【75页深度】当前时点，煤炭债还有机会吗？——债看周期（三）20230426 | 华安固收

Original 华安固收团队债市颜论 2023-08-08

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报告作者：颜子琦、胡倩倩（团队成员）

摘要

煤价高位回落，各类品种煤炭供需结构如何？

根据煤炭用途的不同，煤炭分为动力煤、炼焦煤和无烟煤三种。区域分布上，我国煤炭呈现出“西多东少、北多南少”的地理特征。截至2021年底，全国煤炭资源储量为2078.85亿吨，煤炭生产方面，2022年全国原煤产量45.6亿吨，同比增长10.5%。

煤炭供给量稳步上升，需求长期偏弱，短期内仍有支撑。从供给端看，2016年至2022年，我国原煤产量一直稳步上升，山西与内蒙古是我国原煤产量两大省。尤其是自2020年开始，供给端放量速度不断加快。从需求端看，能源消费总量每年稳步上升，2022年，能源消费总量同比增长回落至3.2%，增速处于历史中等水平。

本轮煤炭周期，给煤企留下了什么？与历次周期相比有什么不同？

煤企盈利能力增强，行业整体的资产负债率呈现下降趋势，煤炭企业短期、长期偿债能力业均提高，财务费用有所下降。我们对历史上近三轮煤炭周期景气高点右侧年份，及2012年、2018年以及2022年，从盈利能力、偿债能力、债务结构以及现金流情况几个纬度进行对比分析，来发现本轮周期右侧相比起历年的同与不同。

我们筛选出27家煤炭行业发债主体，先从资源禀赋、盈利能力、偿债能力传统维度搭建信用分析框架。资源禀赋方面，重点关注可采储量、核定产能、产销率以及吨煤盈利等指标。盈利能力方面，重点关注主营业务收入、煤炭收入占比、ROA、ROE以及毛利率等指标；偿债能力方面，重点关注EBITDA/带息债务、流动比率、速动比率和货币资金/短期债务以及已获利息倍数等指标。

另外，我们还触类旁通从煤企的非煤业务、社会负担、融资管理能力来对比各家发债煤企。非煤业务主要关注煤企其他类型业务的占比和毛利率的情况，来判断对盈利的贡献度。社会负担方面，主要关注人均薪资、人均煤炭产量及销售费用与管理费用等指标；而融资管理能力方面，我们主要是通过对比煤企在周期的高低点时，不同融资方式的占比变动，以及对融资来源的快速调节能力来判断。

煤企重组进展如何？对业务端、资产负债端、融资端分别产生哪些影响？

自2016年煤企供给侧改革以来，政府积极推动煤企兼并整合，主要以“大并小”的方式为主，从资产、业务、管理等多方面进行重组合并。 山西省原“七大煤企”转变为新的“2+3”格局。晋能控股集团将发展煤炭、电力、装备制造；新焦煤集团发展炼焦煤；华阳新材料、路安化工和华新燃气将发展新材料、煤化工及燃气等非煤业务。山东能源、中煤集团以及国家能源集团也进行了不同程度的合并重组。我们从业务端、资产端、负债端、融资端分别分析，来判断重组对煤企产生的实质影响。

煤炭债信用利差收敛，基于何种投资策略博取超额收益？

基于不同策略角度，筛选性价比较高的煤炭债。近期，煤炭债与整体产业债的信用利差曲线已经不断收敛，择券难度加大。我们通过拉长久期策略、等级下沉策略、主体下沉策略、母子公司对比策略以及挖掘永续债策略，来分析当前煤炭债的配置价值。总体来看，我们认为在期限的选择上、选择优质子公司以及择优永续债品种，可以获得超额收益。

风险提示：数据统计与提取产生的误差。

引言

2021年开始，受到煤炭供给端改革进一步强化，产地及进口端收紧，需求逐渐复苏等多方面影响，煤炭板块业绩持续增长。直到2022年上半年，本轮煤炭周期到达顶点，煤价进入下行区间，本轮周期进入景气高峰右侧。我们从盈利能力、资产负债、偿债能力、成本控制、周转率以及现金流多角度分析本轮周期给煤炭企业带来的影响，并与前两轮周期高位拐点进行对比分析。

另一方面，2022年11月初，受到债券市场“赎回潮”事件影响，煤炭债信用利差大幅上升，并在2023年1月初达到近2年来的信用利差高位。但很快，债市整体企稳，煤炭债快速修复，可见在估值低点进行配置的时间窗口非常短暂。最近一个月，煤炭债与整体产业债的信用利差曲线已经不断收敛，煤炭债择券难度加大。我们从期限、评级、主体资质下沉、母子公司利差以及永续债与非永续债对比的角度，来挖掘当前煤炭债的配置价值。

煤炭行业介绍

1.1 煤炭种类：根据用途不同，分为动力煤、炼焦煤和无烟煤

中国煤炭分类国家标准（GB/ 5751-2009）规定，根据干燥无灰基挥发分等指标按煤的煤化程度将煤分成褐煤、烟煤和无烟煤三大类。再按煤化程度的深浅及工业利用的要求，将褐煤分两个小类，无烟煤分成三个小类，将烟煤分成十二类。用干燥无类基挥发份Vdaf=10%作为烟煤与无烟煤的分界值，小于该值的煤为无烟煤，大于该值的煤划分为烟煤；采用无灰恒湿基高位发热量, Qgr,maf=24MJ/kg作为褐煤与烟煤的分界值，大于该值的煤为烟煤，小于该值的煤划分为褐煤。

根据煤炭用途的不同，煤炭分为动力煤、炼焦煤和无烟煤三种。动力煤一般以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产生动力用于工业使用，主要包括贫煤、弱黏煤、不黏煤、长焰煤、褐煤 5 种。随着煤化工的进步，大量的动力煤（主要是低卡的褐煤）也被用于煤化工了。焦煤也称冶金煤或主焦煤，是中等及低挥发分的中等粘结性及强粘结性的一种烟煤，是一种煤化度较高，结焦性好的烟煤。粘结性强，能炼出强度大、块度大、强度高、裂纹少的优质焦碳，是炼焦的最好原料。焦煤单独炼焦时收缩度小，膨胀压力大，不易从炼焦炉中推出，而且易损坏焦炉，所以炼焦时必需给焦煤中配入适量的气煤、肥煤或瘦煤等，以改善操作条件，提高焦炭质量，并可扩大炼焦用煤资源。无烟煤煤化程度高，挥发分产率低，其中无烟块煤主要用于化肥化工等行业，无烟粉煤主要用于冶金高炉喷吹、动力燃料等。

1.2 我国煤炭储量“西多东少、北多南少”，产量创历史新高

区域分布上，我国煤炭呈现出“西多东少、北多南少”的地理特征。自然资源部2022年发布的《中国矿产资源报告》显示截至2021年底，全国煤炭资源储量为2078.85亿吨，比上年增长28.1%，煤炭储量前5的地区是山西、陕西、新疆、内蒙古和贵州。山西省储量依然占全国比例最大，约为23%，其次是陕西、新疆、内蒙古、贵州。其中山西省煤炭储量达507.25亿吨，占全国储量的31.26%，居全国之首。陕西省以293.90亿吨的储量居第二位，第三位是内蒙古，储量为194.47亿吨。截至2020年底，中国煤炭探明储量达7241亿吨。¹

煤炭生产方面，原煤生产增长较快，产量创历史新高。煤炭生产企业在确保安全的前提下有序释放先进产能，圆满完成保供增供任务。2022年全国原煤产量45.6亿吨，同比增长10.5%，规模以上工业原煤产量45.0亿吨，创历史新高；比上年增长9.0%，增速比上年加快4.3个百分点。2022年晋陕蒙新原煤产量由25.4亿吨增加到36.9亿吨，占全国的比重由64.3%提高到80.9%；山西、内蒙古年原煤产量进入10亿吨级别，鄂尔多斯、榆林年原煤产量分别由6.39 亿吨、3.18亿吨增加到7.22亿吨、5.82亿吨，两市原煤产量占全国的比重由24.2%提高到28.6%。

我国仍处于工业化中期阶段，能源资源需求增速放缓，但需求总量仍将维持高位运行，国际情势下我国矿产资源安全供应风险增加，矿业形势深刻变化倒逼矿业结构调整和转型升级。国家发改委于2017年发布了《全国矿产资源规划（2016－2020年）》，其中提出重点建设神东、晋北、晋中、晋西等14个煤炭基地，并划定了162个国家规划煤炭矿区。中国煤炭工业协会提出“十四五”煤炭工业高质量发展的思路：到“十四五”末，国内煤炭产量控制在41亿吨左右；依然重点建设14个大型煤炭基地，科学评价14个大型煤炭基地的资源禀赋、先进产能建设、环境容量等，合理分类确定大基地功能，研究提出大基地产能建设规模，优化开发布局，提高保障能力；化解过剩产能、淘汰落后产能，建设先进产能，建设和改造一大批智能化煤矿。全国煤矿数量减少到4000处左右，建成智能化煤矿1000处以上。

14个大型煤炭基地产量达32亿吨，占全国煤炭总产量的90%以上，10个基地煤炭产量超过亿吨，区域分布上，华北地区最多，达到5个；西北和华东地区分别有4个和2个，东北、西南、华中地区各有1个。

蒙东（东北）基地担负向东北三省和内蒙古东部地区供给煤炭。神东、晋北、晋中、晋东、陕北五个大型煤炭基地，主要担负向华东、华北、东北等地区供给煤炭，并作为"西电东送"北通道电煤基地。冀中、河南、鲁西、两淮四个基地，担负向京津冀、中南、华东地区供给煤炭。云贵基地担负向西南、中南地区供给煤炭，并作为"西电东送"南通道电煤基地。黄陇、宁东基地担负向西北、华东、中南地区供给煤炭。
神府煤田位于陕西榆林，煤矿储量达1349.4亿吨，东胜煤田位于内蒙古伊克昭盟境内，东胜已探明矿种30多种，煤炭储量727亿吨。神东煤田是我国已探明储量最大的整装煤田，约占全国已探明储量的1/4，属世界八大煤田之一。神东煤田的煤为世界少见的优质动力煤，尤以煤田南部为最佳。
晋北基地是我国特大型动力煤基地，位于山西省太原以北地区，平朔矿区地处山西省宁武煤田的北端，是晋北基地的主要矿区，探明地质储量167.3亿吨，矿区原煤核准生产能力5450万吨，年原煤入洗能力6600万吨/年，外运能力7000万吨/年。大同矿区位于大同市西南部，矿区含煤面积约1827平方公里，保有探明储量386.43亿吨，为全国八大煤炭生产基地之一，矿区现有生产煤矿55处，设计总规模4500万吨/年，是我国重要的优质动力煤生产基地。晋中基地地处山西省中部及中西部，煤炭可采储量192亿吨。晋东基地是我国最大和最重要的优质无烟煤生产基地，由晋城、潞安、阳泉等矿区组成。
蒙东地区，该地区煤炭资源丰富，探明储量为909.6亿吨，全国五大露天煤矿其中的伊敏、霍林河、元宝山三大露天煤矿均处于蒙东地区。
两淮基地包括淮南、淮北矿区，探明煤炭储量近300亿吨，淮南探明储量153亿吨。淮北矿区位于安徽省北部，探明储量98亿吨，现有生产矿井23处，总设计能力为1932万吨/年。鲁西基地范围探明煤炭储量约160多亿吨。兖州矿区拥有兖州和济宁东部两块煤田，矿区总面积435.44平方公里，资源储量约为36.6亿吨，可采储量17.7亿吨，其中巨野煤田地质储量48.7亿吨。
云贵两省是我国南方重要的煤炭生产基地，贵州省初步探明南、北盘江腹地煤炭储量达330亿吨，其中可就近通过水运的煤炭储量达到92亿吨。云南省的文山、红河两州煤炭储量超过50亿吨。
冀中地区探明能源煤炭储量达到150亿吨，可采储量20亿吨以上，拥有峰峰、邯郸等7个生产矿区，原煤年生产能力1.2亿吨。河南省全省2000米以上已探明的煤炭资源储量为1130亿吨，保有储量为245亿吨。平顶山矿区位于河南省中部，其煤炭储量超过100亿吨。陕北地区主要包括榆神、榆横大型矿区，榆神矿区探明储量301亿吨。
宁东基地位于银川东部的灵武，优质无烟煤储量达273亿吨，包括鸳鸯湖、灵武、横城三个矿区。宁东煤田已探明储量270多亿吨，占全区已探明储量的87%，具有地质条件、开采条件佳，采掘成本低，煤质优等优势。黄陇基地探明储量近150亿吨，黄陵矿区煤炭储量丰富,煤田总面积1000平方公里,地质储量20亿吨,可采储量15亿吨,地质构造简单,埋藏较浅,开采方便。华亭矿区是黄陇基地的重要组成部分,煤炭生产能力2000万吨/年。新疆资源总量预测约为2.2万亿吨，占全国的40%，居全国之冠。

1.3 最新长期协议方案:严格执行长协履约率,鼓励“淡储旺用”

根据《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》规定，电煤中长期合同是以供需双方市场化协商为基础、运输企业和信用服务机构等多方参与签订，接受政府指导和监管，统筹上下游企业利益和社会利益，合同期限较长，数量和履约进度明晰，价格机制和运输方式明确的煤炭购销合同。煤炭长协价格是指煤炭供需双方签订长期合同，约定一定期限内的煤炭价格，相比于煤炭市场价格的波动性，煤炭长协价格更有利于煤炭生产和消费企业的长期规划和运营。长协价格规定下的长协煤是指按照协议价格签订了中长期供货合同的煤炭，是煤炭市场的“压舱石”，更是发电、供热等重点民生领域保障用煤需求的“主力军”。

2022年10月31日，国家发改委和国家能源局共同发布《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》的通知，对我国2023年煤炭长协价做出一系列调整和优化。数量方面，原则上每个煤炭企业任务量不应低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%。其中2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。

在价格机制上，基准价，下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行。浮动价，当月浮动价按全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定，选取以上3个指数每月最后一期价格，按同等权重确定指数综合价格。以产地价格计算的电煤中长期合同必须严格按照中央文件规定、地方人民政府和有关部门明确的价格合理区间签订和履约；以港口价格计算的电煤中长期合同原则上应按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行，不超过明确的合理区间。对于在车板、到厂等环节销售的煤炭，扣除流通环节合理费用后，折算的出矿价、港口价也应在合理区间内。

根据发文《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，重点煤矿出矿区长协价格（含税价）延续规定合理区间。

1.4 煤炭产业链：应用于电力、钢铁、化工以及建材四大行业

总体来说，煤炭行业产业链上游为设备和系统，主要包括采掘机、掘进机等生产设备以及相关的智能化系统;中游为煤炭开采和洗选，主要煤种有褐煤、烟煤、无烟煤等;下游为应用领域，主要包含电力行业、钢铁行业、化工行业以及建材行业四大类行业。

产业链上游主体为煤炭生产设备供应方，主要包括民用爆破器材生产商及煤矿机械设备制造商，如采掘机、掘进机、电线电缆、锚杆锚网、支护器具、运输工具、通信器材、人员防护器材。产业链上游基本是民用爆破器材生产商，生产产品主要包括工业炸药、工业雷管、工业索类。产品主要应用于煤炭开采领域中巷道掘进及土石方剥离工程，属于煤炭开采消耗品。民用爆破器材涉及国家安全问题，运输半径有限，中国民用爆破器材行业竞争格局呈区域性垄断，因此上游民用爆破器材生产企业相对于中游企业具有较强议价能力。

产业链中游开采和洗选的部分主要由煤炭生产方负责。根据煤炭用途将煤炭划分为动力煤、炼焦煤和无烟煤三种。

动力煤：动力煤主要用于火力发电，因此动力煤定价主要以热量为基准，然后在水分、硫分、挥发分、灰分等指标的基础上进行调整。2021年动力煤消费量为36.6亿吨，较2020年增长6.6%，供需缺口为1.1亿吨。其中，超过60%的动力煤用于电厂发电，2021年电力行业动力煤消费量为22.5亿吨，占比达61.5%，其次为供热、建材、化工，冶炼，动力煤的下游应用主要包括发电、建材、供热等，其中发电为动力煤和整个煤炭行业的最主要下游应用。
炼焦煤：炼焦煤主要用于炼焦，因此炼焦煤定价时主要关注的煤质指标为灰分、硫分、挥发分等。主要用于生产焦炭，在高温、隔绝空气的条件下干馏产出焦炭、炼焦油等产品，焦炭是冶炼钢铁的主要燃料，超90%的焦炭被用于冶金炼钢，因此炼焦煤消费、焦炭生产与钢铁生产相关性较高。炼焦油为炼焦煤焦化的副产品，含有苯、酚等重要化工原料，可用作医药、农药、炸药等产品的原材料。目前钢铁等行业的主要生产原料，目前炼焦煤 70%的下游消费为钢铁企业。
无烟煤为煤化程度最高的煤种，主要对应下游行业为电力、建材和化工。无烟煤分为块煤、喷粉煤、末煤等。其中的块煤主要应用于化肥(氮肥、合成氨)、陶瓷等行业;粉煤主要应用在冶金行业用于高炉喷吹。相较于其他煤种而言，无烟煤的行业集中度更高。

煤炭行业下游产业链主要涉及为：电力、钢铁、化工、建材以及其他行业，其中电力、钢铁、化工、建材为煤炭行业传统四大消费部门。电力主要为煤炭燃烧发电和供热，其涉及到的煤种既有动力煤等优质煤种，也可以是煤矸石、褐煤等低端煤种。钢铁用煤主要用于生铁冶炼，可用煤种为炼焦煤、喷吹煤和动力煤，在整个冶炼过程中提供所需的能量。建材主要用于如烧制砖头、陶瓷、玻璃、石灰等建筑材料，主要使用动力煤。化工用煤作为原料使用，是煤炭清洁利用的主要路径。目前煤化工产业可分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工主要产品为主要包括焦炭、电石、煤制合成氨、煤制甲醇等产品；新型煤化工主要主要包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃等。其他行业主要包括居民生活用煤、农业用煤、交通运输业用煤等环节。

煤炭行业景气度分析

2.1 煤炭行业周期：处于景气高峰右侧

从煤炭行业历年的指数走势图来看，煤炭行业经历了几次周期轮动。从下图可以看出，2014年至2015年初，煤炭行业产能释放，迎来产量的快速提升。2015年至2016年，出现产能过剩，供求失衡严重，行业快速下行。2016年，受中澳自贸协定正式签署、去产能政策推出、煤炭企业收益增长等影响，市场预期短暂回升。2016年至2020年，去产能力度持续加大，供需格局显著改善，产量平稳增长，煤价回升且稳定，煤炭行业整体平稳。2021年至今，后疫情时代经济恢复，需求逐渐复苏，供给端改革进一步强化，产地及进口端收紧，煤炭板块业绩持续增长。2022年上半年至今，本轮煤炭周期到达顶点，煤价进入下行区间。

2.2 煤价走势：冲高回落，动力煤与焦煤价格回落历史中低位

2016年至2020年，煤炭行业价格水平稳定。2021年，整体行业价格迎来大幅度上涨，2021年10月迎来高峰，最高达到1991元/吨。之后，整体行业价格快速回落，但仍高于快速上涨期前的水平，并于2022年10月稳定下来，在极小范围内波动。截至2023年4月7日的最新数据信息，煤炭行业价格水平为1017元/吨。

2.2.1 市场煤价

2021年，市场煤价迎来大幅度上涨。自2022年至今，市场煤价波动剧烈。2022年，动力煤与焦煤价格回落至历史低位，无烟煤价格回落至历史中位水平。截至2023年3月31日，煤炭整体均价为1041元/吨，动力煤价格为743元/吨，焦煤价格为2293.00元/吨，无烟煤价格为1670.80元/吨。

2.2.2 长协煤价

2021年，动力煤与焦煤的长协价进入高速上升期，达到历史最高位，其中，动力煤达到754元/吨，焦煤达到3600元/吨。2022年，动力煤与焦煤长协价整体回落，但仍高于高速上升期前的价格水平。2022年末至2023年3月31日，动力煤与焦煤的长协价再次经历小幅上升而后小幅回落，回落幅度小于上升幅度，动力煤长协价为724元/吨，焦煤长协价为2100元/吨。

2.2.3 海外煤价

自2022年上半年，作为我国曾经的动力煤主要进口国，澳大利亚动力煤进口均价快速大幅度上涨，由于我国进口格局的转变，其进口均价的上涨对我国动力煤市场不构成威胁。2021年，受国际能源局势紧张、我国进口格局改变等影响，俄罗斯与印尼的动力煤进口均价较大幅度上涨，2022年上升态势收紧，价格在一定范围内波动。截至2023年2月，俄罗斯炼动力煤进口均价为179.43美元/吨，印尼动力煤进口均价为137.75美元/吨。

2022年，作为我国目前进口炼焦煤的主要国家，俄罗斯与蒙古的炼焦煤进口均价均从高位回落。截至2023年2月，俄罗斯炼焦煤进口均价为197.33美元/吨，蒙古炼焦煤进口均价为164.39美元/吨。

自2020年年末，俄罗斯无烟煤进口均价总体呈上升态势，2021年年末至今，上升幅度缩窄，截至2022年12月，俄罗斯无烟煤进口均价为219.19美元/吨。

2022年，煤炭行业主要产品动力煤、炼焦煤和无烟煤的国内市场价格均冲高后回落，其中，动力煤价格进入稳定期，焦煤价格波动下跌，无烟煤价格回落幅度小、水平仍较高。各大主要产品的长协价均较为稳定。动力煤与无烟煤进口价在较高水平波动，炼焦煤进口价波动下跌，但进口价对我国煤炭行业的整体价格走势影响微弱。根据2023年最新数据信息，动力煤价格水平最低，炼焦煤的市场价格与长协价格最高，而无烟煤的进口均价最高。

2.3 市场供需：煤炭供给总量增加，需求长期偏弱

2.3.1 整体煤炭行业供需分析

从需求端看，除去2018年销量短暂激增，历年煤炭消费量较为稳定。自2021年末，煤炭销量水平较前三年升高，每月销量在较小范围内波动。截至2023年2月的最新数据信息，煤炭销量呈上升态势。从能源消费分布来看，原煤消费在能源消费总量中的占比呈下降趋势。

从供给端看，2016年至2022年，我国原煤产量一直稳步上升，山西与内蒙古是我国原煤产量两大省。尤其是自2020年开始，供给端放量速度不断加快。2022年，我国原煤产量同比增长10%，增速创历史新高，进口数量下降，同比下跌9.40%，对进口依赖程度下降。澳大利亚作为我国曾经的动力煤以及焦煤的主要进口国地位下降，2021年以来我国从澳大利亚的进口量暴跌，澳煤禁令后我国形成了新的进口格局。

从煤炭库存的分布来看，电厂存煤占据煤炭库存的大部分比例，且占比有逐年上升的趋势。电厂存煤与主要港口存煤在2021年均大幅度上涨，2022年增速快下降，其中，电厂存煤同比增长6%，主要港口存煤同比下降6.8%，与2019年主要港口存煤水平大致持平。自2020年，煤炭企业存煤逐年上升，增速逐步加快。2022年，煤炭企业存煤0.66亿吨，同比增长26.6%。总的来说，煤炭库存量适中，能够较好满足市场运转速度。

2.3.2 动力煤供需分析

自2016年以来，我国动力煤的供需格局变动频繁。经历了2020年末至2021年上半年短暂的供不应求之后，疫情负面影响缩小，动力煤开工率逐渐稳定，2023年3月开工率呈上升态势，整体逐渐呈现出供大于求的局面。

需求端的具体情况如下：从2022年动力煤下游行业的消费占比来看，发电是动力煤的主要应用领域，而动力煤带来的火电占据全社会用电总量的70%。2022年，全社会用电总量继续稳步上升，但增速较2021年明显下降，同比增长3.94%，在一定程度上反映了动力煤需求端的增长乏力。

2.3.3 炼焦煤供需分析

自2015年，我国炼焦煤行业大部分时间呈现供不应求的局面，优质主焦煤资源比较稀缺，2022年，供需格局有所改善。

从供给端看，2022年至今，焦炉产能利用率处于较高水平波动，行业前端企业产能利用率一直维持在70%以上，最高达到88.20%，截至2023年2月，炼焦煤产量为4583.67万吨，焦炭产量同比增长3.20%，且同比增速呈上升趋势。

从需求端看，2022年至今，炼焦煤的下游产品粗钢、钢材、生铁的产量增速逐渐加快，尤其是进入2023年，下游产品需求的增速超过了焦炭产量的同比增速，且增长趋势优于焦炭。

2023年，随着疫情较大程度放开，需求端放量明显，炼焦煤企业有待进一步提升产能利用率以满足快速增长的需求，盈利空间较大。

2.3.4 无烟煤供需分析

从供给端看，自2020年，无烟煤产量进入快速上升期。2022年，无烟煤产量增速维持2021年水平，达到3.77亿吨。截至2023年2月，无烟煤产量同比增长8.15%，增速创历史新高。

从需求端看，2018年至2020年，无烟煤下游产品水泥、尿素和甲醇的产量稳步上升。2021年，下游产品产量总体大致与2020年持平，其中，甲醇产量为6398.31万吨，同比增长17.53%，增速为历年来最高水平，产量占比最高的水泥产量同比下降1.20%。2022年，产量占比最高的水泥产量继续下降，同比下降10.80%，尿素、甲醇同比产量增加，其中尿素产量同比增速提高。截至2023年2月，首波大面积疫情感染基本结束，需求端放量提速，水泥行业产量水平快速恢复，尿素行业产量增长提速明显，需求端整体态势转暖。

煤炭行业的主要产品动力煤、炼焦煤与无烟煤中，动力煤的供需规模最大，动力煤与无烟煤的供给充足，炼焦煤的供给水平有待提升，库存充足，整体行业供过于求，但需求有复苏迹象。

煤炭发债主体信用资质分析

3.1 存量煤炭债金额持续下降，主要集中在山西、陕西、山东

截至目前(2023-4-2,下同)，共有53家煤企有存续债券，共计546只存续债券，余额共计7235.35亿。

从主体评级来看，煤炭债的主体评级以AAA级为主，共计446支，占比为81.99%，存续规模达6506.12亿，占比为89.92%，而AA+、AA及以下煤炭债余额分别为387.74亿、341.49亿.分别占比5.36%，4.72%。

从企业性质上来看，根据煤企实控人级别进一步将煤企划分为央企、地方国有企业，民营企业，其中地方国有企业煤炭债规模最高，共计6525.55亿，占比90.19%，央企和民企的存续债规模分别为658.9亿、50.9亿,分别占比9.11%，0.7%。

地区上来看，央企均位于北京，其余发债煤企分布在14个省，主要集中在山西，煤炭债余额为3039.09亿，占比为42%；其次为陕西、山东、北京，煤炭债余额分别为1413.54亿、1160.81亿、686.141亿，占比分别为19.54%、16.04%、9.48%；河南、安徽，河北的煤炭债规模分别是285.55亿，198亿，162.1亿；四川，浙江的煤炭债规模在100亿左右，其余省市煤炭债规模均在25亿以下。

从煤炭债的剩余期限来看，1年内即将到期的煤炭债共计191只，到期余额为2302.37亿元，占煤炭债总规模的30.69%；1年至3年内到期的煤炭债数量有266只，规模有3799.3亿元，占比为50.65%；到期日在3年以上的煤炭债数量为88只，规模为1399.63亿元，占比18.66%。总体来说，煤炭债到期分布特征较为明显，3年内到期的债券余额比例约为81.34%，有较强的短期续接压力。

从近几年存量煤炭债的数据可以看出，存量煤炭债金额在2020年到达峰值，共计8925.48亿元，2021年煤价高企，煤企现金流充足，煤炭债金额降低了12.67%，2022年继续下降了5.84%。

3.2 煤企盈利能力增强，现金流改善，偿债能力提升

我们选取了证监会二级行业分类——煤炭开采和洗选业，对所含的25家上市公司的整体经营情况从盈利能力、资产负债、偿债能力、周转率和现金流五个方面做分析。

3.2.1 盈利能力分析

从营收来看，煤炭开采和洗选业2020年至2022年营业收入持续增长，自2016年国家实施供给侧改革以来，淘汰落后产能，带动煤炭行业重回正轨；2020年以来，疫情常态化后需求恢复，双碳背景下，化石能源资本开支不足，俄乌冲突加速全球“能源危机”，煤炭行业“保供稳价”持续推进，行业营收逐步增长2022年营业收入达到109681.7亿元，同比增长24%。盈利方面，2019、2020年整体盈利能力略有下滑，2021年疫情常态化后需求恢复，煤价上涨，盈利能力恢复到疫情前的水平，2022年，销售毛利率达到33%，销售净利率达到17%，相比2020年，销售毛利率和销售净利率均增长了7.6pct。

3.2.2 资产负债分析

煤炭行业是重资产行业，前期投资支出较大，因此资产负债率处于较高水平，2020年、2021年资产负债率分别为65%、64%，受益于近三年行业高景气度的维持，行业的整体盈利水平处于高位，行业整体的资产负债率呈现下降趋势。

3.2.3 偿债能力分析

从短期偿债能力来看，煤炭行业有充足的货币资金储备，货币资金/短期债务的比率在2018年至2020年处于平稳状态，2021年至2022年迅速增长，从2020年的2.82增长至2022年16.68。以“EBITDA/带息债务”指标衡量的经营偿债能力来看，煤炭开采和洗选业的内生偿债能力改善明显，债务保障能力不断增强从2020年0.45增长至2022年1.12。煤炭企业短期、长期偿债能力业均提高。

3.2.4 成本控制分析

煤炭开采和选洗业的最主要费用为营业成本，其次是期间费用，其中财务费用和管理费用规模较大。2020年至2022年以来，行业的营业成本处于上升趋势，2022年营业成本达到65357亿元，同比增长18%，毛利率和净利率业处于较高的水平，说明行业的营业成本增加是由于需求增加引起的。2022年，管理费用同比增长13%，增速低于营业成本的增速，说明行业整体的管理费用率有所下降，主要时由于供给侧改革的持续推进，降低了行业的期间费用率。行业的财务费用在2022年有所下降，同比降低13%，说明行业的融资成本降低，资金的周转速度较快。

3.2.5 周转率分析

行业产能利用率不断提升，得益于我国供给侧改革的决策部署，以及各个企业化解产能的措施，煤炭开采和洗选业的产能利用率明显提升，由2020年65%提升至2022年75%。煤炭开采和洗选行业的存货不断增加，由2020年3565亿元增长至2022年4372亿元，2022年存货同比增长8%，全国的煤炭供给体系质量稳步提升，供应保障能力加强，市场总体预期稳定向好。应收账款增长速度较快，2020年行业应收账款8577亿元，2022年增长至16249亿元，同比增长19%，应收账款的快速增长是由于营业收入近三年增速较快导致。

3.2.6 现金流分析

行业高景气度下，煤炭行业利润增长速度较快，经营性现金流持续净流入。2018 年开始行业的整体投资有复苏迹象，投资活动产生的现金流量净额流出减少，在保供稳价政策推动下，多数煤企加大生产和投资力度，投资性现金流净流出规模普遍增加,由2020年503亿元的流出增长至2022年1075亿元流出。2020年以来，筹资活动产生的现金流净流出规模也明显增加，多数煤企经营状况较好、压降负债意愿较强。而此次行业景气度高点时期，煤炭企业并没有大肆投资扩张而是主动的偿还债务修复资产负债表。

3.3 本轮周期右侧相比前两次，煤企盈利能力和偿债能力更强

我们对历史上近三轮煤炭周期景气高点右侧年份，及2012年、2018年以及2022年，从盈利能力、偿债能力、债务结构以及现金流情况几个纬度进行对比分析，来发现本轮周期右侧相比起历年的同与不同。

盈利能力中，我们发现不管是从ROE、ROA、销售毛利率还是销售净利率，2022年的数据相比起前两次周期拐点，都更胜一筹，体现本轮煤炭周期中，整体煤企的获利能力都增强，收益情况更佳。

从偿债能力来看，我们分析了资产负债率、EBITDA/带息债务、货币资金/短期债务、已获利息倍数、流动比率以及速动比率多个指标，发现不管是长期偿债能力还是短期偿债能力，本轮周期右侧相比起前两次都有了大幅改善，煤企偿债能力整体大幅增强。

从债务结构和现金流指标来看，本轮周期右侧相比前两次周期右侧处于居中水平，说明本轮周期对煤企债务结构和现金流情况的改善不大。

总的来看，本轮周期高点回落后，整体煤企的盈利能力和偿债能力不仅相比起周期低点有了大幅改善，相比起历年周期高点右侧也更胜一筹。

煤企重组进度及风险机遇

4.1 山西焦煤集团：业务聚焦焦煤，关注融资成本

在2020年4月22日，山西省政府批准了焦煤集团对山煤集团的重组。重组分为两步：首先，山西国资将山煤集团的100%股权无偿划转给焦煤集团，使山煤集团成为焦煤集团的全资子公司。这一步于2021年1月28日完成。第二步是焦煤集团吸收合并山煤集团，直接持有其核心公司股权。截至目前，这一步尚未完成。重组后，山西焦煤资产总额将达到约4416.4亿元，煤炭产能将达到约2亿吨。

l 业务端

重组前，山煤集团主要负责长治、大同左云地区的动力煤开采。重组后，其全部资产将并入焦煤集团。山煤集团的主要业务是煤炭生产和销售，2019年营收分别为123.5亿和422.4亿，毛利率分别为63.3%和1.5%。公司的煤炭贸易业务规模较大，但利润水平较低。焦煤集团重组前主要负责山西炼焦煤开采，重组后主要业务不变，资源储量增大。2019年焦煤集团的炼焦煤生产业务、物流业务和炼焦业务的营业收入分别为902.9亿、523.1亿和207亿，毛利率分别为28.22%、7.97%、1.92%。

重组后，山煤集团成为焦煤集团的全资子公司，公司资产规模由2019年的3395.4亿扩张至2020年末的4427.4亿，煤炭资源储量增至224.9亿吨，可采储量增至117亿吨，年产能上升至2.1亿吨/年。2021年焦煤集团的炼焦煤生产业务、物流业务和炼焦业务的营业收入分别为1572.96亿、21.2亿和244.92亿，毛利率分别为37.33%、22.91%、4.28%。对比发现，焦煤集团的核心业务炼焦煤生产在规模和毛利率上都有了显著提升，对公司整体的毛利率也提供了一定的贡献。

焦煤集团现控股36家子公司，债券存量34支，债券余额517.8亿。2020-2022年中，煤炭相关业务占收入构成分别为61.11%，73.05%，74.60%，占比上升态势。2020-2022年中的综合毛利率为16.86%，27.45%，21.86%，受煤炭价格影响，有小幅波动。

l 资产端

从2018年至2022年三季报数据来看，焦煤集团的资产总计逐年增长。2018年资产总计为3,383.97亿元，2019年略有增长至3,395.39亿元，同比增长0.32%。2020年报资产总计达到4,427.39亿元，同比增长3.46%，主要受益于与山煤集团的重组。2021年报资产总计进一步增至4,541.98亿元，同比增长6.07%。2022年三季报资产总计为5,366.19亿元，同比增长15.60%，显示出公司业务的稳步扩张。

资产扩张主要得益于煤炭资源储量的增加和煤炭相关业务收入的上升，这有助于提高焦煤集团在市场上的竞争地位，从而带来更多的商业机会。然而，资产端的增长也可能带来一定的风险，如市场波动、资源调配不当等，公司需要密切关注市场动态，合理调整经营策略，确保资产的稳健增长。

l 负债端

同期，焦煤集团负债合计也在逐年上升。2018年负债合计为2,508.91亿元，2019年略有下降至2,499.10亿元，同比下降0.40%。2020年报负债合计攀升至3,346.78亿元，同比增长4.67%。2021年报负债合计为3,429.17亿元，同比增长4.16%。2022年三季报负债合计进一步提升至3,940.63亿元，同比增长15.91%，与资产总计的增长趋势相一致。

公司在扩大规模的同时，也需要关注负债水平的控制。较高的负债水平可能会给公司带来财务风险，如利息负担增加、偿债能力下降等。为确保公司的持续稳健发展，焦煤集团需要在经营和财务管理方面进行策略调整，平衡资产增长与负债控制之间的关系。

l 融资端

焦煤集团的短期债务和长期债务在2018-2022年之间波动，存量债券余额逐年上升。平均融资成本在2018年和2019年相对稳定，但在2020年上升至6.70%，2021年略有下降。值得注意的是，重组后，2022年9月的平均融资成本上升至7.18%，这可能意味着公司面临更高的融资压力。

虽然重组后的焦煤集团在短期融资能力与外部支持力度方面有所提升，但融资成本的波动可能带来一定的风险。公司需要关注融资市场的变化，寻求更为稳定、低成本的融资渠道，降低融资风险，保持公司的资金链稳定。

4.2 晋能控股集团：集团内部分工明朗，整体资质好转

2020年9月30日，山西省委决定将大同煤矿集团、山西晋城无烟煤矿业、晋能集团进行联合重组。同时整合了潞安矿业、华阳新材料等相关资产，以及改革后的中国（太原）煤炭交易中心，组建成晋能控股集团。新成立的晋能控股集团由多家公司通过“3+2+1”重组而来。全部整合同煤集团、晋煤集团、晋能集团，这三家资产均是以煤电为主，部分整合阳煤集团、潞安集团，中国（太原）煤炭交易中心先进行改革，再加入晋能控股集团。

重组后的晋能控股集团主要发展煤炭、电力、装备制造三大业务板块。截至目前，公司部分重组还在进行中。其中，晋能煤业负责煤炭业务，晋能电力负责电力业务，晋能装备负责装备制造，中国（太原）煤炭交易中心为煤炭现货交易市场。晋能煤业主要从事大同、宁武、河东等5个矿区的动力煤开采，以及贸易和电力业务。目前，公司正在进行重组，但尚未确定具体计划。公司已接收了超过100家煤矿公司的经营管理权。煤炭业务是公司的主要利润来源，拥有丰富的煤炭资源储量。贸易业务主要涉及钢铁、有色金属、焦炭等产品，毛利率较低。发电主要以火电为主。

晋能电力在重组前主要负责长治、晋城等地区的无烟煤、贫煤、气煤开采生产，电力业务占比较小。煤炭业务是公司主要利润来源，贸易物流业务主要负责山西省煤炭运销。电力板块规模相对较小，主要为火力发电。随着重组计划的开启，晋能电力逐步划出煤炭资产，接收电力相关资产。截至2021年末，资产重组尚未完成，煤矿管理权、电力资产管理权均已相互交接，但股权尚未划转。

l 业务端

晋能装备在重组前主要负责晋东矿区的无烟煤开采和煤化工业务。目前重组计划尚未确定，公司的煤炭业务管理权已移交。2019年，公司主营业务包括煤炭、化工和贸易，分别占收入的17.7%、31.9%和44.8%。煤炭业务是公司的主要利润来源，其无烟煤储量占全国26%。煤化工业务为第二大利润来源，主要产品包括氨醇、合成氨和尿素。贸易业务毛利率较低，主要以煤炭和有色金属为主。目前，公司已将煤矿管理权移交给晋能煤业和焦煤集团。

2019年至2021年，晋能控股集团的营业收入为108.16亿，104.14亿，177.04亿。在2021年有较大幅度的提升，其中主要来自于煤炭采选板块；晋能控股的综合毛利率分别为55.29%，35.45%，54.37%，受煤炭价格影响，波动较大。

这里我们主要对以煤炭为核心业务的晋能控股煤业的重组前后变化展开分析。

l 资产端

在2018年至2022年三季报期间，晋能控股煤业的资产总计持续增长，尤其是在2019年至2022年三季报期间，资产增长率逐年上升。这表明公司在市场竞争中不断取得优势，业务拓展能力得到了提升。重组后的晋能控股煤业成为全国第二大煤企，产能大幅提升，公司规模效应明显。这将有助于公司在市场上的议价能力，降低生产成本，从而提高盈利能力。在煤炭资源方面，公司在大同、宁武、河东等五个矿区拥有丰富的煤炭储量，这有助于确保其长期稳定的原材料供应。

l 负债端

负债方面，存量债在过去五年中呈现出一定的波动，但总体变动不大，从2018年的1034.45亿元增加到2020年的1122.20亿元，但在2021年开始下降，降至820.16亿元。

长期债务从2018年到2019年有所下降，在2020年增加，2021年下降后2022年较大幅度增加。这表明公司负债结构改善。

l 融资端

公司的总有息负债在过去五年中一直处于稳步上升状态，从2018年的2222.35亿元增加到2021年的2476.01亿元，但在2022年三季度，降至2371.60亿元。这表明公司正在逐渐减少其负债水平，这是一个积极的信号。

平均融资成本在2022年三季度有了一定下降，我们认为主要得益于去年煤炭行情大涨，煤企现金流改善，信用资质变好，市场认可度提升。

4.3 潞安化工集团：业务重新定位，融资成本下行

潞安化工集团公司整合重组省属企业化工资产和煤矿，将集团定位于化工品生产。2020年8月28日，潞安集团下属16家企业和煤矿被划转至潞安化工集团。2021年1月7日，潞安集团100%股权被划转至潞安化工集团，潞安集团成为全资子公司。截止2021上半年，已完成8家企业资产划转。2021年4月12日，华阳新材料将6家公司管理权移交给潞安化工集团，并增资扩股。潞安集团也剥离部分煤炭业务，如星光煤电等18家公司股权和探矿权划转至晋能控股。两家公司出售给安徽皖能股份有限公司，新增一家公司列入资产划转范围。

重组前，潞安集团主营煤炭及贸易，占比分别为22.6%和40.8%，利润主要来源于煤炭业务。潞安化工集团重组尚未完成，公司业务和资源储量变化不大。潞安化工集团的融资平台为山西潞安矿业（集团）有限责任公司，债券余额为426.86亿。

l 资产端

从2018年至2022年三季报数据来看，潞安化工集团的资产总计逐年增长。2018年资产总计为2,408.79亿元，2019年增长至2,502.27亿元，同比增长3.88%。2020年资产总计达到2,691.79亿元，同比增长7.57%。2021年资产总计进一步增至2,949.20亿元，同比增长8.90%。2022年三季报资产总计为3,683.04亿元，同比激增40.84%，显示出公司业务的稳步扩张。

资产扩张主要得益于化工资产和煤矿的整合重组。这有助于提高潞安化工集团在市场上的竞争地位，从而带来更多的商业机会。然而，资产端的增长也可能带来一定的风险，如市场波动、资源调配不当等。

l 负债端

同期，潞安化工集团负债合计也在逐年上升。2018年负债合计为1,899.57亿元，2019年略有上升至1,917.38亿元，同比增长0.94%。2020年报负债合计攀升至2,082.90亿元，同比增长8.63%。2021年报负债合计为2,258.69亿元，同比增长7.59%。2022年三季报负债合计进一步提升至2,752.45亿元，同比增长37.11%，与资产总计的增长趋势相一致。

公司在扩大规模的同时，也需要关注负债水平的控制。较高的负债水平可能会给公司带来财务风险，如利息负担增加、偿债能力下降等。为确保公司的持续稳健发展，潞安化工集团需要在经营和财务管理方面进行策略调整，平衡资产增长与负债控制之间的关系。

l 融资端

潞安化工集团的短期债务和长期债务在2018-2022年之间波动，存量债券余额逐年上升。平均融资成本在2018年为5.56%，2019年上升至5.87%，2020年略微下降至5.61%，2021年下降至4.00%，2022年半年报进一步降至3.00%。融资成本的降低有利于公司降低负债压力，提高盈利水平。

在融资方面，潞安化工集团除了通过银行贷款、企业债券等传统融资方式筹集资金外，还积极参与资本市场融资，如发行股票、可转债等。这有助于公司优化资本结构，降低融资成本，从而实现更好的业绩。

4.4 山东能源集团：集团规模增长迅速，贸易业务偏多

2022年10月28日，山东能源集团旗下上市公司兖矿能源控股子公司兖矿财司与山东能源集团财务有限公司合并重组，合并重组后，兖矿财司注销，山能财司存续，兖矿财司将成为合并后财务公司控股股东。本次合并重组是出于落实监管规则、依法合规经营的现实需求，有利于扩大经营规模，提高经济效益，符合公司及全体股东利益，不会对公司现在及将来的财务状况、经营成果产生不利影响。

l 业务端

2020年7月，原兖矿集团与原山东能源集团进行重组，原山能集团将其资产、负债与业务一并并入原兖矿集团，而后原兖矿集团更名为山能集团。由于原兖矿集团与原山东能源集团的主业相近，重组并没有使山能集团业务重构，而是增强了原有业务，较大提升了企业收入，毛利率反降为升。近年来，山东能源集团的主要业务一直是煤炭与贸易。

l 资产端

2018年至2022年，山能集团资产规模逐年扩张，且总体来说扩张速度不断加快，仅2019年增速减慢。截至2022年前三季度，公司资产规模为9262.63亿元，同比增加28.14%，增速创历史新高。

l 负债端

2018年至2022年，山能集团的负债规模也在不断扩张，除去2019年速度减慢以外，其余年份增速呈不断加快的态势。截至2022年前三季度，公司负债规模为6641.31亿元，同比增长37.19%。增速超过同期资产增速。

l 融资端

从融资规模的角度看，2019年，山能集团的短期债务规模有所下降，2019年之后则逐年增加；2018年至2022年，其长期债务规模每年稳步提升；其总有息债务的规模与短期债务规模变化趋势一致；2020年开始，山能集团从短期债务为主转为长期债务为主，负债期限结构合理化；2018年至2021年，山能集团存量债规模稳步提升，2022年有所下降。从融资成本的角度看，2018年至2020年，企业平均融资成本逐年增加；2021年平均融资成本有较大幅度的下降；截至2022年前三季度，其平均融资成本略微上升至6.16%。

2022年，山东能源集团顺应国家“碳达峰”、“碳中和”的政策导向，积极转型，严格执行环保、质量、安全等法规标准，成功建成9处首批国家级智能化示范矿井、130个智能采掘工作面、智能开采量占比80%、解放可储存量1.45亿吨等等，获得了一系列耀眼成就。除此之外，山东能源集团于2022年先后于西安交大、山东大学、中科院大连化物签订战略合作协议，大力投入研发费用，跨公司、跨产业实现优质资源整合，未来发展前景良好。但是，也需注意煤炭行业长期供需不平衡、经济复苏不如预期、研发以及整合效果不如预期等风险。

4.5 中煤集团：煤炭业务占比逐年递增，毛利率递减

2022年12月30日，中煤集团与国家电投战略合作框架协议暨煤电项目专业化整合协议正式签约。此次专业化整合是通过市场化方式开展的，预计涉及煤电装机容量超过1000万千瓦，涉及资产数额较大、影响力较强、整合效益将会较为显著。此举实现了优化非化石能源发展布局，支持清洁能源开发利用，煤炭与煤电、煤炭与可再生能源“两个联营”取得积极进展。两家企业的下属子公司已经开展了股权层面的合作。

早先于2022年12月28日，中煤集团全资子公司中煤电力已同意购买新源融合（中国电力全资子公司）60%股权，交易金额为人民币12.65亿元。

l 业务端

2017年，保利能源宣布将其整体划入中煤集团旗下。保利能源旗下拥有规模庞大的煤炭资产，其在山西和新疆均拥有煤炭基地，2017年就控制煤炭资源26亿吨。此次重组实现了煤炭资产的大整合。从中煤集团的业务结构来看，自2018年，煤炭成为中煤集团的核心业务，煤化工业务也占有一定比重。2018年至2022年一季度，中煤集团的毛利率总体呈下降趋势，受疫情影响较大，但其毛利率水平并不低，根据最新可获得的信息，其2022年一季度毛利率为19.53%。

l 资产端

2018年至2022年，中煤集团的资产规模稳步提升，但扩张速度变化较大，其中，2018年与2021年扩张速度较快，分别为7.71%、7.68%。截至2022年前三季度的数据信息，中煤集团的资产规模为4589.95亿元，同比增长2.30%。

l 负债端

2018年，中煤集团的负债规模经历了较大幅度的增长，负债总计2535.18亿元，同比增长达到8.28%。随后，2019年，其负债规模同比下降1.48%，负债规模略有收缩；2020年至2021年，中煤集团负债规模不断扩大，且扩张速度不断加快，2021年同比增长达到6.27%；截至2022年前三季度的最新数据信息，其负债规模为2687.43亿元，同比下降1.53%，略有收缩。

l 融资端

从融资规模的角度看，2018年至2022年，中煤集团的短期债务规模波动幅度巨大，各年差距明显，其中2019年与2021年的短期债务规模较大，2022年前三季度其短期债务规模急剧收缩，仅为2.00亿元；2018年至2022年，其长期债务规模变化也较大，总体呈现“增长——下降——增长”的特点，2022年前三季度其长期债务大幅度扩张至367.02亿元；2018年至2020年，其总有息债务的规模逐年下降，2021年至2022年则逐年增加；2018年至2022年，中煤集团始终以长期债务为主，但占比变化较大，2022年前三季度长期债务占据绝大部分比例；2018年至2022年，其存量债规模稳步提升。从融资成本的角度看，2018年至2022年，企业平均融资成本逐年增加，但上升幅度较小，截至2022年前三季度，其平均融资成本上升至6.82%。

中煤集团作为传统煤电央企，除了上述与国家电投的专业项目整合，还采购了大量的光伏组件、获得了大规模的风电项目，大举进军新能源行业这一新兴行业，实现自我的转型升级。但是，也需注意需求复苏程度不如预期、新能源行业发展腾飞程度不及预期的风险。

4.6 国家能源集团：业务多元化，融资成本逐年递减

2022年2月21日，国家能源集团旗下国电电力发展股份有限公司召开八届十一次董事会，审议通过《关于国电财务公司清算注销的议案》。根据《公司法》《企业集团财务公司管理办法》《非银行金融机构行政许可事项实施办法》等有关规定及要求，在原中国国电集团公司与原神华集团有限责任公司联合重组为国家能源集团项下，原中国国电集团公司所属国电财务公司已将相关业务整合至国家能源集团财务有限公司，在履行各项法律程序进行清算并完成剩余资产分配后，国电财务公司将予以注销。公司直接持有国电财务有限公司股权12.68%，通过全资子公司国家能源集团山东电力有限公司持有股权2.44%，通过控股子公司国能大渡河流域水电开发有限公司持有股权9.51%，截至2022年6月30日，公司合并持有国电财务有限公司股权24.63%均已处置完毕。

2022年，国家能源集团旗下龙源电力集团股份有限公司资产重组并购风电项目36个、控股装机容量1,989.60兆瓦，并购光伏项目1个、控股装机容量10.00兆瓦。

l 业务端

2018年，国家能源集团与国电集团合并，国电集团注销，国家能源集团作为合并后公司继续存续，国电集团的全部资产、负债、业务、人员、合同、资质及其他一切权利与义务由国家能源集团承继及承接。因为此次重组，国家能源集团承继持有国电电力46.09%的股份，实现煤电联营、煤电一体化。从其业务构成来看，自2018年，煤炭与电力一直是国家能源集团的核心业务。从其毛利率来看，2018年至2020年，其毛利率保持稳定，2021年有较大幅度的下降，但毛利率水平仍较高，为27.56%。

l 资产端

2018年，国家能源集团资产规模略有收缩，同比下降0.25%；2019年至2022年，其资产规模逐年扩大，且不断提速。截至2022年前三季度的最新数据信息，其资产规模为20028.16亿元，同比增加6.71%。

l 负债端

2018年，国家能源集团负债规模同比下降1.27%，规模略有收缩；2019年至2022年，国家能源集团负债规模逐年增加，其中，2019年至2021年，扩张不断提速，2022年前三季度扩张速度略有下降，同比增长5.99%，负债合计11640.99亿元。

l 融资端

从融资规模的角度看，2019年，国家能源集团的短期债务规模有所下降，2019年之后则逐年增加；2019年，其长期债务规模提升，2020年同比下降33.23%，2021年又有所增加，截至2022年前三季度，其长期债务规模为482.00亿元；2018年至2020年，其总有息债务的规模逐年下降，2021年规模有所扩大，截至2022年前三季度，其总有息债务规模为1901.34亿元；除2019年以外，国家能源集团负债以短期债务为主；2019年，国家能源集团存量债规模下降，2020年增加之后又继续缩小。从融资成本的角度看，2018年至2022年，国家能源集团平均融资成本总体呈下降趋势；截至2022年前三季度，其平均融资成本为5.71%。

近五年，国家能源集团一直积极布局风火光储一体化、水风光一体化等千万千瓦级大基地项目，大力发展风光、光伏、氢能等产业，加强科技创新，构建“1+2+3+N”科研体系，发展潜力较大。

但是，仍需注意供给过剩、科研创新能力提升不如预期、经济基本面状况不佳等风险。

煤企投资策略分析之经典思路

5.1 资源禀赋：产煤品种为焦煤煤企，吨煤盈利占优

煤炭行业位于产业链上游，是资源依赖型行业，规模效应更显著。对煤炭行业的投资应多侧重考量企业是否能够形成一定的规模效应、企业受到较大波动时的成本控制能力以及产能利用率是否会产生企业尾部风险。同时对于不同煤种的成本、盈利的差异也许具体分析。

我国煤炭资源丰富且产能巨大。2021年我国煤炭储量2078.85亿吨，2022年全国共有产煤省份23个。六个省份产量过亿吨，其中陕西省和内蒙古自治区原煤产量超10亿。不同企业的主要煤种各有不同。我们梳理了27家发债煤企的煤炭资源，从可采储量、核定产能、吨煤盈利等视角来考察各家煤企的资源禀赋差异。

从可采储量来看，央企和部分省属煤企可采储量普遍较大，可采储量超过在百亿吨的企业有晋能控股煤业集团、陕煤集团、山东能源等七家企业。华电煤业等13家企业可采储量介于10亿吨至百亿吨之间，只有7家企业的可采储量小于十亿吨。从核定产能来看，以山西、山东为首的产煤大省的核定产能较多，而其余省份的企业核定产能较少。从单个企业的角度来讲，国家能源集团、山东能源、中煤集团、陕煤集团的核定产能较多，超过2000万吨/年；其他企业的核定产能大多在1000-10000万吨/年之间。

从煤炭销售来看，国家能源集团、晋能控股煤电集团等9家企业的产销率高于100%，焦煤集团、山东能源、皖北煤电三家公司的产销率低于80%，其他17家企业的产销率介于85%-100%之间。

从商品煤平均售价来看，只有淮北矿业和晋城国投的商品煤平均售价高于1000元/吨，最低为华电煤业的521.9元/吨，最高价是最低价的两倍左右，但其他公司的商品煤平均售价较为集中，主要分布于660元/吨到900元/吨之间。

5.2 盈利能力：ROE差距较大，关注煤企业务集中度

从整个行业的盈利指标来看，大多数煤炭业务的毛利率高于总毛利，发债的27家煤炭企业总毛利中位数为24.10%，平均数为28.15%，每个企业中煤炭业务毛利率中位数44.63%，平均数46.20%；从具体企业的角度来看，24家企业的煤炭业务毛利高于总毛利，煤炭业务的盈利对企业提升有重要的作用。

从具体企业毛利率来看，阳泰集团煤炭业务毛利率与总毛利均为企业中最高，分别为77.3%和77.60%，在其他的企业中，华电煤业、晋城国投、皖北煤电的煤炭业务毛利率较高，超过50%；焦煤集团、潞安化工等15家企业的煤炭业务毛利率高于40%，其余煤炭企业的业务毛利率也全部高于20%。

企业的ROE差距较大，ROE最高为阳泰集团的40.14%，而开滦集团ROE为负；而企业ROA分布较为集中且普遍偏低，分布在1.75%与15.75%之间，ROA最低的公司为城资集团，最高的为华电煤业。

整体来说，企业的ROE与煤炭收入占比、煤炭业务毛利率都有较为明显的正相关关系。从地区差异来看，山西、山东和安徽省的企业的煤炭业务毛利率较高。北京地区的企业煤炭收入占比普遍较高，全部超过50%；其他省份中，山西的华阳股份和阳泰集团、陕西的榆能级团、神木国资和甘肃的靖远煤电业务占比较高，全部在70%以上；这些企业也同样有着相对较高的ROE。

大多数企业的煤炭收入占比在20%以上，阳泰集团煤炭收入占比最高，为99.59%。山东能源主营业务收入最高，其次是国家能源集团，两者皆高于6000亿元；神木国资和靖远煤电的公司主营业务收入最低，是唯二的主营业收入小于50亿元的煤炭企业。

大多数企业的吨煤盈利大于200元/吨，焦煤集团、晋能控股电力、城资集团、神木国资、开滦集团分别在其所属地区山西、山东、安徽和河北省吨煤盈利为最高，这些企业的吨煤盈利全部高于450元/吨，且这些企业且与其他企业的吨煤盈利额出现了一定的断层。

5.3 偿债能力：长短期偿债能力分化，央企偿债能力较优

短期偿债方面，城资集团、神木国资、靖远煤电三家企业的流动比率相对较高，均超过1.5，短期偿债能力较强；城资集团的流动比和速动比率相差较多，企业持有的存货占比较高。货币资金/短期债务中位数为73.85%，上述三家企业在这一指标上表现也在前列。淮南矿业、郑煤集团的流动比率、速动比率和货币资金/短期债务均低于50%，短期偿债能力相对较弱。

长期偿债能力方面，27家企业的EBITDA/带息债务的中位数为0.24，已获得利息倍数中位数为5.24，发债主体大部分具有高折旧摊销、有息债务规模较大、但需偿还利息较少的特点，且普遍长期偿债能力较弱。

在所有的企业中，华电煤业、阳泰集团偿还本金的能力较强，而榆能集团和神木国资偿还利息的能力较强。其中短期偿债能力较弱的两家公司在长期偿债能力上的表现同样较弱，郑煤集团的两项长期偿债能力指标全部为最低，同时晋能煤业和城资集团的长期偿债能力也在所有企业中相对较弱。

煤企投资策略分析之创新思路

6.1 非煤业务：投资支出大而毛利低，警惕看待

大多数煤企的转型业务集中在电力、煤化工以及贸易业务领域。大部分煤化工流程多、流程长、技术难度大、能耗高，产生二氧化碳多。只有煤炭价格比石油和天燃气价格低很多时，才能盈利但是长期来看，煤化工技术在不断进步，成本会越来越低，而我国煤炭和石油储量产量和价格的悬殊对比更决定了煤化工的成本优势和保供优势。电力业务通常能对冲煤炭周期，削弱周期的负面影响，形成协同效应。贸易业务通常占比非常大，但毛利率极低，通常是煤企为了扩大资产规模和营收而开展的业务，对企业盈利和现金流的贡献通常较小。总体来看，煤企的主要盈利来源还是煤炭业务，虽然多家煤企通过业务转型来寻找新的增长点，但我们仍需警惕看待。

从业务占比来讲，国家能源、潞安化工、晋能电力等企业的非煤炭业务占比较高，企业转型较为成功；陕煤集团的各项非煤炭业务占比，说明其业务类型目前仍是多元发展。而华阳股份、阳泰集团、冀中能源的非煤炭业务占比较少，其业务主要集中在与煤炭相关。

大部分企业的非煤炭业务都能保证其毛利率大于0，其中神木国资的其他业务毛利率最高，为59.30%。部分企业对非煤炭业务的扩展也能够在一定程度上提升企业的盈利能力。例如晋能控股装备集团的电力业务和化工产品毛利率分别达到了20.87%和18.16%，高于企业整体毛利率水平17.72%。但相比起煤炭业务毛利率通常40%以上的水平，其他业务毛利率的稳定性还存在一定差距。

但部分企业的非煤炭业务毛利率为负数，这在很大程度上会降低企业的盈利水平。可能是因为该项业务处于发展初期并不成熟，这是煤炭企业为转型需要做出的牺牲。阳泰集团、济矿集团等企业也通过压缩其毛利率低于0的业务占比来降低企业的亏损。

6.2 社会负担：人员包袱重，关注成本端

社会负担也是煤企信用分析的重要方面。煤炭作为标准化、同质化较高的产品，当价格处于下行阶段，综合成本就成为竞争力的关键。在以国企为主的煤炭行业中，由于历史原因企业承担了一定的社会责任，往往会存在人员冗余的情况，而人员负担就决定了煤企是否能在竞争中轻装上阵。人均薪资、人均煤炭产量及销售费用与管理费用等指标可以反映企业的社会负担情况。

从企业效率的角度来讲，中煤能源、华电煤业、陕煤集团、榆能集团的人均产煤量超过0.2万吨/人，远高于其余煤炭企业。在这四个企业中，陕煤集团、榆能集团和中煤能源在员工薪资待遇上也位于行业领先地位。

考虑到企业员工规模的影响对企业效率与待遇的影响，可以将其分为三类。大部分企业的员工数量低于150,000人，人均工资在10,000元/人以下。晋能煤业、国家能源、焦煤集团、山东能源四家企业虽然在员工薪资水平与大多企业相近，但其员工数量远超过其他企业；同时这些企业的人均产煤量低于0.2万吨/人，说明人员的冗余已经一定程度上给企业的效率带来了负担。陕煤集团在员工规模上与大多数企业相差不大，但其工人平局薪资远超过其余煤炭企业，这也在一定程度上解释了该集团的高人均产煤量。

从企业整体费用上来说，员工数量多的几家企业的营业收入和管理费用也相应的高于其他企业。陕煤集团的管理费用也因为较高的平均员工工资位于行业前列。

从整体收入来说，国家能源、山东能源和陕煤集团的营业收入超过3000亿元，远高于其余企业，是因为其较大的员工规模或是较高的人均效率。而华电煤业、华阳股份等企业则是在人数和人均两项上均不占优，因而企业营业收入较低。

煤企在承担自身社会责任的同时，也为企业带来一定的负担，尤其是人员负担过重的问题在短期内难以高效解决，可能会面临减人降效的困境，因此，煤企在转型发展期间，要做好成本的管控，也要做好人才的管理。

6.3 融资管理能力：周期高低点，融资渠道能否迅速调节

从融资来源上讲，银行借款因为其利息低、资金来源稳定成为了大多数企业融资的首选，但当行业较为不景气时，银行会一定程度上限制对企业的放贷；与之相对的时非标融资，这种方式的利息较高，但对企业的限制较少。当行业处于周期低点时，企业的银行借款占比会相对减少，非标融资相对增加，此时的企业融资来源占比一定程度上可以体现其信用资质；处于周期高点时，融资环境宽松，企业一般更倾向于通过银行借款进行融资。而周期转变时，企业对于融资方式的快速替换，则体现了其融资管理能力的水平。

煤炭行业分别在2015年和2020年处于周期低点，在这两年中，大部分的煤炭企业依然能够将银行借款比例维持在30%及以上，与其较高的债项评级有很大的关系。在2015年只有晋城国投和神木国资的银行借款占比低于40%，榆能集团银行借款占比最高，达到了77%。债券融资是大多数煤炭企业融资的第二顺位选择，其中晋城国投的债券融资占比最高，达到66%；一半以上的煤炭企业这两项融资来源总体占比超过了70%，

2020年各个发债主体的融资来源中，城资集团和靖远煤电的银行借款较低，但两家公司以较多的债券融资的形式补足了银行借款的短缺。阳泰集团和郑煤集团的银行票据占比远超过其他发债主体。

当行业处于周期高点时，大多数企业的银行借款占比相较于周期的低点都会有一定的变化。从2015年到2017年，企业的银行借款占比中位数从48.46%提高到52.76%；而在第二个周期中，其行业银行借款占比中位数从48.94%降低至46.42%。

在2017年时，所有煤炭企业的银行借款融资占比都超过30%，且大多数企业的非标融资占比低于15%，相较于2015年各发债主体的融资来源占比，本周期内大多数企业的债务结构调节能力较强，企业融资来源较优。而在2021和2022年，行业处于周期高点时的融资来源的银行借款占比下降，而例如华电煤业、阳泰集团等企业的非标融资、银行票据占比较大，本周期内部分企业并未展现出较好的债务调节能力。

对于单个的发债主体来讲，以银行借款占比与非标融资在两个周期高点与低点的数值与走势来看，可以将企业进行分类。

以中煤集团为首的部分企业表现为高银行借款、低非标融资，且在周期高点低点各部分占比变动不大，这些企业的信用资质较为优秀且稳定。晋能煤业、阳泰集团、郑煤集团等部分企业银行借款占比中等、但通过债券融资、银行票据等方式将非标融资的占比控制在一定的范围内，且在每个周期高点其银行借款占比都略有提升，体现了较好的债务调节能力。

部分企业的情况较为特别。例如徐矿集团的银行借款占比较高，说明其企业资质较好，但除此之外企业更依赖于非标融资。在两个周期高点时段，企业的银行借款和非标融资占比都有所提升。靖远煤业在2015到2017年的银行借款占比都超过了70%，而在2021和2022年中，其银行借款占比又全部低于10%，且企业极其依赖债券融资；在不同的周期内企业的资质与债券的调节能力出现了极大的差距。

探索信用利差，何种策略可挖掘超额收益？

基于上述对煤炭企业的多角度分析，当前时点应该如何挑选煤炭债？

从下图可以看出，2022年11月初，受到债券市场“赎回潮”事件影响，煤炭债利差大幅上升，达到近2年来的高位。但很快，债市整体企稳，煤炭债快速修复，可见在估值低点进行配置的时间窗口非常短暂。近一个月，煤炭债与整体产业债的信用利差曲线已经不断收敛。

我们选取了钢铁、建筑、有色以及城投债的信用利差与煤炭债做对比，发现从年初以来，这几类品种信用利差区间均在不断收敛。其中，城投与钢铁收敛的幅度最大，有色收敛幅度最小，煤炭则处于中等位置。

对近半年来的信用利差，逐月求方差，来衡量对比煤炭债与其他主流产业债、城投债在估值方面的稳定性。纵向来看，2022年10月份、2023年1月份以及3月份，这几个品种的信用利差波动都不是很大，估值在这几个月均比较稳定。横向来看，钢铁、城投信用利差估值波动较大，有色信用利差估值波动最小，煤炭处于中等位置。

流动性方面，我们以近半年的成交金额/存量债金额作为衡量指标进行对比分析。相对来看，有色金属的近半年的成交金额/存量债金额数值较高，流动性相对较好，其他产业债以及城投债的比值结果差别不大。

我们通过拉长久期策略、等级下沉策略、主体下沉策略、母子公司对比策略以及挖掘永续债策略，来分析当前煤炭债的配置价值。

7.1拉长久期策略：30BP，3 年期品种利差占优

债项评级为AAA的煤炭债中，6M-3M的利差为3.85个BP，1Y-6M的利差为12.15BP，3Y-1Y的利差为32.15个BP，5Y-3Y的利差为21.97BP。

债项评级为AA+的煤炭债中，6M-3M的利差为3.91个BP，1Y-6M的利差为15.39BP，3Y-1Y的利差为43.4个BP，5Y-3Y的利差为36.1BP。

债项评级为AA的煤炭债中，6M-3M的利差为3.9个BP，1Y-6M的利差为23.4BP，3Y-1Y的利差为86.77个BP，5Y-3Y的利差为39.32BP。

因此，从期限上来看，我们认为剩余期限为3个月品种、1年期品种以及3年期品种的煤炭债性价比较高。

7.2 等级下沉策略：20BP，AA品种可挖掘

从评级来看，剩余期限1年期品种，债项评级为AA的券与AA+的煤炭债的信用利差为13.97BP，债项评级为AA的券与AAA的煤炭债的信用利差为32.16BP，债项评级为AAA的券与AA+的煤炭债的信用利差为18.19BP。

剩余期限3年期品种，债项评级为AA的券与AA+的煤炭债的信用利差为57.34BP，债项评级为AA的券与AAA的煤炭债的信用利差为86.78BP，债项评级为AAA的券与AA+的煤炭债的信用利差为29.44BP。

从前文的分析可以得知，目前煤炭债AAA评级占比近90%，但我们可以看到，适当的评级下沉也可以获得利差补偿。

7.3 主体下沉策略：10BP，弱资质主体可获少量收益补

我们将规模以及营收排在前列的煤企与其他煤企的信用利差做对比，来分析发债煤企自身的资质对利差的影响。

债项评级为AAA，债券剩余期限为1年的煤炭债到期收益率与前20%煤企的到期收益率之间的信用利差为6.11BP。

债项评级为AA+，债券剩余期限为1年的煤炭债到期收益率与前20%煤企的到期收益率之间的信用利差为5.55BP。

债项评级为AA，债券剩余期限为1年的煤炭债到期收益率与前20%煤企的到期收益率之间的信用利差为19.38BP。

债项评级为AAA，债券剩余期限为3年的煤炭债到期收益率与前20%煤企的到期收益率之间的信用利差为6.81BP。

债项评级为AA+，债券剩余期限为3年的煤炭债到期收益率与前20%煤企的到期收益率之间的信用利差为14.59BP。

评级为AA，债券剩余期限为3年的煤炭债到期收益率与前20%煤企的到期收益率之间的信用利差为27.59BP。

我们看到，一般煤企与排名靠前煤企之间存在信用利差，且当债项评级越低，剩余期限越长，利差越大。

7.4 母子公司对比策略：20BP，重点挖掘优质子公司

煤炭企业多数母公司都承担融资功能，参与实质经营活动的较少，母公司融资后向集团子公司输送资金，而债务压力则由母公司承担，因此容易形成“母弱子强”的局面。我们选取了2022Q3的财务数据，对母子公司的盈利能力、偿债能力、资本结构以及获现能力进行对比，可以看到，子公司的各项指标普遍优于母公司。

将母公司信用利差分别与子公司无担保债券和有集团担保债券进行对比发现，兰花集团比母公司晋城国投高出20BP、山西焦煤无担保券相比母公司高出焦煤集团57BP，有担保券相比母公司高出焦煤集团98BP。母公司平煤神马相比子公司平煤股份信用利差高出360BP，晋能煤业、开栾集团均比子公司高出15BP左右，淮北矿业比子公司高出50BP左右。我们认为，在子公司资质优于母公司，且信用利差高于母公司的情况下，可挖掘到超额收益。

7.5 挖掘永续债策略：40BP，永续债品种仍有超额收益

我们将煤炭债分为永续债和非永续债进行对比，来分析永续债品种是否更具有利差优势。

我们看到，非永续债与永续债的信用利差在2022年下半年进入收敛区间，但2023年年初开始，两者基本保持在40个BP的利差区间，我们认为永续债存在超额收益值得深入挖掘。从公司来看，晋能控股煤业集团、潞安化工、晋能控股电力无论是短久期还是长久期，永续债利差均在100BP以。焦煤集团、晋能控股装备集团、山东集团、陕煤集团永续债利差在60BP以上。冀中能源集团信用利差高出市场均值较大，需持续关注后续融资可持续性风险。

风险提示

数据统计与提取产生的误差。

本文内容节选自华安证券研究所已发布报告：《【华安固收】当前时点，煤炭债还有机会吗？——债看周期（三）20230421》（发布时间：20220421），具体分析内容请详见报告。若因对报告的摘编等产生歧义，应以报告发布当日的完整内容为准。

分析师:颜子琦
分析师执业编号:S0010522030002

邮箱:yanzq@hazq.com

分析师：杨佩霖

分析师执业编号:S0010122040030

邮箱:yangpl@hazq.com

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投资评级说明

以本报告发布之日起6个月内，证券（或行业指数）相对于同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准，A股以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以纳斯达克指数或标普500指数为基准。定义如下：

行业及公司评级体系

增持—未来 6 个月的投资收益率领先沪深 300 指数 5%以上;

中性—未来 6 个月的投资收益率与沪深 300 指数的变动幅度相差-5%至 5%;

减持—未来 6 个月的投资收益率落后沪深 300 指数 5%以上;

公司评级体系

买入—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上；

增持—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；

中性—未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；

减持—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；

卖出—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；