.64%，上半年煤炭价格持续上涨，虽同期成本有所增加，主因为相关税费增加、工程量加大导致材料成本上升以及人工成本上升，毛利率同比提升。

23家披露22H1经营数据的A 股煤炭开采上市公司中，有1家单位销售成本下降，为靖远煤电，其余公司成本有所提升。综合来看行业成本上升增速趋缓，且上半年员工社保减免取消叠加部分公司在上半年集中计提员工奖金，下半年成本端有望持稳或下降。

行业展望及投资建议：结构压力仍存，价值显著低估

4.1. 结构性压力仍存，煤价仍将高位运行

8月11日开始，欧盟对俄罗斯煤炭禁运正式生效，欧洲(不含俄罗斯)的发电结构为新能源发电、核电、燃机发电、水电、煤电的比重分别为24%、22%、19%、17%、15%，燃机发电和煤电整体占比相差较小，在能源价格波动的情况下可以通过提升低成本一方的利用小时数来实现替代。

俄乌冲突地缘政治影响下，德国、意大利等欧洲国家表示或将重启煤电，假设来自俄罗斯的天然气约50%被煤炭替代，则替代+转移的煤炭消费量约占全球煤炭消费量的2.53%，占除中国外消费量的5.54%，大幅提高全球煤炭需求。

若完全禁运俄煤，为了弥补煤炭需求缺口，欧洲各国陆续放弃碳中和目标、开始重启煤电，不断从全球各地加快购买煤炭，推高全球煤炭价格。

海外煤价大幅上涨，导致国内外煤价倒挂抑制进口需求，1-7月全国煤炭进口13852万吨，同比下降18.2%，降幅较上半年的17.5%进一步扩大，随着价差扩大持续，预计后续进口将持续下降。

沿海省份（辽宁、天津、河北、山东、江苏、上海、浙江、福建、广东、广西）火电发电量合计/全国火电发电量，2021年为45.9%；虽然沿海用电占全国比重持续下降，但从绝对值方面来看仍在提升，测算2021年沿海动力煤消耗量（折算5500大卡）达到11.1亿吨，同比增长11.3%，创10年新高。

由于全国煤炭产能持续向“晋陕蒙”集中，核增的煤炭产能需要铁路运输发往消费低，2022上半年全国累计铁路发运煤炭同比增长4.1%，增速明显小于全国煤炭产量的11.0%。沿海地区的结构性缺煤，将导致其通过公路运输等方式加大煤炭采购力度，从而进一步支撑产地煤炭需求。

由于价格管制，煤炭企业生产积极性相对较弱，产量难有突破，2022年全国煤炭产量虽较2021年大幅提升，但月度产量整体维持在3.6~3.8亿吨。全国煤炭增产保供主要来自三个方面，高强度产量难具持续性：

1）现有产能核增，涉及面以中小矿为主；

2）露天矿产能核准，存在资源接续问题，难以持续释放产量；

3）技改矿增产，由于成本相对较高，在煤炭限价的环境下难以稳定盈利，当前全行业亏损面仍接近30%；

2016年供给侧改革、煤价大涨后，2017年国家推出最低库存政策，要求电厂库存维持最低20天可用天数，但随着煤价下跌，该政策在2020年之后并未得到持续落实，2022年下游开启高库存运行模式，煤炭采购量高于消费量，随着2021年之后保供政策推动，优质资源增量有限，全国煤炭整体热值有所下降。

4.2. 中长期格局向好，煤炭板块具备提估值空间

2020~2022年5月新批建设煤矿产能9820万吨，剔除未批先建煤矿后规模合计8560万吨，远低于17~19年规模，占全国煤炭年消费量比重仅为约2%，且建设周期在4~5年，可预测2023年后新投产煤矿增量将迅速下降，考虑到中东部地区每年仍有资源枯竭煤矿退出，预计行业供给或将于2025年前后达峰。

新投产煤炭产能与同期煤炭行业固定资产投资完成额高度相关，行业固定资产投资完成额在2012年就已经见顶，新矿的接续不足，将使得行业的周期顶部时间显著拉长。

作为全球主要的煤炭出口国，印尼和澳大利亚都难以形成有效供给增量，全球缺煤问题短期难以缓解。

Ø印尼：据BPS-StatisticsIndonesia报告，印尼煤炭行业2020~2024年的目标资本开支分别为77、57、44、32、32亿美元，CAGR为-19.7%，且议会提议30%的强制性煤炭国内销售（原国内要求为25%），2022年年1-4月份，印尼累计出口煤炭1.28亿吨，同比下降8.3%。

Ø澳大利亚：据澳洲能源局数据，澳洲煤炭行业资本开支在2020Q2达到近5年高点的0.87亿美元后，在2021Q1降至0.51亿美元，资本开支也进入下行通道。

8月以来，四川、安徽、浙江、江苏等地启动有序用电模式，主要由于极端高温以及水电大幅下降。1）中央气象台已经连续发布了整整30天高温预警，而最近更是连续8天最高级别的高温红色预警，居民用电大幅提升，火电发电量超过2021年同期；2）各大流域来水锐减造成水电发电出力骤减，8月19日三峡出库流量10600立方米/秒，较2021年同期下降50%，水电出力下降导致对火电依赖性加强。

与2021年“缺煤”导致的缺电不同，2022年的缺电主要因素为“缺火电机组”，即极端条件下现有火电机组供煤充足下满发也难以满足全社会用电需求，若未来极端气候持续，进一步提高煤电装机规模能够有效的满足能源自主可控的要求，对煤炭需求提升将更具持续性。

低基数下，新能源消费增长无法覆盖全社会能源需求增长，假设 “十四五”期间核电、风电、光伏、水电发电量增长40%、93%、124%、24%，则火电发电量2022~2025年仍将累计增长12.3%，对应年煤炭消费增量1.05亿吨；假设“十五五”其间核电、风电、光伏、水电发电量增长50%、50%、70%、30%计算，则火电发电量2026~2030年仍将累计增长16.0%，对应年煤炭消费增量0.95亿吨。