近期虽然对大宗商品和全球及国内经济预期回落，但由于海外煤炭供需持续紧张，加上国内需求处于底部，供给难有增长，煤价有望持续处于高位，后续预期修复估值提升空间较大。在政策引导下，多数公司业绩稳健性增强，中报和三季报业绩确定性高，成为短期催化剂。中长期行业供需紧平衡，煤企分红优势将持续显现。
复盘：超预期+弹性，煤价股价表现亮眼。年初以来虽然国内宏观经济增速回落，煤炭需求增速显著下滑，但由于国内产量有序增长，进口大幅回落，煤炭价格相比年初上涨20-50%，较21年均价上涨15%以上。本轮周期煤炭价格上涨超越油价及其他大部分大宗品，年初至今煤炭板块表现抢眼，部分公司累计涨幅达60%以上。
政策利好行业：保供稳价引导行业回归均衡，企业确立高位盈利。能源安全和煤炭保供是今年的重要工作，上半年煤炭产量已有显著增长，供需仍以偏紧为主。而长协港口和产地限价政策落地后，企业盈利确立中高位。中长期看资源条件较好的企业优势凸显，电煤预计煤价维持高位，化工、炼焦用煤长期具备弹性。
中长期展望：国内外煤炭需求具备韧性，供给增长预期平稳。下半年动力煤需求边际改善趋势明确，稳增长政策加码落地有望修复煤焦钢产业链悲观预期。国内高产量可持续性存在困难，区域性、结构性问题仍较突出。核增产能落地情况有待继续观察，中长期边际增量逐步减少。俄乌冲突带来边际供需趋紧。
公司：盈利现金流持续性增强，龙头煤企高分红优势明显。受益于中长期偏紧的行业供需面以及长协政策，煤企盈利现金流持续性在增强。短期看中报及3、4季度业绩确定性较高，中长期行业资本开支压力不大，龙头煤企高分红优势明显，分红政策有望延续稳健。
估值：股价上涨主要来自盈利上调，估值仍处于低位。21年以来煤价大幅上涨，各公司盈利预期大幅上调，但目前板块PE(TTM)和22年动态PE估值较2017年来均值仍折价20-40%。PB(LF)方面，近期板块回调后，中值水平较09年以来估值中枢折价40%。
行业观点：中长期供需趋于平稳，业绩稳健性增强提升估值。近期虽然对大宗商品和全球及国内经济预期回落，但由于海外煤炭供需持续紧张，加上国内需求处于底部，供给难有增长，煤价有望持续处于高位，后续预期修复估值提升空间较大。在政策引导下，多数公司业绩稳健性增强，中报和三季报业绩确定性高，成为短期催化剂。中长期行业供需紧平衡，煤企分红优势将持续显现。
下游需求增速低预期，保供增产压力下煤价超预期下跌等。
一、复盘：超预期+弹性，煤价股价表现亮眼
（一）煤价：各煤种价格高位运行，均价大幅上涨
1. 市场煤价：各煤种年初以来累计涨幅达20%以上，近期部分煤价小幅回落
年初以来虽然国内宏观经济增速回落，煤炭需求增速显著下滑，但由于国内产量有序增长，进口大幅回落，煤炭价格相比年初上涨20-50%，较21年均价上涨15%以上。
动力煤方面，年初以来累计上涨超过50%，较21年均价上涨15%。年初以来，煤炭供需面超预期，秦皇岛港5500大卡动力煤价从21年底788元/吨上涨至3月初的近1700元/吨。3月中旬以来，由于淡季和疫情影响，动力煤需求和煤价均有回落。4月中旬以后，由于国内供给下滑、进口煤补充不足，大秦线发生安全事故以及春季检修影响到港资源，而下游非电需求释放补库积极，煤价降至1095元/吨后企稳回升至近1350-1400元/吨。6月中旬以来由于市场预期转弱，港口煤价有小幅回调至1220-1270元/吨。总体来看，按照秦港5500大卡动力煤价（最新报价1205元/吨），年初以来累计涨幅达到53%，1-6月均价达到1187元/吨，较去年全年均价1030元/吨上涨15%，Q1和Q2以来均价分别达到1173和1201元/吨，同比上涨63%和47%。
焦煤方面，上半年焦煤价格总体表现强势，年初以来累计涨幅达到20%以上，由于供给平稳，虽然需求同比有所回落，但供需整体维持略偏紧，产业链库存也处于较低水平。近期由于下游需求预期转弱，钢铁、焦炭期货现货价格回调，焦煤价格也小幅承压。其中京唐港山西产主焦煤库提价年初以来上涨700元/吨至3150元/吨，累计涨幅达到29%，年初以来均价达3075元/吨，较去年全年均价2515元/吨上涨22%， Q1和和Q2以来均价分别达到2931和3224元/吨，同比上涨76%和67%。产地其他主流煤种价格年初以来涨幅也普遍在20-40%的水平，较21年均价上涨20%以上。
2. 长协煤价：上半年各煤种均价同比上涨20-55%，Q2动力煤长协维持基本平稳，焦煤长协环比上涨10%
动力煤方面，1季度长协煤政策落地表明22年及未来五年煤价中枢，相比十三五期间有望整体上移。1-6月港口5500大卡动力煤年度长协价为725/725/720/720/719/719元/吨，上半年均价721元/吨，同比上涨22%，相比较去年全年均价648元/吨上涨11%。
焦煤方面，1季度焦煤长协价格维持去年4季度的煤价水平，而今年2季度主流焦煤长协上涨150-200元/吨。中价新华山西焦煤长协指数年初以来均值相比较去年全年均值上涨35%，相比去年上半年均价上涨55%。其中Q1和Q2以来均值同比上涨48%和62%，Q2以来均值环比上涨10%。
3. 海外煤价：年初以来总体涨幅较国内更高，近期高卡动力煤价企稳回升
动力煤方面，澳洲NewCastle、南非RB动力煤价指数6月22日报价397美元/吨和360元/吨，年初以来累计上涨139%和176%，较去年均价（分别为139和126美元/吨）上涨186%和185%，涨幅均明显高于国内秦港煤价（年初以来累计涨幅和较去年均价涨幅分别为53%和15%）。
焦煤方面，6月24日澳洲峰景矿FOB报价、甘其毛都口岸蒙古进口原煤和精煤分别为350美元/吨、1910元/吨和2550元/吨，年初以来累计上涨-2%、+6%和+16%，较去年均价上涨57%、13%和26%，而国内港口焦煤年初以来涨幅和较去年均价涨幅分别为29%和22%。
（二）供需：3月以来下游需求承压，煤炭国内供给出现回落，进口煤减量明显
受水电出力增加和疫情反复等影响，3月以来下游需求承压。从下游行业表现来看，前5月总发电量、火电、水电、粗钢、水泥产量累计同比变化幅度分别为+0.5%、-3.5%、17.5%、-8.7%和-15.3%（21年全年增速分别为+8.1%、+8.4%、-2.5%、-3.0%和-1.2%），用电量累计增速+2.5%（21年全年为10.3%）。其中4、5月发电量增速回落至-4.3%和-3.3%，用电量也降至-1.3%，同时由于水电出力较好（1-5月水电累计发电量增速达到17.5%），火电单月发电量增速降至-11.8%和-10.9%的历史低位。
保供增产背景下原煤产量增速较高，4月以来产量有明显回落。前5月全国原煤产量18.1亿吨，同比增长10.4%，增速较高主要由于保供增产背景下煤矿生产强度较大，同时部分核增产能煤矿贡献产量。其中5月全国原煤产量3.7亿吨，较3月产量高点下降7.1%，5月日均产量1187万吨，环比下降1.9%，低于此前发改委制定的1260万吨日产量目标，说明增产仍存在困难。
进口煤贡献量不足，前5月进口量同比下降13.6%。今年俄乌冲突背景下国际煤炭供给偏紧，国际煤价大幅上涨与国内价格形成倒挂，总体进口煤量补充不足，前5月全国煤及褐煤进口量为0.96亿吨，同比下降13.6%，5月进口量同比下降2.3%，环比下降12.7%。
（三）股价：年初至今煤炭板块表现抢眼，部分公司累计涨幅达60%以上
2005年以来，A股煤炭板块有明显相对收益的时间段为：
（1）2007年：大宗商品牛市，国内外经济高增长；
（2）2009年：金融危机后四万亿财政刺激，煤炭需求向好，煤价稳步提升；
（3）2016-2017年：煤炭行业供给侧改革的前2年，煤炭行业基本面上行。
以及（4）2021-2022年：近2年来，疫情之后国内外需求复苏较快，大宗商品普遍迎来新一轮周期，各产品价格创历史新高，股价的抢眼表现也是对基本面的映射。从历史来看，煤炭表现较好的阶段与大宗商品景气关联较高，但与上几轮不同在于：相比其他大宗品价格，煤炭价格上涨超越油价及其他大部分大宗品，主要原因在于海外煤炭资本开支的持续下行，带来供给端回落，加上俄乌冲突导致边际供需进一步趋紧，预计国内和国内紧平衡的趋势将持续。
具体来看，年初以来中信煤炭板块涨幅达到26.3%，跑赢大盘约34pct，排名所有行业第一。
二、政策利好行业：保供稳价引导行业回归均衡，企业确立高位盈利
（一）十四五规划核心：产量基本平稳
在《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年国内能源年综合生产能力达到46亿吨标准煤以上，其中，天然气产量达到2300亿立方米，原油产量回升并稳定在2亿吨左右。由此测算，如果假设新能源稳健增长，假设2025年相比2021年累计增长15%（复合增速3.6%），煤炭生产能力目标为增长累计约3.8%，复合增速仅0.9%。
此外，十四五规划中还提到非化石能源比重目标为从21年的16%提升至25年的20%和30年的25%，非化石发电从21年的33%提升至25年的39%，并明确人均生活用电21-25年提高20%。
总体来看能源结构调整预期与前期变化不大，但从供给端看，虽然能源安全和能源保供是近两年的重要工作，但从长期看，双碳目标和产量基本平稳仍是重要方向，供给端长期看难有快速增加。
（二）能源安全和煤炭保供是今年的重要工作，产量已有显著增长，供需仍以偏紧为主
过去2年由于国内需求向好，供给端虽然增长，但煤炭供需整体仍偏紧，煤价大幅上涨。今年以来，高层领导人在国常会、能源保供工作会议等重要会议上多次提及保能源安全，具体措施主要集中在增加产能、产量、储备等方面。政策加强保供有效缓解了煤炭的供需紧张，但考虑到下半年预期回升的旺季需求，保供政策仍延续，足见国内煤炭可能存在的供需紧张。
此前3月发改委连续召开会议曾明确过相关工作目标。
1.增产能：采取综合措施增加3亿吨的有效产能，其中，投资技改项目增加1.5亿吨，停工停产的煤矿、露天煤矿增加1.5亿吨，各省加快进度逐个梳理停工停产煤矿，符合条件的加快复产。
2.增产量：全国日产煤量要维持在1260万吨/日，内蒙390万吨、山西360万吨、陕西190万吨、新疆95万吨、贵州35万吨、安徽34万吨、山东30万吨、河南28万吨、宁夏25万吨、黑龙江15万吨、云南12万吨、甘肃12万吨。
3.增储备：全国实现6.2亿吨的储备，中央政府7000万吨、地方政府1.5亿吨、发电企业2亿吨、煤炭企业1亿吨且必须做到7天储备能力 其它大用户1亿吨。
（三）长协港口和产地限价政策落地，企业盈利确立中高位
今年2月24日，发改委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（发改价格〔2022〕303号），主要明确了煤炭（动力煤，下同）中长期交易价格的合理区间，其中秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理区间为每吨570~770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370~570元、320~520元、260~460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200~300元。《通知》自5月1日起实施。
5月1日发改委303文件《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和4号公告《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》开始执行，5月以来国家发改委连续发送9条煤炭价格调控监管政策系列解读并要求各地加大政策宣传落实。我们认为，稳价政策和调控基调今年以来延续一致，中长协签约和履约要求提升对保供稳价、煤电上下游行业均有利，长协和现货价格较2021年仍有10-20%以上上涨预期，较17-20年涨幅预计达到30-50%水平。中长期看资源条件较好的企业优势凸显，电煤预计煤价维持高位，化工、炼焦用煤长期具备弹性。
三、中长期展望：国内外煤炭需求具备韧性，供给增长预期平稳
（一）供给端：国内高产量可持续性存在困难，中长期边际增量逐步减少
1.产量：国内高产量可持续性存在困难，区域性、结构性问题仍较突出
今年3月，发改委要求全国日产煤量要维持在1260万吨/日，内蒙390万吨、山西360万吨、陕西190万吨、新疆95万吨、贵州35万吨、安徽34万吨、山东30万吨、河南28万吨、宁夏25万吨、黑龙江15万吨、云南12万吨、甘肃12万吨，央企不低于去年四季度最高日产量。
从近几个月保供增产实际情况来看，3月全国煤炭日产量1277万吨，实现目标值，但4-5月日产量回落至1209和1187万吨，较目标值有4-6%的差距。其中主要产煤省区中，除陕西、贵州以及产量较低的宁夏、甘肃和云南产量达到目标值外，其他省区均未实现目标值。内蒙被赋予最大的生产目标，但去年4季度以来，内蒙日产量一直未达预期，5月日均产量较目标值差距达19%。山西今年以来各月日均产量稳步回落，5月日均产量较目标值低5%。央企中国家能源集团今年要求产量不低于去年4季度最高日产量，但今年以来各月均未达到目标，5月日均产量较去年10月低约11%。
从增产区域来看，供给侧改革以来，由于去产能和资源衰减等影响，东中部及西南地区产煤省区煤炭产量下滑明显，目前煤炭生产向晋陕蒙新集中趋势明显（产量占比从2015年的68%提升至2022年前5月的81%），而近几年煤炭产量增量也主要来自晋陕蒙新，22年前5月四地产量增量占全国增量的93%，阶段性地受到铁路和公路运力影响也在加大。
从增产煤质来看，去年4季度保供增产以来，电煤增量明显，但热值有所下降，意味着电厂度电耗煤量较往年会提升。以秦皇岛港煤炭发运量为例，5000大卡以下的中低卡煤占比提升趋势明显。
2.产能：核增产能落地情况有待继续观察，中长期边际增量逐步减少
6月9日应急管理部、国家矿山安监局、国家发展改革委、国家能源局等四部委联合下发《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，文件要求确保安全生产是先进产能释放的前提条件，同时针对申请扩增产能的时间由原来的3年压缩到1年。整体看，煤矿产能核定仍较严格，需国土、环保等部门审批，预计产能增加落实到实际产量仍需时间。此前发改委要求今年采取综合措施增加3亿吨的有效产能，但我们根据年初以来的核增产能公告或新闻来梳理，截至目前核增产能约7400万吨。
此外，从发改委公告数据来看，近3年来，发改委公告批复的煤矿建设项目产能已下降至2500万吨左右，结合煤炭上市公司及发债煤企在建矿的情况，预计未来2-3年建设煤矿投产对煤炭行业产能冲击不大。中长期来看，双碳背景下国内外煤矿供给弹性均较小，产能和产量边际增量逐步下降。
（二）需求端：下半年动力煤需求边际改善趋势明确，稳增长政策加码落地有望修复煤焦钢产业链悲观预期
1.动力煤：旺季+复工复产增加，下半年动力煤需求边际改善趋势明确
下半年将先后经历迎峰度夏以及采暖季，加上疫情缓解后下游复工复产增加，动力煤需求有望继续改善。从历史数据来看，近10年下半年火电发电量环比上半年增幅平均约为7%，即便在2012-2015年行业景气下行期，下半年火电发电量环比平均增速也在2%左右，主要源于下半年将先后经历迎峰度假、度冬两个旺季，耗煤量环比有明显提升。由于今年来水较好，加上去年高基数影响，预计6-7月火电发电量同比表现延续小幅承压，降幅有望较4-5月进一步收窄，而8月以后有望逐步恢复正增长。
目前中转地港口和下游电厂库存较充足，补购需求放缓，可能压制旺季煤价上涨。但产地煤矿库存处于历史同期低位，电煤长协保供背景下，市场煤份额进一步压缩，非电行业用煤需求并未得到充分保障，采购积极性较高，支撑产地煤价，即便现货煤价下跌预计幅度也有限。按照限价政策给定的港口现货煤价上沿1155元/吨来测算，预计全年煤价中枢仍有10%以上的涨幅空间（2021全年和2022年以来价格中枢分别为1030和1201元/吨）。
2.炼焦煤：煤焦钢产业链短期需求承压，期待稳增长政策加码落地
从终端需求来看，上半年以来房屋新开工和商品煤销售面积同比降幅较大，前5月累计同比分别下降30.6%和23.6%，而基建投资表现相对较好，前5月基建投资（不含电力）累计同比增长6.7%。由于房地产企业债务和资金压力仍较大，市场对下半年房地产新开工和投资有悲观预期，进而影响煤焦钢产业链需求，后期稳增长政策若继续加码落地，有望在一定程度上修复目前的悲观预期。
从行业基本面来看，今年以来产业链焦煤延续低位，支撑焦煤价格高位运行。而焦煤长协季度定价，稳健性强，较现货价格有明显差距，预计对现货煤价也是有力支撑。
3.供需：下半年动力煤供给预计仍有小幅缺口，焦煤供给压力逐步缓解
动力煤方面：过去2年国内煤炭供给小幅增长，19-21年复合增速为3%，而消费端电力、供热和化工耗煤增速更高，复合增速分别达5%、6%和7%，2020和2021年全年动力煤供给缺口在1000-2000万吨。今年年初的1-2月延续供给偏紧状态，3月以来由于经济下行加大，淡季和疫情影响需求承压，供需面趋于宽松。
下半年夏冬旺季+下游复工复产增加预期下，动力煤需求有望逐步恢复，而供给端国内保供增产政策背景下有小幅增长空间，进口煤量维持低位，预计未来动力煤供需总体仍有小幅缺口1000-2000万吨。
炼焦煤方面：相比较动力煤，国内炼焦煤供给更加平稳，但受进口政策限制影响更大，21年全年焦煤进口同比减少25%（动力煤21年进口同比增长16%）。22年以来，焦煤进口虽有恢复，但仍处于低位水平，而需求端表现也好于预期，特别是4-5月生铁、焦炭产量同比维持正增长，焦煤供需面总体延续偏紧状态。目前市场对下半年焦煤供需面有转弱的预期，但若稳增长政策加码落地，焦煤需求和价格仍有一定弹性。
（三）海外：进口量预计维持低位，俄乌冲突带来边际供需趋紧
1.进口：下半年蒙古煤、俄罗斯煤存在增量，印尼煤和澳洲煤仍受资源限制，全年总进口维持减量预期
进口煤一直是我国煤炭供给的重要补充，特别是沿海省份对进口煤需求较大，2021年进口煤占我国表观需求量的比重达7%。年初以来由于国际煤炭市场资源偏紧、国内外煤价倒挂进口煤经济性下降，前5月进口煤量同比下降13.6%，我国主要进口来源国的印尼、俄罗斯和蒙古进口量分别下降16%、6%和37%（进口量占比分别为60%、19%和6%）。
印尼：1-5月分别进口1235/657/1002/1595和1238万吨，其中5月已恢复到前2年的同期水平。不过今年以来印尼煤价差优势明显下降，欧洲、印度也加大了对印尼煤采购力度，特别是8月开始将正式禁止俄罗斯煤进口，秋冬季来临前对印尼、澳洲和南非等地采购需求预计进一步提升。而印尼煤供应能力有限，还在保供国内电厂和工业用煤，此前德国希望印尼向其供应1.5亿吨煤炭，但在详细商讨之后，最多可以从印尼进口500-600万吨。预计后期印尼煤进口量维持4-5月的低位水平或环比继续减量。
俄罗斯：俄乌冲突后，欧美国家开始减少俄罗斯煤采购，俄罗斯煤转向印度和中国等市场，1-5月分别我国进口俄罗斯煤389/263/312/390和501万吨，其中5月已基本恢复去年同期水平。而进口俄煤结构也有明显变化，前5月进口煤中动力煤、炼焦煤和无烟煤占比分别为47%、36%和17%，而2021年占比分别为66%、19%和16%，其中焦煤前5月累计进口量同比增长108%。
目前俄煤价格方面相比国内煤仍有优势，2020年以来京唐港俄罗斯产主焦煤较国内山西产主焦煤平均折价404元/吨，近期折价幅度已达到816元/吨。不过俄煤本身还存在粘结度偏高等煤质问题，进口增量受俄罗斯铁路瓶颈制约较大。
蒙古：过去2年受蒙古疫情影响，蒙煤进口通关下滑明显，19-21年我国进口蒙煤3621万吨、2855万吨和1644万吨，今年前5月进口量556万吨，同比下降37%。随着疫情形势缓解，蒙煤进口通关车辆逐步增加。从甘其毛都口岸来看，今年2-5月日均通关车辆分别为91、184、253和373辆，6月以来逐步恢复到450辆以上。疫情防控形势平稳条件下，预计下半年蒙煤有增量空间。
2.国际市场延续偏紧，欧洲重启煤电项目有望贡献边际需求增量
欧洲煤油气进口来源中俄罗斯占了50%以上，2月下旬俄乌冲突爆发以来，欧美国家对俄罗斯的制裁力度加大，此举对国际能源供需和贸易市场有重塑，也是推升今年国际能源价格的重要因素。近期欧洲天然气供应再次出现问题也显示俄乌冲突持续影响背景下，欧洲能源供应系统存在隐患。
美国天然气港口爆炸：6月8日，美国最大的液化天然气生产和出口商之一的自由港天然气公司表示，由于得克萨斯州自由港港口的一个液化设施突发爆炸，该设施将关闭，向欧洲供应天然气将被推迟。据悉，自由港是美国7个液化天然气出口终端之一，生产的天然气主要用于出口，每年出口量约为1500万吨液化天然气，占美国出口能力的15%以上，一直是欧洲买家的主要供应商。
俄罗斯北溪1号输气量大减60%：俄罗斯天然气工业股份公司近来接连减少“北溪-1”天然气管道对欧洲的供气量。两次缩减后，“北溪-1”输气量降幅约60%。当地时间16日，德国负责能源事务的副总理哈贝克再次敦促民众节约能源。按照他的说法，德国储气设施的储气量现为56%左右。德国正加紧填充储气设施，为过冬做准备，希望到今年10月把储气量提升至80%，11月达到90%。然而，“北溪-1”输气量下降无疑将令储气难度加大。
8月开始欧盟将正式全面限制俄罗斯煤炭进口，叠加潜在的能源供应特别是天然气供应不足以及油气价格高企的现实，欧洲国家中德国、波兰、奥地利、荷兰和意大利等国相继开始支持国内煤炭行业发展或重启煤电项目，预计未来将继续增加对澳洲、南非和印尼等国煤炭采购，贡献煤炭边际需求增量，预计国际煤价有望维持高位。
3.国际供需：中长期消费增量主要来自亚太地区，供给弹性较小，供需面基本平衡
需求方面，2022年主要煤炭消费国以及欧盟煤炭消费延续增长。而中长期来看，欧美国家由于较严的气候和环保政策，预计2022年以后煤炭消费有继续压减的趋势，煤炭消费增量主要来自亚太地区。2025年以前预计中国煤炭消费复合增长有望维持2%左右的小幅增长，而印度、东南亚地区国家煤炭消费复合增速有望达4%以上。
供给方面，由于海外煤炭行业投融资受限，海外矿业企业资本开支低位限制了中长期煤炭产能和产量扩张，国际煤炭供给弹性较小。从主要产煤国来看，中长期澳洲煤炭产量有减量的预期，而印尼、俄罗斯增量空间也不大，印度产量增速相对较高主要满足国内需求。
四、公司：盈利现金流持续性增强，龙头煤企高分红优势明显
（一）盈利：行业总体盈利水平处于历史高位，中报业绩确定性较高
受益于煤价上涨，行业盈利也有大幅提升，行业规模以上企业利润总额21年Q2-Q4连续3个季度持续创历史新高。22年Q1煤价环比虽有回落，但受益于较好的成本费用控制，行业实现盈利2357亿元，同比+189%，季度业绩表现仅次于21Q4，处于历史高位。22年前4月行业利润总额3443亿元，同比+199%。随着盈利大幅提升、资产负债表也得到进一步修复，截至4月末，行业资产负债率已降至63%。
上市公司方面，由于资产质量更好、历史包袱和其他业务影响少，各公司呈现出比行业总体情况更高的业绩弹性。我们覆盖的25家煤炭开采企业21年实现归母净利润和扣非后净利润分别为1534亿元和1535亿元，同比增长71.9%和100.5%。22Q1归母净利润和扣非归母净利润总计分别为575亿元和589亿元，同比增长92%和95%，环比21Q4分别增长45%和44%。22Q2由于港口和产地煤价环比继续上涨，预计部分煤企Q2业绩环比Q1预计继续增长，全行业中报业绩确定性较高。
（二）现金流：行业经营性净现金流改善更明显，资本开支仅有小幅增长
由于煤价和行业盈利能力整体大幅提升，行业现金流改善状况更为显著，21年主要煤企上市公司经营性现金流净额合计达到3174亿元，过去5年均在1200亿元以上，各公司经营性净现金流处于近20年来最好的水平。
而从资本开支来看，2016年以来，行业固定资产投资增速虽有恢复，但投资去向主要是用于填补12-15年行业下行期的历史欠账、存续矿井的维护性开支和煤矿智能化建设，新矿建设相关的投资规模并不大，22年前5月行业固定资产投资增速约41%，主要由于低基数影响。从主要煤企上市公司数据来看，过去5年总体资本开支虽有恢复，相比较前期高点的2012年，2021年降幅达36%，中国神华、中煤能源、潞安环能、山西焦煤等公司降幅在50%以上。
（三）分红：龙头煤企高分红优势明显，分红政策有望延续稳健
随着盈利和经营性现金流大幅改善，煤矿相关资本开支下降，煤企上市公司近几年分红能力提升。2020年以来，平煤、神华、陕煤和兖煤相继提高分红比例及最低派息规模，中国神华21年拟分红约505亿，A股分红率100%，H股分红率98%。
五、估值：股价上涨主要来自盈利上调，估值处于低位
（一）PE：过去5年动态PE变化不大，目前估值较2017年来均值折价20-40%
2016年以来，煤炭行业景气度回升，过去5年煤价中枢也有提升，特别是2021年煤价和煤炭公司盈利创新高，但板块PE估值变化不大，目前板块PE（TTM）和PE（未来12个月）分别为9倍和7.56倍，较2017年以来均值折价约20-40%。
2017年以来PE（TTM）和PE（未来12个月）中枢均为12倍，历史上07-11年，煤炭行业成长性较好，同时煤价弹性较高的时候，PE估值中枢在20倍以上。
（二）PB：近期板块回调后，中值水平较09年以来估值中枢折价40%
随着煤价大幅回升，煤炭公司盈利能力显著增强，ROE提升明显，近3年来，板块PB（整体法）和PB（中值）已回升到近1.5倍和1.3倍。相比历史估值仍有明显折价，2009年以来PB均值分别为1.8倍和2.1倍，目前分别折价10%和40%。
（三）基金配置：1季度以来煤炭板块相对收益明显，但公募基金煤炭持仓仍偏低
从偏股型公募基金的前十大重仓股来看，历史上煤炭行业景气度较好的03-04年、07-08年、09-11年，公募基金对煤炭板块持仓比例达到5%以上，长期处于超配状态。2012年以后随着行业近期回落，公募基金煤炭持仓也明显下降。2014年以来，公募基金煤炭持仓长期处于低配状态，上一轮周期景气上行期也是供给侧改革启动的2016年，公募基金对煤炭板块配置比例也不到1%。而根据今年基金1季报，公募基金煤炭持仓比例提升至0.91%，仍低于煤炭板块自由流通市值占比约0.33pct，公募基金持仓偏低也在一定程度上制约了煤炭板块估值提升。
六、行业观点：中长期供需趋于平衡，业绩稳健性增强提升估值
（一）近期煤炭市场：各煤种价格高位回落，旺季来临电厂日耗恢复增长
动力煤方面，6月23日CECI5500大卡动力煤现货成交价为1289元/吨，较之前一周下跌47元/吨，秦港5500大卡煤价6月24日最新报价1205元/吨（近期平稳）。长协方面，6月港口5500大卡年度长协价719元/吨（Q1/Q2均价分别为723和719元/吨，同比上涨23%和21%）。近期国内外需求预期转弱，国际油价相关大宗商品价格普遍下跌。后期虽然现货仍受限价影响，但供需面有望向好，需求端疫情影响减弱，复工复产增加，而国内煤矿保供增产背景下继续增产空间相对有限，进入6月安全生产月后，产地安监压力也较大，国内外煤价倒挂影响进口煤补充不足（5月进口煤量同比下降2.3%，环比下降12.7%，前5月累计同比下降13.6%)，预计动力煤供需面逐步趋紧；焦煤方面，虽然终端需求仍有压力，但产业链焦煤库存处于历史同期最低位，支撑现货煤价，后期关注终端需求和钢厂补库节奏变化。
（二）行业观点：迎峰度夏动力煤供需预期向好，中报业绩增长确定性高，板块估值优势明显
受大宗品价格回落及全球和中国经济增速回落预期影响，近期煤炭板块有一定回调，考虑到偏紧的供需的供需面和低位估值，我们继续看好板块。主要原因是：
（1）供需面：虽然近期预期转向悲观，但煤炭供需面较为确定，板块悲观情绪有望修复提升估值。本周原油、铜、铁矿石、焦煤等商品价格大幅下跌，煤炭市场价格较前期也有回落，但由于海外煤价持续高位，印度、日韩、欧洲等国需求向好，进口量预计仍维持低位；而国内方面，5月全国日均产量回落至1187万吨，6月高频数据显示产量环比可能进一步下降。综合看，考虑到目前需求处于中期底部（季节性+疫情影响），以及临近二十大安全监管等因素产量难有明显增长，行业动态PE中枢已回到约5倍水平，后续悲观预期修复估值提升空间较大。
（2）政策面：保供稳价政策趋于平稳，中报及三季报业绩确定性高，成为短期催化剂。22年动力煤和焦煤长协中枢有望较21年上涨10-30%，2、3季度煤价延续高位（4月以来动力煤港口市场价/长协价格同比21Q2平均上涨37%/21%，焦煤产地市场价/长协价同比上涨60%以上），全行业中报及三季报业绩确定性较高，可能成为未来半年的催化剂之一。
（3）中长期供需紧平衡，煤企分红优势将持续显现：预计未来五年煤炭供给维持整体偏紧，需求仍维持稳健增长，而国内外供给端弹性较小，煤价中枢水平有望维持高位，煤炭企业资本开支持续下降，高盈利和现金流及分红的优势有望持续显现。更重要的是，港口和产地长协落地后，确立了盈利和分红高位的持续性。
