动力煤深度：基本面和高股息双翼驱动投资价值

　　核心摘要

　　动力煤价格体系：长协交易为主，基本面重塑后煤价中枢抬升。我国煤炭定价机制的主导因素主要有两种，一种是供求关系决定的市场化定价，另一种是国家干预的长期协议价。改革开放以来，我国动力煤价格机制的形成经历了4个阶段，分别是1978-1992年政府管制下的计划经济定价、1993-2012年价格双轨制、2013-2015年市场化定价、2016年至今长协定价为主导，2021-2022年供需基本面重塑，长协定价机制调整，基准价由535元/吨上调至675元/吨，整体煤价中枢上移。

　　基本面：需求弹性尚显强劲，供给增量弹性有限。需求端，2020年以来我国发电量/GDP弹性系数均大于1，在新能源、AI等新质生产力加快内需释放和制造业出口持续回暖的共振驱动下，中性预期2024年我国全社会用电量增速约6.5%，电煤消耗量有望同比增长3.6%左右，叠加化工用煤高增带动非电煤需求，预计2024年动力煤耗量同比增加约3.5%至41.81亿吨。供给端，2019年为我国煤矿批复高峰期，此后新批煤矿产能明显下降，且在2022年前后为解决供不应求问题加快了产能释放，因此我们认为中远期煤炭供应增量或有限。按照2024年煤炭主产地规划，山西因查三超调减目标值，其余省以稳为主，晋陕蒙新黔鲁六省全年计划原煤产量合计约为40.5亿吨，较2023年仅同比增加0.2亿吨，增速显著放缓。此外，中小型煤矿持续出清，落后产能淘汰或进一步削减煤炭供应增量。我们预期2024年我国动力煤产量增加约0.32亿吨至38.06亿吨，澳煤进口恢复和蒙煤低价优势下动力煤净进口预期增加8%至3.76亿吨，预计今年我国动力煤供需将呈紧平衡状态。从新批煤矿分布来看，内蒙和新疆规模领先，近年来疆煤产量贡献持续提高，“一主两翼”铁路线成型打开疆煤外运格局，未来疆煤或提供我国煤炭主要增量。

　　成本端：生产成本曲线抬升，疆煤高运价支撑煤价中枢。我国新批煤矿单位固定资产投资成本明显上移，特别是2019年煤矿批复高峰期后，以陕西历年新批煤矿为例，单吨投资成本从2011年的550元/吨提高至2022年的1492元/吨。同时，各主产地代表性煤企单吨生产成本也均呈明显抬升趋势，经梳理，各省代表性煤企2016-2023年单位生产运营成本涨幅如下：山西+65%，陕西+74%，内蒙古+95%，疆煤-广汇能源+72%。此外，疆煤坑口价相对其他地区处于低位，但整体呈抬升趋势，且外运疆煤高成本起到支撑价格中枢的作用，据测算，新疆吐哈煤田和准东煤田产出煤炭经铁路运至秦皇岛港综合成本达约886元/吨和1012元/吨。

　　从投资层面来看，煤企资本增厚、盈利改善，高股息高分红凸显投资价值。资本开支方面，在经历了2013-2019年长期的低资本开支和产能出清后，2020年后煤企资本开支重启上行，2021年后煤价上涨增厚煤企资产、负债率显著回落，煤企资产负债表持续修复。资源型煤企用于煤炭矿井基建的资本支出自2012-2013年高点回落后，2015-2022年期间长期处于低位，部分煤企2023年基建支出才再次有所提升，考虑到煤矿3-5年的建设周期，2023年增加的资本开支或将在2026年后兑现为增产。股息分红方面，2021-2022年煤炭供需错配，长协基准价抬升，煤企净利润和现金流显著增厚，盈利改善和资产负债表的修复最终反馈在股息分红率的持续提升上，2016年以来代表性煤企年分红总额占经营性现金流的比例明显提高，国内煤企股息相对收益率自2021年显著提升后，目前仍处相对高位，国内煤炭股高资本回报优势凸显。此外，从估值角度来看，我国煤企EV/EBITDA相较于海外高分红能源型企业仍偏低，具备估值提升空间。

　　投资建议：短期夏季用电高峰期将迎，看好三季度电煤需求释放，中期动力煤需求弹性尚显强劲，而供给增量有限，山西查三超产量削减幅度较大，其余主产地供应以稳为主，预计今年我国动力煤供需呈紧平衡状态，煤价中枢有较强支撑。此外，在当前国内相对低利率环境下，煤企股息分红相对收益率显著高于十年期国债率，具备较强确定性的相对高收益投资或更具吸引力。建议关注“中特估+高股息高分红”资源型煤企-中国神华、兖矿能源、陕西煤业、中煤能源。

　　风险提示。1）电力需求不及预期的风险。2）水电贡献大幅增加挤占火电需求的风险。3）煤企资本开支大幅增加，股息率和分红比例下调的风险。4）旺季需求不及预期，煤炭库存持续高位的风险。