华泰 | 煤炭：上半年板块盈利受煤价下行拖累

1H24煤炭价格在多重因素影响下中枢下移

1H24北港5,500卡动力煤均价同比下滑14.4%至880元/吨，在供需基本平衡略宽松的情况下，煤价从历史高位水平进一步下移。尽管1H24全国原煤产量受山西地区安全监管较严影响同比下降1.8%至23亿吨，但进口煤延续高增速，部分抵消了国内产量下滑对供给端的影响。1H24煤炭进口量达2.5亿吨，同比增长12.4%，其中炼焦煤进口量达5,722万吨，同比增长26.6%，尤其是蒙煤进口量大幅增长，上半年进口蒙古炼焦煤2,954万吨，同比增长32.8%。而需求端则受水电超预期增长影响，火电发电量同比增速4月中旬开始明显转负，6月下旬达到最大7%的降幅。

水电出力回落，2H24火电有望同比增长支撑动力煤需求

从高频数据看，水电同比增速在7月开始回落，同时火电发电量增速在7月下旬同比转正，进入8月旺季，火电维持同比正增速，8月上旬和中旬火电分别同比增长1.1%和1.3%。9月以来二十五省煤炭总日耗同比增长12%，依然处在季节性高位。我们预计在高温天气延续及制造业开工回升对电力需求的提振下，随着水电逐渐回落对火电挤压效应减少，火电需求的提升将带动动力煤需求改善，煤价底部有需求支撑。在上行空间或将取决于宏观预期落地转化的情况下，我们预计下半年煤炭价格或将保持区间震荡。

高长协比例稳定盈利预期，现金流加持分红收益

目前煤炭价格水平仍高于2020年前历史水平，煤炭公司盈利及现金流情况均较好，行业资产负债率趋势下行，板块整体仍为净现金状态。基于下半年动力煤相对炼焦煤更稳健的供需基本面，我们认为动力煤和炼焦煤公司盈利情况将出现进一步分化，在煤价预期区间震荡的情况下，长协占比高的动力煤板块龙头将有望维持盈利稳健，从而有望保持较高的分红比例及金额。同时，随着美联储降息周期或将开启，在全球宏观利率有望进一步下行的情况下，煤炭板块的高股息率特征或将带动板块重新回到红利逻辑。

风险提示：供给扰动超预期；下游需求复苏超预期。

1H24业绩回顾：煤价同比下行拖累煤炭板块盈利

1H24煤炭价格在多重因素影响下中枢下移

1H24动力煤价格中枢同比下行。上半年北港5,500卡动力煤均价880元/吨，同比下滑14.4%，长协煤价格同比小幅下降2.4%至704元/吨。受今年以来供需基本平衡略宽松影响，动力煤平均价格在1H24同比下滑，一季度发电量同比增长4.2%，仍维持较高增速，叠加产量收缩的情况下煤价仍延续较高水平，而二季度进入传统淡季，非电用煤需求复苏情况不及市场预期，钢铁水泥产量均出现明显下滑，且同时进口煤依然维持同比高增速，动力煤价格在4月中旬下滑至年内低点813元/吨，后续随着迎峰度夏补库需求释放，煤炭价格反弹至880元/吨左右水平。今年进入汛期后，水电来水较好，水电发电量同比显著增长，对火电需求形成一定挤压，叠加库存水平仍在历史高位，动力煤价格进入缓慢下滑阶段，目前稳定在840-850元/吨的水平。

1H24炼焦煤价格走势与动力煤基本一致。上半年山西柳林低硫主焦煤均价2,110元/吨，同比微增0.9%，主要受年初焦煤价格较高支撑。年初山西地区发出“三超”整治通知，对煤矿超能力生产、超水平超头面组织生产以及超定员生产方面进行严格检查，较强的安全监管执行力度对山西地区实际产量及生产预期都产生扰动，焦煤价格在年初延续去年高位，但在需求不及预期且产量逐渐恢复的情况下，焦煤价格在二季度也出现下滑，且进入夏季钢铁生产淡季后，在日均铁水产量快速下降以及炼焦煤进口量保持同比大幅增长的趋势下，截至8月底，山西柳林低硫主焦煤价格较7月底高点已下滑18%（340元/吨）。

上半年对煤炭价格影响较大的主要因素包括：国内产量缩减、进口煤维持较高增速尤其是蒙煤进口量大增、发电量保持较高增速及水电出力超预期。上半年国内原煤产量累计约23亿吨，同比下降1.8%，其中山西地区受安全监管力度影响较大，煤炭累计产量5.9亿吨，同比下降13.3%，陕西产量同比维持平稳，而内蒙古和新疆则同比均实现正增长，上半年累计产量分别为6.3亿吨和2.4亿吨，同比分别增长4.4%和13.6%，内蒙古和新疆的增产部分弥补了传统主产区山西地区的产量下降。

但进口煤的高增速部分抵消了国内产量缩减对供给端的影响。1H24进口煤依然维持高增长，上半年煤炭进口量达2.5亿吨，同比增长12.4%，在去年较高基数的情况下依然保持同比正增长。在国内煤炭产量减量的情况下，进口煤对国内供给形成较好补充。其中炼焦煤进口量5,722万吨，同比增长26.6%，蒙古和俄罗斯作为近两年焦煤供给补充的主力，1H24进口量分别为2,954万吨和1,493万吨，同比分别增长32.8%和11.1%。

相对于2022-23年因汛期来水较差水电发电量相对较弱的情况，今年二季度开始水电出力明显提升，尽管总发电量依然维持较高增速，但水电发电量的同比显著提高仍然对火电发电量形成一定挤压效应，火电同比增速在4月中旬开始明显转负，并在6月下旬达到同比负增速最低点7%的降幅。

近期关注水电增速回落及火电同比正增长对煤炭需求的支撑

近期关注水电同比增速回落、火电增速同比转正下的煤炭需求支撑。从旬度高频数据来看，水电同比增速从7月开始回落，7月下旬火电同比增速由负转正。据中国气象局预测，9月全国除部分地区外，大部地区气温接近常年同期到偏高。随着水电发电量进一步季节性回落，且从三峡库存水位来看，与往年蓄能情况相差不大，对后期冬季枯水季水电发电没有较大提升作用，水电对火电的挤压效应将有所减弱。若电力需求仍保持同比正增长，火电发电量有望维持季节性偏高的水平。从二十五省动力煤日耗水平来看，目前日耗水平处于过去五年历史同期高位，8月日耗高于去年同期3.9%，尽管随着进入秋季，日耗水平将出现季节性回落，但电力需求的同比正增长或将支撑煤炭需求。

另一方面，电厂库存的回落也将存在一定补库需求。从2023年起，高库存已然成为市场常态，进入2024年库存依然维持历史高位。但从7月初起，随着日耗攀升，沿海电厂库存回落至低于去年同期的水平，内陆电厂库存也出现下滑，截至8月底，二十五省库存水平较去年同期偏低1.3%，可用天数降至19天，随着库存进一步回落，后期或存在一定补库需求。

1H24煤炭板块公司盈利普遍下滑，动力煤、炼焦煤公司业绩有分化

受煤价同比下行影响，煤炭板块公司盈利在1H24普遍出现下滑。板块主要公司平均营业收入同比下滑8.6%，板块主要公司平均归母净利润同比下滑20.7%。其中动力煤公司受益于长协波动较小以及煤电一体化对煤炭板块盈利下滑的部分对冲作用，动力煤公司平均归母净利润同比下滑16.2%，好于板块平均。而炼焦煤公司则受产销量下降及价格波动双重影响，炼焦煤公司平均归母净利润同比下滑41.7%。

尽管煤炭板块公司净利润水平受煤价下滑影响有所回落，主要上市公司均实现盈利，且对比历史水平，板块平均归母净利润仍好于2021年同期。

高比例长协有助于削弱煤价下行对公司盈利水平的不利影响。1H24北港5,500卡动力煤均价同比下降14.4%，而长协均价仅同比下降2.4%，煤炭长协销售价格波动显著小于市场煤价，对于长协销售占比较高的公司而言，在煤价下行期，长协起到一定利润稳定器的作用，使公司盈利情况更为稳健。

尽管净利润受煤价下行影响而下滑，煤炭板块公司现金流水平依然保持充足，账上净现金居多，在缺少大额资本开支、增加股东回报逐渐成为市场趋势的情况下，煤炭板块公司有望重回红利逻辑。1H24煤炭板块平均经营现金流净额达到92亿元，同比微增1.2%，2023-1H24板块经营现金流水平尽管有所下降但仍好于2020年及以前。近两年充足的现金流水平也带动板块平均资产负债率趋势下移，2022年板块整体进入净现金状态。在资本开支保持平稳的情况下，煤炭板块可用于股东回报的现金储备有望保持充足，板块高分红比例有望延续。

但从下游及价格机制上来看，动力煤公司和炼焦煤公司2H24业绩预期或出现更为明显的分化。动力煤因为下游电厂长协的存在，价格表现相对更为稳定，反映到公司盈利层面也更为稳健，而炼焦煤下游受钢铁需求及宏观预期偏弱影响较大，且长协占比较小，市场价格波动幅度高于动力煤。我们预计秋季高温的延续以及电力需求的持续增长将对动力煤价格形成一定支撑，且后续仍有迎峰度冬补库预期，而钢铁行业目前仍处在亏损状态，尽管前期检修钢厂的逐渐复工及产业链低库存会带来一定补库需求，但行业上行驱动力仍有待观察。下半年动力煤公司盈利相对炼焦煤公司而言或更稳健，也是更稳健的高股息逻辑子板块。

煤炭板块公司经过2021-22年煤炭市场的繁荣周期后，资产负债表普遍得到较好修复，部分龙头公司对全年分红比例也做出承诺，近两年板块整体分红情况较好。在去年底发布的《上市公司监管指引第3号——上市公司现金分红（2023年修订）》中证监会进一步明确鼓励上市公司进行现金分红，并且在条件允许的情况下增加分红频次。1H24部分煤炭公司也增加了中期分红。从目前煤炭板块公司分红执行和经营展望情况来看，我们预计全年分红比例或仍将保持和往年分红比例基本一致。

风险提示

供给扰动超预期；下游需求复苏超预期。