来源：雪球App，作者： 南京天空，（https://xueqiu.com/9071834560/312005114）

一、主要影响因素：长协煤比例、新能源替代、运输方式、进口替代、新疆煤替代、周期、碳达峰等速因素影响。

碳达峰对煤炭企业的影响分析：

一是中国资源禀赋：富煤、贫油、少气。煤炭资源总体来说是不可替代的作用。研究发现：如果我们敞开挖掘，没有多少煤可以用了，国家为了自身能源安全，不得不采用其他方式替代，所以不用担心煤炭完全被替代。

二是美国在2007年碳达峰后，煤炭年消费长期保持在7亿-10亿吨，2018年后才快速下降，到目前为5亿吨左右。德国在1990年碳达峰后，煤炭消费多年保持在2亿吨左右。日本在2013年碳达峰后，煤炭仍长期占能源消费的20%以上。美国、德国、日本发展历程表明，即使有可替代煤炭的能源，碳达峰后仍然会使用煤炭，只是煤炭用途发生变化。鉴于我国能源资源禀赋和经济社会所处阶段，煤炭消费量占比虽下降，但煤炭在能源体系中“压舱石”和“稳定器”作用越来越凸显。

三是预计2025年前后，煤炭作为我国一次能源消费总量将达到峰值，所占比重将至50%左右；2030年前后，仍处于煤炭消费总量峰值平台期并逐渐回落；2035年以后，非化石能源进入快速发展时期，煤炭开始转为支撑性能源；2050年以后，煤炭逐渐转为应急与调峰能源，非化石能源比重将超过60%；2060年实现碳中和，非化石能源比重达到80%左右。我国煤炭将由兜底保障能源向支撑性能源、最终向应急与调峰能源转变，随着能源结构调整和定位变化行业转型势在必行。我国煤炭消费量下降到25亿-35亿吨/年，由基础能源转变为保障能源。

四是传统煤炭企业可以转型。能源企业“龙头”地位，促进由传统能源企业向新能源企业转型。新能源公司全资或绝对控股，防范分拆独立风险。抢占资源，就是利用省级平台优势抢占省内风光优质资源，理直气壮做强做大；煤炭企业聚集的国家“三北”地区大规模建设风光基地、西南地区水电基地。

二、新能源替代。

在油气、氢能、储能、可控核聚变等领域都有可能出现颠覆性新技术，从而深刻改变未来能源图景。新能源的浪潮深刻改变着能源市场的格局，对于煤炭行业也不断产生着冲击。虽然煤炭作为我国的主要能源，短期内不会被大幅削弱，但市场的信号已经明确：煤炭行业的舒适区正在缩小。

一是火电具备一定的优势，短期很难被取代。

中国是全球煤炭储量最多的国家之一，煤炭资源丰富，易于开采，且煤炭发电成本相对较低，这使得火电在中国具有经济上的优势。

虽然火电对环境有一定影响，但通过采用清洁煤电、碳捕捉、碳封存技术以及超临界、超超临界机组发电技术，可以有效控制二氧化碳排放，实现碳中和的目标。火电在当前的能源结构中仍然扮演着重要角色，其调峰性能、成本效益以及技术成熟性使其在短期内难以被完全取代。同时，随着技术的进步和环保措施的加强，火电的环保性能也在不断提升。

二是，随着科技进步加快，新能源和可再生能源开发利用成本大幅下降，市场竞争力提高，对煤炭的替代能力增强。

三是新能源风电、光电的发展速度如果实现突破，新能源核心问题是未来储能成本降低，先说风光等新能源，目前体量还是小，在没有解决储能问题前，还很难有质的变化。国家对风光电的政策也在改变，不再保底全额收购绿电。关于发电量，看到一个数据，上半年规模以上发电数据:水电同比几乎翻倍，风光核同比也小幅上涨，火电发电量是唯一同比下降的，同比下约8个点，所以，很明显今年的煤电下降是水电爆发造成的。气象专家说降雨带北移，气候越来越“异常”。但能否每年都这么异常，个人觉得不会那么快。气候变化是一个漫长的过程。关于煤炭的新增产能和关停的产能，这个国家能源局是可以主动调控的。但大体上只能控制减少产量，很难增加产量。特别前两年各种核增产能，提前批复产能等已经集中释放过了，接下来几年进入“不应期”，再怎么刺激也难有大增量了。不过也因为前两年的核增，超采，才有了山西今年的减产，也是今年煤炭下游库存高企，供大于求的重要原因。接下来几年，水电如果不能每年都这么大量的话，煤还是会进入供不应求的紧平衡。

四是储能成本有没有可能大幅度下降到有很强经济性？可以季调节，月调节的绿氢，绿氨的成本有没有往抽水蓄能靠近？？储能成本短期没看到大幅下降的技术。绿氨目前技术还不成熟，成本也高的多（300～700美元/吨），当下没有替代煤电的能力。光伏巨幅波动，且不稳定，很难转换成稳定的电流。毕马威中国发布的《绿氨行业概览与展望》显示，现阶段绿氨成本仍然较高，不具备竞争优势。2020年，绿氨的生产成本区间为720-1400美元/吨，通过煤等化石燃料制取的灰氨成本则为280-440美元/吨。即使煤炭价格处于历史高点，绿氨成本比灰氨高，不具备竞争优势。据 IRENA预测，到2030年，绿氨的生产成本区间为475-950美元/吨，2050年绿氨的生产成本进一步下降为310-610美元/吨。

五是燃气机组最大的便利就是比火电更容易启停，但是弱点也是致命的，贵，只有靠近气源的地区才比较适合，美国的天然气价格只有国内的三分之一，英国有北海油气田，德国有俄罗斯哈萨克斯坦的低价天然气（距离近，运费低很多），而中国基本上没有可能用燃气机组去调峰，而且机组核心也是靠进口，启停多，维修成本也极高。燃气资源的稀缺，所以中国完全不可能拿燃气机组来做调峰，由于中国巨大的空调保有量，中国必须保持足够的亢余发电能力，对于下午17点至22点的用电高峰，光伏是完全没法胜任能力担纲这个角色，光伏未来还会有比较快的发展，毕竟基数真的很低，但是煤电在未来20年的中国的主力担纲角色，基本上不会有任何改变。

六是新能源的间歇性和不稳定性：尽管新能源如太阳能和风能发展迅速，但它们的间歇性和不稳定性对能源系统的稳定供应构成挑战。基础设施建设的滞后：新能源的发展需要相应的基础设施支持，如充电设施和储能系统，这些基础设施的建设可能面临资金和技术瓶颈。

环境影响的复杂性：新能源的开发和利用虽然有助于减少碳排放，但也可能带来新的环境问题，如电子垃圾和生态破坏。

三、煤炭价格周期即使下行，神华依然能有有200多亿利润。

一是上一轮2015年煤炭就是最低跌倒400元，成为10年底部，2015年利润下滑煤炭行业亏损占比达到90%以上。

拥有成本优势的陕西煤业都亏损30亿，只有中国神华即便在2015年，全行业都亏损，神华自己都计提了高达57亿的减值，就在这样的糟糕的大环境下，神华还是有高达161.44亿的利润，实际利润220亿。

二是煤价的底部，是由河南河北安徽山东老旧矿的成本决定的，现在这些省肯定不愿意再次看到500元去了，永城债事件也绝定了上面对于煤价的容忍度以及大大提高，所以650一带走稳，630一带见底是大概率的事情。即使500元煤炭价格，神华每吨增加100元净利润，3亿多吨自产煤，就是300亿净利润，所以新一轮周期底部神华净利润不低于462亿（备注：煤炭价格大跌，发电长利润就会大涨，形成跷跷板效应，例如2023年神华，煤炭价格750元左右，（2023年度，公司煤炭业务实现营业收入2733.06亿元，毛利率32.0%；发电业务实现营业收入924.07亿元，毛利率16.9%；铁路业务实现营业收入429.61亿元，毛利率37.0%（以上均为合并抵销前数据）。

2023年公司煤炭、发电、运输及煤化工分部利润总额（合并抵销前）占比为71%、13%、16%和0%。）按照比例计算，煤炭业务净利润为600*0.71=426亿，发电业务600*0.13=78亿，运输及化工600*0.16=96亿，之所以煤炭净利润不高，就是因为神华自产煤平均售价只有548元，并非市场上的750元，所以即使市场煤价跌倒600元，神华的净利润都不会大幅缩减。

三是煤炭价格历史回顾。

1997～2000年，煤炭价格大概200元/吨，第一轮上涨：2002 年开始，受电力、钢铁、建材、化工等下游行业需求驱动，我国煤炭行业进入景气周期，受我国经济增长驱动，从 2002 年 7 月的 253 元/吨上涨至 2008 年 7 月的 995 元/吨，累计上涨 293%；第一轮下跌：受 2008 年金融危机冲击，大幅下跌49%至510元/吨；2009 年开始，受国家出台的经济刺激政策推动，上涨68%至 2011 年 11 月的 855 元/吨的高位；第二轮下跌：新的下跌周期 2012 年 5 月开始，因我国经济持续疲软，煤炭需求低迷，以及进口煤冲击，秦皇岛煤价再度大幅下跌 38%至 2013 年 10 月的 530元/吨；2013年11 月十八届三中全会以来，我国经济增长信心有所恢复，秦皇岛煤价小幅上升，截至 2013 年 12 月 11 日，上升 15%至 610 元/吨。第三轮上涨：2016年以来的新的上涨周期从600元涨到2021年1200元，2016 年 2 月，国务院印发了《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，明确提出“用 3-5 年时间退出产能 5 亿吨左右、减量重组 5 亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产能”的工作目标，同时提出“3 年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改 造项目和产能核增项目；确需新建煤矿的，一律实行减量置换”。2016-2019年期间，我国共淘汰落后产能9.2亿吨，煤矿数量从2015年10800处减少到2019年的5300处， 随着煤炭供给侧改革和产能置换政策全面推行，落后产能持续退出，煤炭开发布局趋于优化，产能逐步向资源储量丰富、开采条件优越、生产成本低廉的区域集中。政策 实施以来，以小型矿井为主体的省份煤炭产能出现了明显下降，而资源和成本优势兼具的晋陕蒙新地区产能显著提高，煤炭生产逐步向晋陕蒙新集中，中西部产煤区的重要性越发凸显。2015-2022 年，陕西省原煤产量 CAGR 达 8%，位列全国第四。截至 2022 年， 晋陕蒙新地区煤炭产量占全国比重已经超过 80%。

四是煤炭行业的寒冰时期过去，企业效益逐渐恢复。供应端在经历了上一轮供给侧改革的出清后已进入了平台期；此外“超产入刑”、“内蒙倒查 20 年”以及澳煤进口限令等也进一步限制着供应释放。 2021年推出双碳政策对煤炭有深远影响，政府当年出现了运动式减碳政策，从湖南等地区开始，水电等新能源占比上得比较快，但21年夏季用电高峰期，水电来水大幅低于预期，湖南等地区开始大幅度电力短缺，并且从湖南开始的缺电蔓延到北方，出现了影响国计民生的后果，随后煤炭开始增产，21年进入增产保供的阶段托底“缺电”问题，短期看，在供给弹性拉紧的基础上遇上需求的强势增长，供需错配矛盾逐渐放大，发电厂库存降到历史最低水平，远低于安全线。在供需持续错配下煤价一路上行至超 2,000 元/吨历史高点。煤炭市场价格2021 年下半年的暴跌之后，国家相关部门开始重新考量长协煤的定价模式。长协价也有700多。 2022 年2 月，国家发展改革委印发《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），明确了秦皇岛港、山西、陕西、蒙西、蒙东等重点地区出矿环节煤炭中长期交易价格合理区间。 在 2022 年 2 月 24 日将煤炭的基准价调至 675 元/吨，并设置了部分重点地区煤炭中长期交易价格合理区间，其中秦皇岛港煤炭交易合理区间为 570 元/吨-770 元/吨，陕西省煤炭交易合理区间为 320 元/吨-520 元/吨。煤炭中长协合同覆盖范围扩大，履约监管持续加强，煤炭售价增速放缓，价格从高位回落到合理的区间，并有望保持高位稳定。 陕西煤业的长协煤主要以坑口形式销售，其热值按 5500 大卡，交易价格按照 520 元/吨执行。截止 2024 年 5 月，公司签订中长期合同煤数量大概占煤总产量的 60%，与 2023 年比例相似。其稳定的长协占比在一定程度上使煤炭经营更加有保障。 2023 年电煤中长期合同在延续此前长协定价机制的同时，也对电煤中长期合同的签约对象、签订要求、履约监管等做出全面指导，2023 年 11 月，《2024 年电煤中长期合同签订履约工作的通知》出台，相比较 2022 年的文件，总体无变化。电煤中长期合同旨在确保合同的有效执行,保障电煤供应的稳定性，平抑煤价周期波动。2015年销售吨价380元/吨，是近十年的最低点，2021年吨价1200是近十年吨价的最高点。 2015-2022的运营结果平均，应该比较能够代表陕西煤业常规的盈利能力。所以用席勒估值法是能够跳出周期，合理评估煤炭企业的内在价值。

四、煤炭价格战。

一是现在煤企都是央企、国企大集团占据50%市场份额，国家发改委制定长协价，大多数企业执行，很难出现2014年价格战了。集中度未来还会进一步已经提高。

二是行业自律。煤炭产能越来越集中到陕蒙晋三省手上，因为这三省煤炭成本最低，行业集中度不断提升，煤炭行业利润占据三省最为重要收入来源，没有之一，所以三省联合起来有动力去抬高煤炭价格。三省煤炭挖掘行业与整个火电行业的博弈。煤价由于三省联合，不容易价格大跌。

三是动力煤：目前市场价1200左右，但是神华的长协卖价是719，距离市场价远得很，如果市场价到800，年度长协价无非也就是690多，也不会影响销量，所以市场价1200也好，800也好，对于神华的盈利基本上没有大的影响，无非是每股盈利少个一毛钱，两毛钱。

四是全球气候变暖，碳达峰还会加强。中国整体煤炭开采成本在增加，中部和东北的资源枯竭很明显，山东煤炭产量在明显下降，很多老矿已经到了生命的尾声，涨电费是个必然趋势，接受高煤价的能力也必然越来越强，不要被途中的波动干扰，尤其那些张口就来的什么7月煤价下降，只是短期市场情绪的波动，要关注大的趋势，大的逻辑！再考虑中部煤矿现在接近390的成本，特别是安徽、江西、河南等省煤炭资源枯竭，成本高齐，综合成本到了400元，煤炭价格跌倒400元左右一半以上煤矿都亏钱了减产，成为新一轮周期价格的底部。周期波动，整体应该是上升趋势。隐含周期性的年化增速5%。 再考虑长协价对煤炭价格的支撑作用，未来周期底部应该上移到500元左右。

五、神华的成本优势

一是在我国煤炭售价与成本与产地有较大关系。 比如2023年兖矿能源经筛选原煤，山东地区的售价是554元/吨，而新疆地区的售价是162元/吨。 在 A 股上市的众多煤炭生产企业中，陕西煤业吨煤成本仍是行业第三低238元/吨，仅次于电投能源93元/吨（主要在内蒙古，露天煤矿）和中国神华176元/吨（40%露天煤矿）。 目前开采成本低的大型煤矿主要集中在神华、陕煤、电投的内蒙矿区，兖矿的新疆能化。 动力煤里面，陕煤和神华的煤比较好。 公司 97%以上的煤炭资源位优质采煤区，煤质优良、煤层赋存条件好，煤种主要为不粘煤、长焰煤、弱粘煤和气煤，具有低灰、低硫、低磷、高发热量等特点是优质动力煤、气化煤和理想的化工用煤，竞争优势显著。 公司煤炭煤质优良，因此其坑口含税价大多在 805-840 元/吨之间，竞争优势显著。

神华：2024年前三季度的煤炭成本，自产煤单位生产成本：186元/吨，同比下降2.5%。吨煤成本：第三季度单季度单吨成本为398.92元/吨，环比-4.48%。陕西煤业：2024年前三季度，陕西煤业自产煤单位生产成本为290元/吨，环比提升12元/吨，吨煤成本：第三季度单季度单吨成本为290元/吨，环比提升12元/吨。

二是电力业务。提高利润的稳定性。

2017年，中国神华迎来了新的发展机会，控股股东神华集团更名为“国家能源投资集团有限责任公司”，吸收合并了国电集团。神华集团的重组，使得中国神华实现了煤炭企业与燃煤发电厂的煤电一体化经营，强化了中国神华在煤电产业链的竞争优势。此后，中国神华继续加快燃煤发电机组的建设，其电力业务也被分为了国华电力与神东电力两个板块，旗下电厂也都集中在这两个公司。煤价飙涨，火电业绩必然是惨不忍睹。煤价暴跌，火电业务亮眼。

电厂业绩能够更快反应电价上涨。一方面公司市场电占比较高，2022年市场化交易电量占总售电量的比例为90.6%，较上年提高27.8个百分点，直接受益市场电价上浮；

另一方面因销售给高耗能用户的电量不受电价上浮20%的限制，公司所属内蒙古自治区燃煤电厂电价较上年同期有较大幅度的增长；

2022年，公司发电板块利润总额为79.38亿元，同比增长约341%；2023年一季度，公司发电板块利润总额28.69亿元，同比增长12.0%。公司发电板块利润增长的主要原因一是公司加大电力营销力度，积极争取市场电价上浮；二是公司发电装机规模扩大，售电量保持增长；三是公司充分发挥一体化运营优势，深化煤电协同，2022年公司发电分部耗用来自公司内部销售的煤炭（包括中国神华自产煤和外购煤）占发电分部燃煤消耗量78.2%。四是2021年市场交易电总体低于基准电价，电价比较基数较低。

六、疆煤替代

（一）运输成本制约。哈密是新疆的东大门，也是“疆煤外运主力军”。从这座东大门的花园乡站出发，到兰州骆驼巷站——是疆煤外运最近的目的地之一，距离约为1337公里，含税运费达到了215.44元/吨，与哈密煤价近乎持平。从哈密山口站到陕西咸阳萧家村站的运费达到270.62元/吨，送往四川、山东、辽宁等地的运价达到400元/吨（煤价要超过600以上才有利润），运送至上海、江苏、河南等地的部分运价更是突破500元/吨*（加上200多成本，煤价要超过700元才有利润），黑龙江、广西、云南部分地区的运价最高突破600元/吨。

2023年“疆煤外运”的外运量为1.1亿吨，2024年的外运量大概率会超过1.3亿吨，未来预计还会快速增加。 疆煤外运的成本目前很高，暂时还难以成为神华、陕煤的对手。 新疆的煤炭资源预测储量为2.19万亿吨，占了全国预测储量的40.6%。 从2019年开始，新疆的煤炭产能每年都以两位数的速度在增长，从2018年的1.9亿吨增长至2023年的4.13亿吨。 新疆的目标是“十五五”期间，煤炭的产量超过陕西（2023年陕西煤炭产量是7.6亿吨）

（二）疆电外送，未来会逐步成为一个趋势，电价只要合适，就能够对陕煤、神华业绩产生显著压制。 2023年，新疆外送电量达到了1262亿千瓦时（全国火电6.3万亿） “疆电外送”已经完成了四条通道的建设，第五条通道哈密—重庆±800千伏特高压直流输电工程正在建设中。 2023年，哈密市共外送电量666亿千瓦时，同比增长5.7％，其中，通过±800千伏天山换流站送出472亿千瓦时、通过750千伏外送通道共计送出193亿千瓦时，哈密本地外送电量574亿千瓦时，同比增长7.9%，占外送电量的86.2%。 根据新疆电力交易中心数据，2024年上半年，新疆外送电量592.74亿千瓦时，日均外送电量3.27亿千瓦时。

点评：疆电外送，面对的是电力公司，具体上网电价能有多少？因为电力公司建设专门的输电线路成本较高，肯定要从疆电上赚回来，所以给的上网电价较低，发电量占比2%，影响不大。5-10年后，电网完成建成，可能会有较大影响，拉低电价，中部和东部地区火电厂发电量减少。

七、长协煤对价格的影响。

现在大矿大部分的量都给了长协，连陕煤这种原来长协占30%的煤炭公司，现在长协都占到了65%以上。神华长协煤占比超过80%

一是 截止 2024 年 5 月，陕西煤业公司签订中长期合同煤数量大概占煤总产量的 60%，交易价格按照 520 元/吨执行。与 2023年比例相似。其稳定的长协占比在一定程度上使煤炭经营更加有保障。中国神华按照699元，对比2023年小幅下降13元，实际成交价格由于煤炭热值不高为548元。随着时间推移物价上涨，煤炭价格中枢跟随上涨， 神华的煤炭出售价格趋于稳定。我预估只有1.5年持续的低于500元，才会让新制定的长协价破500元，给予投资者足够的时间退出！ 长协价是上一年头尾价格取中间值，所以短期大涨，长协价吃亏，少赚钱；短期大跌，长协价处于高位占便宜；神华的业绩也就不会大幅波动，给了投资者足够的时间退出！ 年度长协价每月调整一次（国家基准价+现货价）535 * 50% + 上个月月底的煤炭价格指数 * 50%。 月度长协价，每周调整一次， 月度长协价的调整依据主要是煤炭市场价格指数，包括CCI、CCTD、CECI等指数 ，神华报表长协价格大幅低于我们看到的长协价并不是因为神华低价销售，而是因为我们看到的长协价是按5500大卡运输到环渤海的价格，而且含税。神华报表里长协不含税，也有低热值煤，而且，收货地不同导致运费也低于到环渤海的运费。

二是自2022年首次全年实现100% 长协覆盖以来以来。 神华自产煤主要以年度长协销售，外购煤主要以月度长协销售。 年度长协定价机制为“基准价+上下浮动”。煤炭定价机制从 1953 年至今分为 6 个 阶段：1953-1984 年的计划定价；1985-2012 年的价格双轨制；2013-2015 年的市场 化定价机制；2016 年确定“基准价+浮动价”的长协定价机制；2022 年将基准价 从 535 元/吨上升至 675 元/吨。煤炭价格中枢上移，神华投资稳定性提升。 2022年，公司积极落实国家发改委及各级地方政府关于年度电煤长协的数量及价格政策要求，自产煤绝大部分以年度长协方式销售。年度长协销售价格稳定，涨幅大幅低于煤炭市场价。2022年公司煤炭平均销售价格涨幅为9.5%。此外，受可采购的外购煤资源量减少等因素影响，2022年公司外购煤销量同比下降40.1%。 长协销售是公司煤炭销量的主要形式。公司长协均是按年定量、按年约定定价方式、定期更新销售价格。公司自产动力煤年度长协，采用“基准价+浮动价”的定价机制。其中，基准价为下水5500大卡动力煤价格675元/吨。合同价格的计算公式为：当月合同价格=基准价+〔（上月最后一期全国煤炭交易中心价格指数+上月最后一期环渤海动力煤价格指数+上月最后一期CCTD秦皇岛港5500大卡动力煤综合交易价格）/3-基准价〕×50%（四舍五入取整）。 2021年公司年度长协均价456元/吨，同比上涨了76元/吨，有效地提升了利润。但这个价格涨幅远低于市场价，请问是什么原因呢？ 2021年煤炭市场价格高位震荡，环渤海动力煤（5,500大卡）价格指数均值673元/吨，较上年同期上涨124元/吨。2021年公司年度长协销售均价456元/吨（不含增值税），同比上涨76元/吨。

三是公司煤炭销售价格与指数的差异在于：

1、从定价机制看，按照发改委要求，公司年度长协采用“基准价+浮动价”的定价模式，在指数价格均值高于基准价（5500大卡，港口下水，535元/吨）时，年度长协价格只反应高出部分的一半，发挥引导和稳定煤炭市场的作用；

2、市场价格指数以5500大卡热值的煤、在北方港口下水销售为标的。公司实际实现销售价格与公司销售煤炭热值、销售地点等因素有关。

3、公司披露的煤炭销售平均价格不含增值税；此外，受定价机制、结算周期等因素影响，公司实现煤炭价格滞后于市场价格。另外，月度长协价是指双方按月为周期对煤炭进行约定交易的交易模式。定价周期大多为每月一次。与年度长协相比，月度长协价与现货价的相关性更高，曲线更加平滑。 月度长协，一周一定价，每周三0:00至下周二24:00为一个周期，以上周二CCI、CCTD、CECI指数均价为当期价格。神华外购的煤炭，主要是根据市场价，但是供应给上下游的有部分是月度长协，所以煤炭上涨周期，月度长协低于市场价，卖煤存在部分亏损。

四是短期供给增加。目前煤炭的基本面有所改变，主管部门那里接到1900多份煤炭扩产申请，符合安全环保要求的核增了153个，每年煤炭增产2.4亿吨，年底前会增产5000万吨，对缓解煤炭供应紧张会有帮助，估计届时价格不用管控也会降下来。 我们投资者关心的是煤炭增加供应后会导致价格下降多少？对市场价冲击是肯定的，但对神华实际供货价会有多大冲击？我觉得目前这个没人知道。 但会不会回到2015年？我觉得不会，毕竟对于长期发展来说：安全、环保、碳达峰、碳中和是更重要的任务。这是个大原则，在这个原则之下，目前核增的数量一定是谨慎且节制的，只是对前期过快减产造成供应缺口过大的修正。

五是需求端。

全国一年需求量40-47亿吨。煤炭消费主要集中于电力钢铁等行业。电力行业煤炭消费量约27.8亿吨，占煤炭消费总量的60.0%；钢铁行业煤炭消费7.5亿吨，占16.0%；建材行业3.0亿吨，占6.4%；化工行业3.5亿吨，占7.5%；其他行业和居民生活消费4.8亿吨，占10.3%。但是，全球变暖，极端天气频繁，高科技人工智能等新兴产业，电力需求是不断上涨，电力保供的特性，决定火电长期是大头，所以煤炭价格大趋势是上涨，难跌。

六是供应端：国家掌控大局，碳达峰、新能源的大力发展，煤炭供给产能趋势是下降的。一方面，经济结构调整与新能源替代的双重因素，推动煤炭消费增速继续回落。预计“十四五”期间全国煤炭消费年均增速回落到1%左右。根据《“双碳”目标下我国煤炭资源开发布局研究》，预测2030年现有煤矿产量进入持续快速下降通道，2035、2050年分别将至32亿吨、19亿吨。目前在2018-2022四年期间，全国31个省市煤炭产量实现正增长仅有9个省份，其余省份近一年呈现不同程度的下滑，产量下滑的背后反应的则是老煤矿资源的衰竭的问题。

从供给端来看煤矿从审批到建成最快8年有产出，造成供给周期长，这也就意味着如果需求快速提升，但是供给短时间不能解决会造成供需错配的情况。历年煤炭项目批复的表格。统计了下批复产能情况为：2014年5930万吨、2015年6320万吨、2016年400万吨、2017年0、2018年1160万吨、2019年10670万吨、2020年3660万吨、2021年920万吨、2022年1090万吨、2023年2310万吨。新增产能角度来看，2020 年以来新矿井的核准审批较少，根据能源局的批复统计，2020-2024年间共批复了约4,200万吨/年的产能，其中 2023 年无新矿批复（对比：2018-2019 两年共批复 6,200 万吨/年，2013-2015 年密集新批 2.9 亿吨/年）；时间节点方面，完成证照办理等前期工作大约需要2-5年，而新矿井从开工建设到进入联合试运转释放产量需要2年以上；作业环境更为恶劣的井工矿，释放产量至少在3年以上 考虑到3-5年的建设周期，新矿的客观供应弹性有限。新增产能的周期一般需要3-5年，根据国家发改委和国家能源局公开信息显示，2020-2022年间新批复产能分别为4,460、1,920、3,390万吨。这意味着在2023至2025年间，煤炭行业的新增产能将相对有限。 预计 2024/2025 年每年约有7,000 万吨的新增产能投放，相较于 2022/2023 年的约 1.5 亿吨/1.1 亿吨水平已有下滑。虽然仍有新的煤矿产能待投放， 但是建矿成本已经大幅攀升。根据我们统计，2022年新核准的煤矿项目平均单吨投资约为 1,700 元/吨，而 2013 年时期仅为 520 元/吨。另外，虽然未来仍有一定的新增产能释放， 但经过近几年的高强度开采，煤矿的资源枯竭问题也日益凸显。根据国家能源 集团技术经济研究院测算，现有煤矿产量将在 2025/2026 年达到峰值，随着资源枯竭煤矿范围扩大, 现有煤矿产量将进入持续下滑通道，其中中东部等其他地区煤炭已经开始了产量衰减趋势。 我们预计 2024 年动力煤基本面将由去年的偏宽松转向一定程度的紧缺，全年或有约 1,800 万吨的供应缺口。 一方面 能源大周期下的超预期电力需求驱动以及海外天然气带来的关联性上涨动力; 另一方面，国内煤炭本身也面临着供应增长放缓甚至萎缩的问题，需求与供应的错配程度或将逐步放大，预计 2025 年煤价中枢将进一步上行至 950 元/吨。

产量总量相对稳定。各家产能占比都不高，格局相对分散。国内煤炭行业的 CR3 由重组前的 22.58%提升至 28.67%，CR5 由 31.18%提升至 37.99%，CR10 将由 43.47%提升至 48.38%。 2021年，全国煤炭总产量为40.7亿吨，而我国前八家煤炭生产企业的原煤产量20.26亿吨，总和仅占全国煤炭总产量的分别约49.8%。中国的温室气体排放将在2030年达到顶峰，并于2060年前实现碳中和。在这个大背景下，新批煤矿比较难。另外靠近中部和东北部地区的煤矿开采年限比较久，资源接近枯竭，新增产能可能性低。2022年长协煤占比大幅提升开始，煤炭的周期品特征会逐步弱化，预计煤价中枢到2025年将进入窄幅波动阶段，背后反应的是中长期供需格局清晰且稳定性强，逐步摆脱“周期轮回”：煤炭行业无新增产能扰动，国内供给失去向上弹性，进口量难现高增；而需求端中期仍会稳定，供需紧平衡成为常态。2024年上半年，以动力煤为主的煤炭市场量价齐跌，给众多煤炭企业拉响了警钟。不过可再生能源短期内始终难以大规模替代传统化石能源，煤炭作为我国的优势资源，仍将是我国能源供应的主力军。但量价齐跌的双重压力下，煤炭企业的生存与发展迎来了新的考验。

七是神华煤炭售价变动幅度小于市场煤价。

由于年度长协销售比例较高，使得中国神 华煤价变动小于市场煤，公司盈利稳定性较强。2022年公司煤炭平均价格为 644元 /吨，同比上升 56元/吨，市场煤价上涨 411元/吨，明显小于市场现货煤价的波动。2023H1 公司煤炭售价回落 43 元/吨至 601 元/吨，市场煤价回落 245 元/吨。 以2019年为例，2019年神华的年度长协均价381元，是不含税价，实际年度长协含税均价是430元，为什么这价格比基准价535还低呢？这是因为基准价的标的是5500卡，而实际上神华有接近6000万吨的褐煤，其价格远低于5500卡标煤，而同类的露天煤业销售均价只有135含税（这个是坑口价），所以均价就下来了。

八、进口煤炭替代。

特别是俄乌战争结束，俄罗斯出口天燃气恢复，导致国际煤炭价格大跌，对国内煤炭产生冲击，国内煤炭价格也会跟随下跌。

受制于国家政策和运输成本，对煤炭价格目前难以产生巨大的影响 进口煤炭来源：主要是蒙古和俄罗斯。 由于煤炭作为价格低、体积大的大宗商品，且运费占交付价格的比重较大，因而根据运距自然形成了大西洋和太平洋两大煤炭贸易圈。由于世界煤炭市场呈现出的上述按地域分割布局的特点，各个区域性市场之间的煤价存在较大差别。 在2020年之前，焦煤主要来源为澳大利亚，随着对澳煤的禁止进口，进口源切换至蒙煤和俄煤。 对与澳煤而言，产量逐年下降，且印度成为其主要出口国。一是对于蒙古煤而言，进口量由于通关存在瓶颈制约无法进一步增长，且蒙古煤以配焦煤为主，缺乏优质主焦煤。二是对于俄罗斯煤而言，进口路线通常是先从俄罗斯内陆产区铁路运至远东港口下水或运至中国接壤的关口，在一定程度上收到铁路运力限制，短期进一步增长有限，一年进口量不到1亿吨。三是澳大利亚煤替代，供应沿海，成本高，价格不低于800元。四是全年全国原煤产量自2019年产量38.46亿吨到2023年，全国原煤产量呈现逐年增长趋势，2023年产量完成47.11亿吨，复合增长率为5.20%。其中中煤协会直报大型企业原煤产量完成 31.6 亿吨， 增长 4.4%， 占全国原煤产量的67.1%。煤炭进口自2019年以来～2022年，基本保持在3亿吨左右，2023年煤炭进口大幅增加，全国煤炭进口达到4.74亿吨，相较于2022年增长61.5%。内蒙古、山西、陕西、新疆全年原煤产量占全国规模以上工业原煤产量的 81.2%，占比持续上升。 全年进口煤炭 4.7亿吨，同比增长 61.8%，进口煤炭平均成本下降约 19.5%。 （数据来自陕煤2023年报） 进口煤炭只占中国原煤产量的十分之一。全国产能和需求近十年基本稳定在39-43亿吨，煤炭工业“十三五”规划（以下简称“规划”）提出到2020年煤炭产量达到39亿吨，已接近2013年顶点的最高产量39.74亿吨，显然能满足期间的经济发展的需要，考虑一定的安全系数，如果按产能利用90%-95%计算，煤炭合规产能建议控制在41亿-43亿吨。 进口煤炭全部总量4亿吨，不到全国需求的十分之一。

九、开采成本+到消费区的运输成本是影响煤炭成本核心要素。

一是神华的运输优势。公司通过控制并运营围绕主要煤炭基地的环形辐射状铁路运输网络，以及黄骅港等多个综合港口和码头，形成了产运销一条龙的服务体系，中国神华控制并运营的铁路营业里程约2155公里，其中“神朔—朔黄线”年运力超过3亿吨，是西煤东运的大动脉之一。此外，公司还运营黄骅港等多个综合港口和码头，总装船能力约2.7亿吨/年，拥有约2.18百万载重吨的航运船队。公司的煤炭运输成本长期处于行业底部，近五年来吨煤运输成本在0.08元/吨公里以下，成本维持低位。要选择这个行业里优秀的、竞争力更强的公司。核心看资源禀赋，主要看储量、品质、发热值、含硫量等，还有开采成本+到消费区的运输成本，这几个方面决定了一个煤炭企业的优秀程度。神华的资源比陕煤差一些，它有一些热值比较低的煤，但神华又有一体化的优势，利润稳定性会更强，安全边际更高。神华的开采年限大概也可以看到40年以上。

二是开采成本优势。神华：2024年前三季度的煤炭成本 自产煤单位生产成本：186元/吨，同比下降2.5%。 吨煤成本：第三季度单季度单吨成本为398.92元/吨，环比-4.48%。 陕西煤业：2024年前三季度，陕西煤业自产煤单位生产成本为290元/吨，环比提升12元/吨2。 吨煤成本：第三季度单季度单吨成本为290元/吨，环比提升12元/吨，但是神华自产煤售价548元，陕西煤业自产煤售价538元。

十、估值与买卖点，1、神华十年净利润平均13-23年，472.64*20=9452.8亿，对半砍为买点：4726.5亿，对应股价23.8元2：散户乙1pb买入，可以享受长期ROE15%的收益率，对应股价20.51元。为什么1pb买入？因为重置成本远高于账面净资产，优质的煤矿是稀缺的、是垄断的资源，国内新发现的优质煤矿，越来越少，原有的优质煤矿成为绝响，即使2pb的价格也买不到，未来长期趋势是煤矿的价值越来越稀缺，越来越贵！所以1pb价格买入，就是占了大便宜，拿到市场上卖出，很多人会抢着买。