编者按：2022年夏天，四川缺电、限电现象，正成为我们重新认识煤炭板块的一个契机——在未来可预见的很长一段时间内，煤电或火电仍然是我国电力供应最稳定的来源。宏观调控释放弹性空间，叠加电力市场化改革，正尝试打通从“市场煤”到“计划电”的价格传导壁垒，使得上下游紧张的供需关系发挥效力，进而反映到煤炭企业的盈利与现金流上。这也是今年的二级市场上，煤炭板块以40%的年内收益率，领跑31个申万一级行业指数的深层逻辑之所在。本期，湘财基金资深行业研究员丁洋，将从供需关系、“有形手”与“无形手”博弈、价值重估等方面，为大家探讨煤炭板块的长期投资价值。8月初以来，煤炭板块整体走强。截至8月29日，煤炭板块以超40%的年内收益率，领跑31个申万一级行业指数。
打开“投资后视镜”，或许我们会惊讶于这一轮煤炭板块的涨幅：2020年4月至2022年6月，中证煤炭指数（399998）的最大区间涨幅超150%，同期CS新能车指数（399976）、光伏产业指数（931151）涨幅均为160%左右。显然，煤炭板块的表现并不逊色于人们所津津乐道的高景气赛道股。
煤炭板块大涨背后的深层逻辑是什么？动力煤价格突破调控区间，政策为何会释放弹性？煤炭板块为何越来越像“价值股”？本文试图为大家一探究竟。
高温、干旱等极端天气影响下，四川启动能源保供一级应急响应，重庆、山东、安徽、江浙等地不同程度地拉闸限电，工厂停工停产，居民用电受影响……2022年夏天，“缺电”现象愈演愈烈。要知道中国是全球发电量最大的国家，光是2021年，中国发电量就超过8.5万亿千瓦时，占全球发电总量的30%；同时，中国还有全球最强的特高压输电技术和电力调控能力，为什么还会频频缺电？作为水电大省，四川除了拥有世界第二大的水电站——白鹤滩，还有大大小小10余座水电站，水力发电量占全省总发电量的81.6%，该省也是“西电东送”的重要输出端，主要供给重庆、湖南、江西、江苏、浙江、上海等地。2021年，共计发电4300亿千瓦时，向省外输送1300亿千瓦时。然而，今年的高温、干旱大幅削弱了水力发电能力。据国网四川电力公司数据显示，今年发电量较去年同期下降达50%，电力供应陷入短缺困境。为了保障居民生活、工业生产，四川大量进口煤炭，让仅有的火电站全负荷运转起来。煤电“老大哥”的稳定地位再次凸显。不少人会问，水电靠天吃饭，正大力发展的风电、光伏不能顶上吗？答案是尚且不能。近年来，“双碳”政策下，传统能源向新能源转型成必然趋势，国内的风电、光伏高速建设中。以四川省为例，2021年风电装机量较2016年增长了3倍，发电量增长了4.9倍。然而，与庞大的市场需求相比，依然是杯水车薪，比如全国2021年光伏发电量增长25%，仅占全国发电总量的4%。除了总量、比例要提升外，目前风光电还面临发电不稳定、储能困难、利用效率低等问题。其实，风电也要靠天吃饭，且风电多分布于我国西北边陲，传输距离长，对储能要求高，会极大程度地增加用电成本，缺乏经济性。光伏最大的优势在于“贴近用户”，通过分布式光伏的建设，可以产生更多的可能性。但就利用效率来看，显然还不划算，比如为建设1MW的光伏电站需要消耗60.67万千瓦时的电量，相当于该电站持续运营约半年才能够回收。新能源真正实现“降本增效”前，在可以预见的未来很长一段时间，煤炭依然是我国的主体能源。更何况，目前新能源产业的发展严重依赖传统能源。比如电网投资、汽车零部件制造等领域，既需要消耗铜、铝等矿物能源，还需要煤炭发电提供稳定的电力支撑。
机构投资者做煤炭等周期品研究，往往用供需关系作为分析框架，然而常会遇到中国特色的宏观调控问题，对于二级市场投资而言，这往往意味着不确定因素。然而，事情正在起变化。众所周知，中国国情下的煤炭行业，并非完全遵循市场规律，政策调控对煤炭产能、定价的影响更加显著。2016年，为摆脱产能过剩、煤价低迷的困境，政府推动供给侧改革，设定煤炭价格浮动区间，煤炭行业自此进入计划经济的阶段，动力煤价格长期在600元/吨中枢附近上下波动。然而，新一轮的能源转型过程中，对传统能源的需求本身具有一定刚性。2021年至今，伴随煤炭行业供给侧先于需求侧缩量，导致供需关系持续紧张。2021年7月，动力煤价格突破千元大关，10月一度涨到2000元/吨，较过去10年的底部370元/吨，上涨4倍以上。10月底，政府调控政策出台，明令限制煤价非理性上涨，价格回落至千元左右。2022年以来，俄乌冲突加剧了世界范围内的能源紧缺，国内外能源价差扩大，直接导致国内煤炭进口骤降、供需错位，动力煤价格一度再次涨至1400-1500元/吨的次高位。7月，国家再度出手，最终现货价格中枢维持在1100元/吨左右的相对高位。总体来看，宏观调控正释放更多的弹性空间——强劲的供需关系，使得调控对煤价浮动区间有所松动。2021年，也出现过十几个省市拉闸限电的情况。与今年不同，去年限电主要源自“市场煤”与“计划电”之间的矛盾。2021年全球疫情蔓延、生产放缓，导致大宗商品价格不断上涨，进口骤降；国内受环保因素、供给侧改革等影响，煤炭供给出现了紧缺。综上，煤炭供不应求，煤价持续上涨，火电企业成本上升，发电越多亏损越大，所以发电意愿不足，由此导致电力供应跟不上。这背后是我国长久以来“市场煤”与“计划电”的矛盾。煤炭作为工业能源和大宗商品，定价相对市场化，而电力作为公共事业，电价要服从“看得见的手”指挥，上下浮动分别不超过10%、15%，但电力企业同时又是商业机构，自身盈利又被“看不见的手”影响。一般而言，煤价占发电成本70%左右，煤企赚得盆满钵满时，发电企业则将承受巨额亏损。为了发挥价格传导机制作用，国家发改委于2021年10月发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，决定有序放开全部燃煤发电电量上网电价。简言之，就是电价可以随着煤价的上涨而有所提升。目前，全国多省市已经召开了电价上浮的相关听证会、研讨会。未来，理顺煤电价格机制后，煤炭企业与发电企业的利润都将得到极大的改善。一边是煤炭行业的供需关系重新发挥效力，另一边是打通价格传导机制的积极探索，两者或将共同支撑煤炭价格维持在相对高位。
一般认为，煤炭行业具有强周期属性，与宏观经济发展形势息息相关。然而，纵观这两年的煤炭板块，似乎脱离了周期属性，而越来越像“价值股”。大家普遍认为2021年的熊市氛围浓厚，但实际上回头来看，如果配置了煤炭、有色、化工等上游资源品和新能源板块，依然可以赚的盆满钵满。即便如此，机构当前配置煤炭板块的比例仍处于3%左右低位。当然，背后的原因有很多：2010年以来，煤炭等传统周期品进入下行周期，二级市场上的基金经理与行业研究员，或转行或淘汰，以致于行业基本面与估值逻辑发生变化时，市场上缺少“看得懂”和“敢下手”的人。2022年截至目前，煤炭板块以超40%的年内收益率，领跑31个申万一级行业指数。不出意外的话，2022年仍将被定义为“新能源+旧能源”大年，资管机构配置煤炭与否，正成为能否跑赢同行的关键因素之一。“双碳”目标的实现不可能一蹴而就，电力、钢铁、建材、化工等行业都严重依赖煤炭能源，截至2021年，我国煤炭消费量占能源消费量的56%，仍占据半壁江山。短期来看，叠加极端天气的用电需求、新能源基建项目的发展需求等，煤炭需求将保持旺盛。中长期来看，还没有哪个能源可以实现煤炭的稳定性、经济性。而供给端则显得力不从心。生产端，2016年供给侧改革以来，国家严控煤炭产能，每年稳定40亿吨供给，2021年为保障扩张的能源需求，启动产能核增，产能释放几近到顶，短期再增产空间小；进口端，近年来动荡的海外局势加剧了能源紧张局面，全球能源价格大涨下，国内外煤价持续倒挂，进口补充不足，比如今年以来我国动力煤进口同比减少18.2%。因此，煤炭供需偏紧的长期格局难以改变，煤炭价格或将保持在高位，煤炭企业有望延续高盈利态势。2016年供给侧改革以来，受益于煤价上涨，煤炭企业利润大幅增加，叠加基本无新建矿井等大型项目的资本开支，煤炭企业积蓄了大量的现金。今年开始执行电力热力用煤570～770元/吨长协价格，且无保供任务的非电煤仍市场化定价，2022年煤企盈利将再创新高。据券商研报的数据显示，2022年一季度煤炭行业利润总额达2357亿元，同比增长191%；煤炭上市公司在手现金持续走高，2022年一季度为5429亿元，较2021年全年增长8.3%。国内某煤炭龙头企业，全年净利润502.69亿，分红规模504.66亿，分红比例高达100.4%。此外，煤炭板块的估值水平处于6至8倍的低位，且有望随着高利润、多现金的板块属性而得到提升。A股今年整体赚钱效应偏弱的情况下，煤炭板块呈现出的价值股属性，对长期资金具有较大的吸引力。煤炭企业以国企为主，在国家政策的引导下，正积极推进煤炭绿色低碳转型升级。“双碳”目标下，部分高盈利煤炭企业又积极布局储能、氢能等新能源方向，其拥有现金流强劲、土地资源丰富等优势，具备长期发展和盈利的基础。煤炭企业涉足新能源领域，其估值逻辑加入新的催化因素，从而打开新的想象空间。比如某大型能源公司，背靠全国第三大煤企，是集团内唯一的煤炭产业上市整合平台，其通过持续收购集团煤炭资源，完善产业布局，加之转型绿电的预期，公司2021年ROE26%，净利润增速超过100%，煤化工的毛利占比从之前不足5%提升至收购后的20%，具有很强的成长性。综上，二级市场上的煤炭板块，正显现出“高盈利+高现金流+高分红+低估值”的价值股属性。
无论是短期的事件驱动，还是长期的结构矛盾，都在推动煤炭板块实现价值重估。在“十四五”期间，乃至2030年之前，煤炭消费量仍将保持稳定增长，煤炭能源“压舱石”的角色定位不变，且行业将随着供需结构的调整而有所轮动。
煤炭行业未来有望呈现“三高一低”特征，势必会带来“能源转型背景下的价值重估”，需要我们擦亮眼睛，重新再认识一遍……
