受国际能源供需偏紧、国内火电需求增加等多重因素影响，2022年国内煤炭市场供需仍偏紧，预计2023年随着疫情防控优化、地产调控政策放松，国内经济复苏，二三产业用电需求和化工行业耗煤需求增加，煤炭需求保持增长

 

2022年，上半年，国内疫情散点多发，深圳、上海等地深圳、上海等地疫情封控，宏观经济面临三重压力，全社会用电需求增速放缓，叠加水力和新能源发电增长，火电需求下降；下半年，经济修复，传统高载能行业和高技术及装备、新能源设备等新兴产业用电需求增加，但极端高温天气导致长江下游汛期返枯，水电发力不足，水电大省四川阶段限电，火电发电量恢复增长带动电煤需求增加。2022年全社会用电量8.64万亿千瓦，同比增长3.6%，但受上半年疫情及高基数影响，全社会用电量增速下滑6.7个百分点；其中，第二产业用电量（5.70万亿千瓦）和第三产业用电量（1.49万亿千瓦）同比分别增长1.2%和4.4%，增速同比分别下降7.9个百分点和13.4个百分点。从电源结构来看，2022年火力发电量占全国发电量的69.77%，是我国电源供应的主力，经济增长带动的用电需求仍主要依赖于火电增发电量来满足。根据国家统计局数据，2022年全国煤炭消费量同比增长4.3%。2023年，疫情防控优化，地产调控政策放松，基建投资保持增长，宏观经济加快恢复，传统高载能工业、新兴产业等制造业用电量和交通运输、住宿餐饮、旅游等第三产业用电量将明显提升。但水电修复和新能源装机容量上升，部分挤出火电需求，预计2023年火电发电量增速将由0.9%恢复至3%，火电行业耗煤增速将提高至6.5%。

 

近年，在双碳目标约束和高油价驱动下，煤炭和化工企业扩大对煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇和煤制气等煤炭清洁利用产能的投资，现代化煤化工快速发展带动动力煤和无烟煤消费量增长。根据煤炭工业协会最新数据，2021年我国煤制油产能931万吨/年，煤（甲醇）制烯烃产能1672万吨/年，煤制气产能61.25立方米/年，煤（合成气）制乙二醇产能675万吨/年。2022年化工行业动力煤消费量2.29亿吨，同比增长3.71%，化工行业无烟煤消费量0.57亿吨，同比增长3.42%。根据《现代煤化工“十四五”发展指南》，“十四五”我国将形成3000吨/年煤制油、150亿立方米/年煤制气、1000万吨/年煤制乙二醇、100万吨/年煤制芳烃、2000万吨/年煤制（甲醇）制烯烃的产业规模，未来煤化工将有较大发展空间。2023年，经济恢复和原油价格维持高位，叠加原料用煤不纳入能源消费总量控制范畴，煤制油、煤制天然气和煤制烯烃等新型煤化工行业利润空间充裕，生产动力较强，带动动力煤和无烟煤需求增加。

2022年1-8月，房地产开发投资受房企”三道红线”政策影响，地产新开工、销售和投资均超预期下行，拖累钢铁需求，同时，“双碳”背景下短流程电炉钢占比上升，钢厂和独立焦化企业开工率下行，生铁产量同比下降4.10%，焦炭产量同比下降1.10%。9月以来，在稳增长政策和稳地产政策支撑下，地产和基建投资有所好转，下游市场回暖，钢厂和焦化厂开工率上升带动焦炭和焦煤需求增加，全年焦煤消费量同比增长1.97%。2022年《关于促进钢铁工业高质量发展的指导意见》提出，确保钢铁行业到2030年前碳达峰，相比2021年征求意见稿，钢铁行业碳达峰目标推迟5年，粗钢产量压减节奏有所延缓，预计未来粗钢减产政策对生铁、焦炭和焦煤影响趋弱。

2023年，在央行和银保监会“金融16条”支持房地产融资、稳地产融资“三箭齐发”，以及地方地产调控政策持续放松等支持下，房地产行业新开工、销售面积和投资降幅有望收窄，生铁和产量有望企稳回升，提振焦炭和焦煤需求。随着钢铁高质量转型发展，高炉大型化趋势对焦炭反应强度（CSR）提出了更高要求，主焦煤配比量与焦炭反应强度（CSR）存在正相关性，炉容提升将进一步拉动主焦煤需求。同时，“十四五”期间，高强钢作为重点发展的特钢品种，对铁水含硫量的要求提高。未来具备低硫、中挥发分、中胶质层厚度（25mm）、高粘结只数煤质特性的主焦煤、肥煤煤种的市场竞争力将更强。

《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见（征求意见稿）》提出，促进煤炭清洁高效利用，中适度发展现代煤化工，打通煤油气、化工和新材料产业链，拓展煤炭全产业链发展空间，现代煤化工业将有望成为煤炭需求增长点。中长期来看，在“2030年碳排放达峰”、“2060年碳中和”远景目标下，国家将强化节能减排、大气环境治理，新能源和可再生能源对煤炭消费的替代作用增强，预计中长期煤炭消费量将“稳中有降”，但在电力安全保供、系统调峰需求下，煤电仍将承担国内电力供应的“稳定器”和“压舱石”的基础保障作用。

2022年，国内煤炭需求向好，煤炭铁路和港口运输量同比增长，增速有所放缓，预计2023年煤炭消费量保持增加，带动煤炭运量平稳增长

我国煤炭资源分布呈现“西多东少”、“北多南少”的特点，生产与消费呈逆向分布，区域不平衡现象突出，从而形成西煤东运、北煤南运的格局。由于水运成本最低，但地理条件限制较强，公路运输灵活，但运输成本较高，铁路运输较低，适合长途干线运输，以铁路运输为主的“西煤东运”和以水运为主的“北煤南运”成为我国当前最主要的煤炭运输方式。“西煤东运”铁路线路主要包括大秦铁路(7.920, -0.04, -0.50%)、朔黄铁路、唐呼铁路和瓦日铁路。2022年，全国铁路继续发挥西煤东运、北煤南运、疆煤外运的主要通道作用，并与港口、公路等其他运输方式衔接，电煤保供成效显著。2022年全国铁路完成煤炭发运量26.82亿吨，同比增长4.24%，全国煤炭铁路日均装车7.45万车，同比增长6.45%。2022年大秦铁路煤炭运输量39882.00万吨，同比下降5.27%，主要是受春季检修、溜逸脱线事故、主产地强降雨和新冠疫情等影响所致。“北煤南运”下水港口主要包括黄骅港、秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港、天津港(5.020, -0.05, -0.99%)等。2022年1-11月，全国港口煤炭吞吐量26.2亿吨，同比增长1.8%；其中，黄骅港煤炭吞吐量1.90亿吨，同比下降2.10%，秦皇岛港煤炭吞吐量1.54亿吨，同比下降2.01%，曹妃甸港煤炭吞吐量0.79亿吨，同比增长11.81%。交通运输部印发的《综合运输服务“十四五”发展规划》提出，建设晋陕蒙煤炭主产区运输结构调整示范区，大力推进区域内货运铁路和铁路专用线建设；到2025年，山西、陕西、内蒙古（呼包鄂地区）大宗货物年货运量150万吨以上且有出省运输需求的煤炭矿区和煤炭物流园区铁路专用线或专用铁路接入比例大幅提升，出省（区）运距500公里以上的煤炭和焦炭铁路运输比例力争达到80%左右。预计2023年，煤炭消费量保持增加，晋陕蒙煤矿和煤炭物流园区铁路专用线和专用线接入比例提升，将带动煤炭运量平稳增长。

 

2022年以来，在保供增产等政策推动下，国内煤炭产能增加，晋蒙陕疆主产区部分临时保供产能转为永久产能，生产弹性增强，预计2023年，国内煤炭智能化与数字化开采转型加速，煤炭产量保持增长，澳煤进口恢复，煤炭进口量和煤质将有所改善

“十三五”时期，在煤炭行业供给侧改革推动下，我国累计关闭退出煤矿5500处，退出煤炭落后产能10亿吨以上，同时释放优质产能3亿吨左右。2021年末，全国煤炭储量2078.85亿吨，可采年限约46年，低于全球煤炭可采年限128.15年。2022年，在保供稳价等政策支撑下，全国核增煤炭产能约3亿吨/年，2022年末，全国煤矿数量4618处，较2021年煤矿数量增加275处；年产120万吨以上的大型煤矿产量占全国产能的85%以上，全国煤矿单矿供给效率进一步提升。根据国家统计局数据，2022年，全国煤炭产量44.96亿吨，同比增长9.00%。煤炭开采和洗选行业产能利用率74.90%，同比提高0.4个百分点。随着人工智能、5G、大数据、区块链等新技术快速发展，煤炭工业加快向生产智能化、管理信息化、煤炭利用清洁化转型，充填开采、煤与煤层气共采、无煤柱开采等绿色开采技术加快推广应用，煤矿自动化、智能化、数字化和绿色化转型加速。2022年全国大型煤炭企业采煤机械化程度接近99%，全国智能化采掘工作面超过800个，大型煤企原煤生产人效率提高至8.78吨/工以上，全国百万吨煤死亡率降低至0.045以下。

近年，煤炭供给结构持续向主产区集中，2022年，煤炭主产区晋蒙陕新四省（区）原煤产量36.40亿吨，占全国原煤产量的80.96%，区域集中度同比提高1.08个百分点。从主产区各省煤炭产量来看，2022年，山西、内蒙古、陕西和新疆煤炭产量分别为13.07亿吨、11.74亿吨、7.46亿吨和4.13亿吨，同比分别增长8.70%、10.10%、5.40%和28.60%。但受安全事故、关闭退出落后产能与超千米冲击地压矿井等因素影响，贵州、安徽、山东等省煤炭产量同比下降。

根据中国煤炭工业协会发布的《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》，到“十四五”末，国内煤炭产量将控制至41亿吨左右，全国煤矿数量控制在4000处以内，大型煤矿产量占比85%以上，大型煤炭基地产量占比97%以上。晋北、晋中、晋东、神东、陕北、黄陇、蒙西基地担负全国煤炭供应保障的责任，将建设千万吨级大型智能化煤矿，提高煤炭单矿生产效率，实现煤炭生产转型升级。此外，煤炭行业将持续实施煤矿“上大压小、增优汰劣”，有序释放先进产能，进一步淘汰湖南、江西等地区落后产能，至“十四五”末，全国煤矿数量将由4500座减少至4000座，建成智能化煤矿1000座以上。

预计2023年，全球经济逐步恢复常态发展，地缘冲突持续扰动国际能源供需格局，全球能源供需仍存在一定失衡。国内晋陕蒙新等主产区优质产能将继续释放，部分保供临时产能转为永久产能，大型智能化煤矿生产效率提高、生产弹性增强，全国煤炭产能新增8900万吨，煤炭产量适度增长。根据山西、内蒙古、陕西和新疆主产区地方政府工作报告提出的2023年煤炭产量目标，晋蒙陕疆地区煤炭目标产量分别为13.65亿吨、12.5亿吨、7.5亿吨和5.63亿吨，同比分别增长4%、6%、1%和2%。预计2023年我国煤炭主产区产量占比进一步提升。

 

2022年，我国煤炭进口量同比下降，预计2023年煤炭进口市场仍将呈现多元化趋势，随着澳煤进口恢复、俄煤、蒙煤进口增加，煤炭进口量同比将有所增长

 

近年我国煤炭进口量维持在3亿吨左右波动。2022年，受疫情、国际能源紧张、进口煤价格倒挂、品质不高等因素影响，全国煤炭进口量2.93亿吨，同比下降9.6%，为七年来首次出现负增长。2021年以前，澳大利亚、印尼、俄罗斯是我国主要煤炭进口国。2022年，受中澳政治关系恶化影响，澳大利亚煤炭进口量大幅下降，进口数量均为在港通关煤炭。澳煤进口缺口由印尼和俄罗斯进口煤炭补充。在俄乌冲突和美欧制裁影响下，欧洲国家禁止进口俄煤，出于地缘政治和市场价格考虑，2022年以来国内对俄煤进口量增加。

2023年，国内疫情防控政策放宽后，蒙煤进口呈恢复增长态势。中澳关系在巴厘岛G20峰会后逐步缓和，经贸往来回暖，澳煤进口逐步恢复，但国内与海外煤炭市场进出口贸易格局已实现重塑，澳煤恢复至2020年的3500万吨的较高水平难度较大。澳煤煤质优异、低硫、低灰且高粘结，如价格具有优势，将丰富我国煤炭进口来源，补充国内煤炭市场需求。预计2023年，全球供应链重构，煤炭资源有望实现再平衡，国内外煤价倒挂价差将收窄，煤炭进口市场仍将呈现多元化趋势，随着澳煤进口恢复、俄煤、蒙煤进口增加，煤炭进口量同比将有所增长。

2022年，增产保供政策影响下，动力煤库存上升，焦煤库存持续位于低位，2023年，动力煤库存维持较高水平，焦煤库存受益于补库需求增加将有所回升

2022年，随着国家煤炭增产保供政策的大力实施，动力煤库存恢复至历年中位水平。2022年东南沿海动力煤平均库存3000万吨/天，较2021年同比增长21.88%；库存平均可用天数16.33天，同比增加3.25天；内陆动力煤平均库存7311.37万吨，同比增长34.81%，库存平均可用天数21.40天，同比增加5.37天。从港口库存来看，秦皇岛港煤炭库存562万吨，同比基本持平；曹妃甸港煤炭库存427万吨，同比增长3.9%；CCTD主流港口煤炭库存合计5420万吨，同比下降9.4%。2022年末，全国国有重点煤矿煤炭库存2057万吨，同比增长4.95%。2023年，增产保供政策继续实施，下游动力煤库存将维持较高水平。

受电煤增产保供降低焦煤入洗率、焦煤主产区减产、地产终端需求拖累影响，2022年焦煤库存持续处于低位。2022年末，全国独立焦企和110家样本钢厂焦煤库存1616.07万吨，同比下降14.85%；京唐港、日照港(3.280, 0.06, 1.86%)、连云港(4.850, -0.01, -0.21%)、青岛港(8.080, 0.30, 3.86%)和湛江港六港炼焦煤库存114.50万吨，同比下降72.14%；山西、河北、山东、安徽、河南五省炼焦煤煤矿库存268.63万吨，同比下降9.18%。2023年，房地产投资和新开工有望筑底，基建投资维持较高水平，粗钢产量压减节奏放缓，焦煤补库需求增加，焦化厂和钢厂焦煤库存将有所回升。

2022年，煤炭供需偏紧，价格高位趋稳，2023年动力煤需求增长，主产区产能继续释放，价格形成机制完善，动力煤价格中枢有所回落，焦煤主产区持续减产，澳煤进口恢复不及预期，焦煤供需仍偏紧，叠加国际能源紧张、国际煤价支撑，焦煤价格维持高位

自2017年以来，国家发改委推动煤炭企业与用煤企业实行中长期合同制度和“基准价+浮动价”的价格机制，实行煤炭市场化价格与长协价格双轨并行，长协价格成为煤炭市场稳健发展的基石。推动发电供热用煤企业实施中长期合同全覆盖，有助于发电和供热企业提前锁定煤炭资源和价格，平抑煤价大幅波动，促进煤炭市场平稳运行，降低发电供热企业运营成本。2022年2月24日，国家发改委发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（以下简称“煤炭价格形成机制通知”），将长协煤合理区间由500元/吨-600元/吨重新界定为570元/吨-770元/吨，价格下限较之前提高了14%，价格上限较之前上调了28%。价格机制通知提出在该价格区间内，煤炭生产、流通、消费能够保持基本平稳，煤、电上下游产业能够实现较好的协同发展，因此，570元和770元分别代表了煤企和电企双方都能健康运营时，各自成本边界。同时，价格机制通知新增设置晋陕蒙三大主产区坑口煤长协价的合理区间分别为：山西370元/吨-570元/吨、陕西320/吨-570元/吨、蒙西260元/吨-460元/吨、蒙东200元/吨-300元/吨。2022年10月31日，国家发改委印发《2023年电煤中长期合同签约履约工作方案通知》要求，2023年电煤中长期合同供应方包括所有在产的煤炭生产企业，需求方包括所有发电、供热用煤企业，冶金、建材、化工等行业不再享受长协煤炭供应。中长期合同签约价格机制为：以产地价计算的电煤中长期合同必须严格按照“煤炭价格形成机制通知”、地方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。其中，下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行，较2022年的700元/吨的价格下调25元/吨；浮动价按月调整，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的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。随着动力煤价格形成机制的不断完善，动力煤中长期合同履约力度将进一步强化，长协煤保供的“压舱石”和“稳定器”作用将得以充分发挥。

近年，受益于出口超预期增长，第二、三产业用电量较快增长，火电耗煤需求增加，同时受环保限产、煤矿事故导致区域停产、澳煤进口受限为零等因素影响，我国煤炭供需持续偏紧。2022年，受工业用电量恢复增长，印尼1月限制煤炭出口和俄乌冲突影响，一季度秦皇岛港山西产5500大卡优混动力煤市场价在3月最高上涨至1664.00元/吨，较年初大幅上涨111.17%；京唐港山西产主焦煤库提价在3月中旬最高上涨至3350.00元/吨，较年初上涨36.73%。二季度，随着采暖季结束，居民用电量下降，加之全国各地疫情反复，煤炭需求下降，煤炭价格有所回落。三季度迎峰度夏期间，高温干旱导致水电发电量大幅下降，同时气温升高推动电煤需求增加，煤炭价格逐步回升。四季度，工业用电量增长和采暖季补库需求上升，煤炭价格在11月较快上涨，但12月我国东部地区呈现暖冬，电煤需求弱于往年，钢铁等行业持续亏损，生产积极性较差，非电煤需求偏弱，煤炭价格快速下跌。

2023年，预计宏观经济持续复苏，基建投资保持增长，房地产投资增速和新开工面积增速“筑底”，火电和化工耗煤需求保持增长，同时晋蒙陕新等主产区优质产能继续释放，部分保供临时产能转为永久产能，生产弹性增强，全国煤炭产量适度增长，动力煤供需关系改善，煤炭市场价格形成机制完善，动力煤价格将保持在800元/吨以上。在电煤长协价格形成机制完善影响下，未来动力煤的淡旺季将由传统的夏冬两季更迭为以钢铁、建材、化工开工情况定义淡旺季。在“能耗双控”和粗钢压减政策影响下，预计焦煤需求同比承压；但受山东超千米冲击地压焦煤矿井逐步退出，安监环保力度加大，以及国际能源紧张背景下澳煤进口难以恢复至2019年水平，焦煤供给仍将下降，焦煤供需仍偏紧，焦煤价格将位于1700元/吨以上的较高水平。

 

近年我国煤炭供给体系持续优化，大型煤矿成为煤炭生产主体，晋蒙陕新等主产区优质产能将继续释放，加之煤炭行业盈利能力将持续改善，煤炭行业重组整合进度的加快，区域集中度和行业集中度进一步提升

受益于煤炭价格和煤化工产品价格中枢高位运行，2022年，全国规模以上煤炭企业实现营业收入4.02万亿元，同比增长19.50%；全国规模以上煤炭企业实现利润总额1.02万亿元，同比增长44.30%。2023年，预计煤炭价格和煤化工产品价格维持高位，煤炭行业整体盈利能力将持续改善。

近年，我国煤炭供给体系持续优化，供给弹性较强，大型现代化煤矿成为煤炭供应主体，同时煤炭生产进一步向资源禀赋好、市场竞争力强的晋蒙陕疆地区集中，中东部煤矿赋存条件差、煤质差、资源濒临枯竭的煤矿基本退出，全国煤炭生产主要集中在14个大型煤炭生产基地。2022年，全国120万吨/年以上大型煤矿产量占比超过85%；行业前8家大型煤企原煤产量占全国原煤产量的比例超49%。山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州、安徽等6个省（区）原煤产量超亿吨，产量合计约占全国产量的85%。近年，山东能源集团有限责任公司与兖矿集团有限公司合并重组；山西省七大煤企[1]重组整合为晋能控股集团有限公司、山西焦煤(10.190, 0.01, 0.10%)集团有限公司、华阳新材(4.260, 0.01, 0.24%)料科技集团有限公司和潞安化工集团有限公司四大企业集团，其中，晋能控股集团有限公司二级子公司包括晋能控股煤业集团有限公司（原同煤集团）、晋能控股电力集团公司（原晋能集团）、晋能控股装备制造集团公司（原晋煤集团）等。中国国新控股有限责任公司将中央企业煤炭资产管理平台公司——国源时代煤炭资产管理有限公司管理权移交中国中煤能源(8.920, 0.01, 0.11%)集团有限公司，标志着中央企业煤炭资源整合基本完成。黑龙江龙煤能源投资集团有限公司成立，定位为黑龙江省煤炭项目和新能源投资开发主体。未来，晋蒙陕新等煤炭主产区优质产能将继续释放，部分保供临时产能逐步转为永久产能，供给弹性增强、结构优化，区域集中度和行业集中度将进一步提高。

《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》指出，到“十四五”末，我国将培育3～5家具有全球竞争力的世界一流煤炭企业；支持煤炭企业跨行业、跨区域、跨所有制兼并重组。预计未来煤炭行业集中度将进一步提升。

2023

二、煤炭企业信用表现

截至2022年末，全国规模以上煤炭企业共有4618家，存量债券发债主体29家（含上市的发债主体11家），未发债/无存续债券的上市公司16家。在剔除异常值、数据缺失企业和母子公司重复统计样本后，本报告选取43家煤炭企业（其中发债企业32家，未发债/无存续债券的上市公司11家）作为本次研究样本。

样本企业性质以国有企业为主，其中中央国有企业7家，地方国有企业34家，民营企业2家。发债企业信用等级以AAA和AA+的中高等级企业为主。样本企业以动力煤和炼焦煤企业为主。其中，动力煤企业19家，炼焦煤企业17家，无烟煤企业7家。

本报告从企业规模、市场地位、盈利能力、债务负担和保障程度四个维度，选取二级指标营业收入、毛利率、净利润、资产负债率和EBITDA利息倍数等指标对样本企业进行信用排序，得出行业信用风险变化趋势及信用风险评价，并将样本企业划分为Ⅰ～Ⅶ类七个样本组。

 

2022年，受益于煤炭价格上涨，煤炭企业信用质量提升，预计2023年煤炭行业信用质量高位有所回落

2022年，在国家保供政策影响下，具备产能核增和先进产能释放的煤炭企业原煤产量增加，叠加煤炭价格上涨，企业规模有所扩大；同时受益于煤炭价格中枢上移，煤企毛利率同比上升，盈利能力增强，煤炭样本企业盈利能力评分上升；双碳背景下煤企投资意愿有限，盈利改善后积极偿还债务，债务负担和利息支出下降，同时EBITDA上升，债务负担与保障程度上升。预计2023年，煤炭企业信用质量将高位有所回落。受动力煤主产区产能继续释放，电煤长协价覆盖率提升影响，动力煤企业煤炭售价中枢有所回落，信用质量高位略降。焦煤主产区在安监环保限制下，增产扩能有限，低硫高粘结的澳煤进口恢复尚需时间，焦煤供需偏紧，价格维持高位，焦煤企业信用质量将进一步提升。无烟煤企业受益于原料煤不受能耗双控影响和国内化工产能扩大，需求较高，但资源稀缺，价格韧性较强，无烟煤企业信用质量保持稳定。此外，部分江西、安徽、贵州等煤炭地质赋存条件较差地区的煤炭企业仍存在因为安全事故阶段停产整顿风险，以及安全生产投入、智能化矿井改造支出增加，信用质量将有所下降。

受益于煤炭价格上涨，样本煤炭企业整体营业收入同比增长，但部分煤企因发生安全事故阶段停产整顿，以及压降低毛利的贸易收入，营业收入同比有所下降

 

动力煤企业兖矿能源(33.720, -0.12, -0.35%)、伊泰股份和榆能集团收入同比增幅较大；中国神华(29.890, 0.32, 1.08%)、陕西煤业(19.820, 0.23, 1.17%)、中煤能源收入同比增幅较小；安源煤业(3.020, -0.01, -0.33%)收入同比下降。其中，2022年1～9月，兖矿能源营业收入同比增长44.09%，主要是得益于公司本部、下属鄂尔多斯(14.760, -0.01, -0.07%)公司、海外子公司兖煤澳洲商品煤销量和销售价格增长所致；伊泰股份和榆能集团收入同比分别增长36.60%和46.27%，主要是受益于煤炭销售价格增长，以及电力或化工业务收入增长。中国神华和陕西煤业和中煤能源收入同比增长，主要是受益于煤炭销售价格上涨，但受贸易煤销量下滑等因素影响，收入增幅相对较小。

炼焦煤企业中，潞安环能(20.000, -0.15, -0.74%)营业收入同比增长29.25%，主要是商品煤价格上涨、公司积极落实煤炭增产保供，优质产能进一步释放，煤炭销量稳步增长所致。山西焦煤收入同比增长38.68%，主要是受煤炭行业价格高位运行，市场电价上浮影响所致。冀中能源(7.460, -0.03, -0.40%)和平煤股份(9.530, -0.02, -0.21%)营业收入同比分别增长32.17%和44.07%，主要是受益于煤炭市场价格高位运行，公司实施精煤战略，提升煤炭洗选比例所致。无烟煤企业，晋能装备、华阳股份(13.910, -0.11, -0.78%)收入均同比下降，主要是受化工产品价格回调较多、贸易煤收入减少所致。

预计2023年，保供政策支持下，动力煤主产区蒙晋陕疆等地区将进一步核增产能，煤炭产量保持增长，煤价维持高位，受益于产能核增、产量增加和价格维持较高水平，营业收入将保持增长。山东、贵州等炼焦煤主产区煤层赋存条件复杂，冲击地压矿井受安监环保影响，产量同比下降，加之澳煤进口恢复，炼焦煤价格高位回落，炼焦煤企业收入增长放缓。

 

受益于煤炭价格上涨，多数煤企毛利率同比上升，安源煤业、开滦股份(7.000, 0.03, 0.43%)等煤企，因发生安全事故、以及焦化产品销售价格回落，毛利率同比下降

动力煤龙头企业晋控煤业(10.030, -0.08, -0.79%)、中国神华和陕西煤业毛利率较高，均高于40%，主要是因为煤炭资源赋存条件较好、吨煤成本较低；2022年1～9月，动力煤企业中，陕西煤业毛利率40.88%，同比上升5.04个百分点，主要是受煤炭销售价格同比大幅上涨，安全环保投入、煤矿管理费用、吨煤成本基本保持稳定影响所致。中国神华毛利率40.05%，同比提高7.01个百分点，主要是商品煤和电力售价上升，煤电运化一体化产业链竞争力持续巩固所致。兖矿能源毛利率40.61%，同比提高11.23个百分点，主要是受益于国内外煤炭价格上涨，公司本部、兖煤澳洲等煤炭经营主体毛利率提升。安源煤业由于煤矿赋存条件较差，下属尚庄煤矿、山西煤矿安全事故和丰城区域所属煤矿停产整顿，煤炭业务安全生产投入增加导致吨煤成本上升，毛利率-3.96%，同比下降6.62个百分点。

炼焦煤企业潞安环能、山西焦煤毛利率较高，位于40%以上。潞安环能毛利率同比提高3个百分点以上，主要是煤炭产品价格上涨、同时公司优化成本管控所致。山西焦煤主要煤种肥精煤、焦精、瘦精、气精和洗混煤售价均同比上涨，同时市场化电价上浮，毛利率同比提高11.38个百分点。冀中能源和平煤股份煤炭销售价格同比增长，同时深入开展煤炭配洗配销，动态优化产品结构，实施“精煤战略”，毛利率同比分别提高5.39和6.70个百分点。无烟煤企业晋能装备、华阳股份主要煤炭产品价格上升，同时公司加强全面成本管控、推行全面预算管理、集中采购、严格招投标等措施严控成本，毛利率同比分别提高3.17个百分点和5.19个百分点。

预计2023年，受益于经济加快复苏，二三产业电力需求增长、火电装机容量提升，以及化工行业耗煤量增加，动力煤需求同比保持增长，在保供政策下煤炭核增产能转化为永久产能，澳煤进口恢复，国内煤炭产量小幅增长和进口企稳，供需仍偏紧，动力煤和炼焦煤价格保持高位，煤企毛利率维持高位。大型煤炭企业随着产能核增，智能化升级，位于蒙晋陕疆主产区的吨煤开采成本趋于下降，毛利率尚可进一步提高；江西、贵州、山东煤矿地质构造复杂，区域内煤企吨煤完全成本上升，毛利率将有所回落。

大型国有动力煤企业煤价受长协价格制约，利润增幅相对较小，炼焦煤和无烟煤企业受益于洗精煤价格上涨和成本管控，利润增幅较大

动力煤企业中国神华2022年核增煤矿产能，商品煤产量与售价上升，同时新增投运火电机组，电力售电量和价格增长，净利润856.37亿元，同比增长增长44.27%。中煤能源加快煤炭先进产能释放，商品煤销量和售价同比增长，同时上半年尿素价格大幅上涨贡献利润上升，净利润同比增长64.35%。陕西煤业煤炭售价大幅上涨，同时收购同一控制下的陕西彬长矿业集团有限公司，以及处置部分隆基绿能(33.160, -0.93, -2.73%)股份获得投资收益，净利润612.36亿元，同比增长81.48%。大型民营煤企伊泰股份受益于煤炭和煤制油产品价格上升，以及旗下智能化酸刺沟煤矿产能核增，净利润同比增长99.65%。

大型炼焦煤（喷吹煤）企业潞安环能商品煤销量增长，销售价格上升，净利润同比增长65.31%。大型焦煤企业山西焦煤，煤炭价格上涨，市场化电价上浮，煤电一体化运营优势凸显，净利润同比大幅增长157%。焦煤企业冀中能源和平煤股份，优化产品结构，精煤销量和销售价格增长，净利润分别同比增长146.72%和152.99%。无烟煤企业晋能装备和华阳股份洗末煤和洗块煤售价同比增长，但开采与洗选成本同比下降，净利润同比分别增长209.48%和111.76%。

预计2023年，大型煤炭企业产能核增或先进产能进一步投放，煤炭产量小幅增加，煤炭销售价格维持高位，净利润保持较高水平，净利润增速将有所放缓。

“双碳”目标下，煤企投资新建矿井等资本支出意愿不足，盈利和现金流改善用于偿债，资产负债率下降，但部分历史债务负担较重和安全生产压力较大的煤企，负债率仍位于较高水平，未来去杠杆压力较大

大型动力煤企业中国神华和陕西煤业资产负债率较低，焦煤企业资产负债率普遍高于50%。随着盈利和现金流改善，企业加大对债务的偿付，大型动力煤企业伊泰股份、晋控煤业和大型炼焦煤企业潞安环能、山西焦煤负债率较2021年显著下降。大型动力煤企业中国神华负债率低于30%，进一步压降的空间有限，2022年负债率降幅相对较小。山西无烟煤企业晋能装备、安徽动力煤企业淮南矿业历史债务负担较重，负债率同比下降后仍高于70%，未来去杠杆压力仍较大。安源煤业由于安全事故、停产整顿，净利润亏损，企业对外部融资依赖较大，负债率同比上升2.55个百分点至95.41%。

预计2023年，焦煤企业平煤股份和动力煤企业淮南煤业有望持续偿付债务，剥离债务负担较高的资产，债务负担将有所减少，资产负债率将趋于下降；但安源煤业煤炭赋存条件较弱，安全生产压力较大，安全生产投入与矿井智能化改造资本支出较大，预计资产负债率将维持在90%以上。

动力煤企业安源煤业和淮南矿业等EBITDA利息倍数较低，中国神华、陕西煤业、榆能集团EBITDA利息倍数较高；焦煤企业平煤股份、无烟煤企业晋能装备EBITDA利息倍数较低

大型动力煤企业中国神华、陕西煤业利息支出金额较小，折旧摊销增幅较大， EBITDA利息倍数较高，偿债能力较强。动力煤企业淮南矿业，炼焦煤企业安源煤业，无烟煤企业晋能装备债务负担较重，利息支出规模较大，EBITDA利息倍数较小；安源煤业由于安全事故、停产整顿，利润亏损导致EBITDA利息倍数为负。

预计2023年，大型动力煤企业中国神华、陕西煤业和榆能集团债务负担和利息支出进一步减少，偿债能力维持较强水平；动力煤企业安源煤业、淮南矿业，焦煤企业平煤股份、无烟煤企业晋能装备，受益于盈利改善，偿债能力将有所提升，但由于债务负担较重，EBITDA利息倍数维持较低水平。

2023

三、煤炭行业债券市场表现

煤炭行业债券发行规模同比下降，行业高等级利差逐渐收窄，预计2023年煤炭行业偿债规模下降，煤企集中兑付压力较小

截至2023年2月10日，煤炭行业存续期债券350只，涉及发债主体32家；中央国有企业3家、地方国有企业27家和民营企业2家，主体数量占比分别为9.38%、84.38%和6.25%，发行主体以地方国有企业为主。2022年，煤企盈利和现金流改善，发债需求较低，永煤违约后市场对煤炭债券的风险偏好持续降低，投资者购买煤炭债券意愿较小，供需双弱导致煤企发债规模和只数同比下降，其中，发行债券151只，较上年同期下降24.12%；发行金额合计1905.74亿元，同比下降36.64%。

截至2023年2月10日，煤炭行业存续债券规模为5100.02亿元。2023年、2024年和2025年，煤炭行业到期债券金额分别为2144.00亿元、1965.19亿元和1243.37亿元，存量债券到期金额逐年下降。

2022年，煤炭行业无存续债违约。2023年煤炭价格维持高位，煤企保持良好的现金净流入，煤企新发行债券主要用于债务置换，预计2023年全年煤企偿债能力和意愿将继续保持，行业集中兑付压力较小，总体风险可控。

2022年，煤炭企业中共有1家企业级别出现变动。大公国际将郑州煤炭工业(集团)有限责任公司主体信用等级由A/负面下调至BBB+/负面，主要是因为2021年以来，公司及上市子公司多次受到监管机构通报批评等处罚，短期借款展期金额较大；公司发生多起安全事故，仍面临较大安全管理风险；公司利润亏损规模仍较大，其他应收款计提坏账规模较大，存在一定回收风险；受限资产规模较大，公司及本部资产负债率均处于很高水平，短期偿付压力均很大。

 

2022年1～10月，受益于宏观流动性充裕及资产荒、无风险利率下行和煤炭市场价格中枢整体上行，AAA级煤炭企业信用利差收窄。11月以来，疫情防控政策优化、房地产金融16条政策和房企融资三箭齐发，稳增长预期升温，理财与债券抛售造成债券收益率和产业债信用利差快速上升。整体来看，AAA级煤企信用利差低于下游钢铁、化工行业利差，但高于产业债信用利差中位数。预计2023年煤炭行业AAA级企业利差走势相对稳定，全年信用利差低于钢铁、化工等下游行业，但仍将高于AAA级产业债信用利差。

2023

四、信用风险展望

2023年，煤炭供给小幅增加，需求持续恢复，供需偏紧格局边际改善，煤价维持高位，煤企盈利改善，信用质量虽有回落但仍位于近年高位

2023年，疫情防控优化、地产调控政策放松，国内经济复苏，二三产业用电需求和化工耗煤增长将带动动力煤需求增加。地产终端受益于政策调控放松，新开工、销售和投资降幅收窄，钢铁与建材耗煤需求逐步恢复，提振焦煤需求。保供增产政策推动下，煤炭主产区优质产能继续释放，部分临时保供产能转为永久产能，生产弹性增强，全国煤炭产量保持增长。澳煤进口恢复，煤炭进口量和进口煤质将有所提高。动力煤供需偏紧格局边际改善，煤价市场价格形成机制完善，动力煤市场价格保持在800元/吨以上。受山东超千米冲击地压焦煤矿井逐步退出，安监环保力度加大，以及澳煤进口受国际能源紧张影响尚不足以恢复至2019年水平，焦煤供需仍偏紧，焦煤价格将位于1700元/吨以上的较高水平。

受益于煤炭价格维持高位，大型煤企先进产能进一步释放，2023年煤炭企业营业收入和净利润将保持增长。煤企整体资产负债率将进一步下降，但江西、安徽、贵州煤炭赋存条件较弱，煤企安全生产投入和智能化矿井改造支出较大，资产负债率将进一步上升。动力煤企业中国神华、陕西煤业、榆能集团EBITDA利息倍数维持较高水平。动力煤企业安源煤业和淮南矿业、焦煤企业平煤股份、无烟煤企业晋能装备EBITDA利息倍数仍将位于较低水平。