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煤炭供需缺口收缩，建设产能逐渐释放
煤炭产业链主要包括煤矿采选与细分煤炭品种生产销售，按照挥发分比例可以分为褐煤、 烟煤、无烟煤，煤化程度依次提高。细分煤炭品种种类更多，具体包括喷吹煤、炼焦煤和 配焦煤（贫瘦煤、瘦煤、肥煤、1/3 焦煤等）、动力煤（粘煤、不粘煤、长焰煤等）、褐煤。 动力煤主要对应下游为火力发电，为最主要需求领域，截止到 2019 年 9 月末占煤炭需求 约 54%，其次是焦煤，进一步加工成焦炭后主要用于高炉炼铁，在需求中占比约 18%， 其他煤炭品种及煤泥等产品主要应用在煤化工、建工及其他民用领域。
需求端表现分化，短期或将承压
2019 年煤炭两大下游市场增速有所分化。截至 2019 年末，年内我国火电累计发电量 5.17 万亿 KWH，累计同比增长约 1.90%，相比 2018 全年 6.00%增速下滑明显，火电燃煤需 求增速或承压。高炉炼铁方面，2019 年国内生铁产量 8.09 亿吨，累计同比增速 5.1%， 增速仍保持在相对较高水平。长期看，化石能源发电比例或将进一步下降，从 2014 年至 2019 年，火电发电量占比从约 75%缓慢下降至约 72%，我国经济增速放缓背景下，清洁 能源发电比例或进一步提高，火电发电量增速或将继续承压并对上游动力煤需求增长带来 压力。2017 年以来各年钢铁产量同比保持较大幅度增长，主要是受钢铁价格高企、开工 高盈利的影响， 2019 年钢材价格显著回落带动吨钢利润空间收缩，预计炼铁对未来焦炭、 焦煤需求增速支撑将减弱。
煤炭资源分布不均，铁路输运扮演角色尤为重要
我国大型煤炭资源分布西多东少、北多南少。截至 2017 年末我国煤炭资源探明储量 16666.73 亿吨（截至 2018 年末已更新为 17085.73 亿吨），煤炭基础储量约 2501.90 亿 吨。资源空间分布呈西多东少、北多南少特点，山西、内蒙古、新疆、陕西、贵州均是煤 炭基础储量超过 100 亿吨的资源大省， 2017 年末储量分别为 917.30 亿吨、 507.63 亿吨、 174.10 亿吨、159.33 亿吨、121.62 亿吨，合计约占全国总基础储量的 75.14%。产量方 面，2019 年我国原煤产量 37.46 亿吨，其中储量前五名的内蒙古、山西、陕西、新疆也 是产量前五大省，原煤产量分别为 10.35 亿吨、9.71 亿吨、6.34 亿吨、2.38 亿吨、1.30 亿吨，约占全国总产量 80.31%。
资源分布与需求分布空间错位，伴随铁路干线网络完善，铁路运量持续增长。我国用电需 求集中在沿海经济较发达城市，国内钢铁炼厂分布也以沿海居多，资源与需求分布空间错 位，而商品煤炭货值较低，运费价格差异对下游煤炭用户采购成本会有很大影响，一般中 长途汽运约 0.3-0.5 元/吨公里（参考鄂尔多斯煤炭公路运价指数），成本高于铁路运输成 本约 0.1 元/吨公里（参考发改委 2018 年执行运价） ，更高于海运成本（2020 年 1 月 CBCFI 煤炭海运价格秦皇岛到上海 18.7 元/吨，秦皇岛到广州 25.9 元/吨），所以东部、南部所需 煤炭主要从山西走大秦铁路到秦皇岛港走海路以降低输运成本。伴随七纵五横铁路干线网 络逐渐完善、“公转铁”政策实施，2018 年煤炭铁路发运量已达到 23.80 亿吨，约占全年 原煤产量 64.62%。2018 年铁总制定《2018-2020 年货运增量行动方案》，提出到 2020 年煤炭铁路运量达到 28.1 亿吨。2019 年北起内蒙古终到江西途径 7 省、运力 2 亿吨的浩 吉线开通，重要铁路干线建设及陆续投运终将改善铁路煤运产能瓶颈，降低煤企总体输运 成本。
供给侧改革后产出缺口逐渐恢复
2019 年我国原煤产量继续增长。2019 年我国原煤产量 37.46 亿吨，相比 2018 年产量增 长约 1.70%，为 2016 年供给侧改革后连续第三年保持增长，相比供给侧改革前 2013 年 39.74 亿吨峰值仍有距离。
主要煤炭品种供需缺口逐渐缩小。2018 年、2019 年 1-11 月动力煤总供给量分别为 30.82 亿吨、29.62 亿吨，其中进口量分别为 1.22 亿吨、1.37 亿吨，炼焦煤总供给量分别为 4.99 亿吨、5.03 亿吨，其中进口量分别为 0.64 亿吨、0.73 亿吨，动力煤和炼焦煤对进口依赖 均较为有限，由于进口煤炭与内地煤炭价格存在一定差值，少量进口煤炭主要起到调节作 用。2016-2019 年 11 月，动力煤和炼焦煤价格高企促使煤炭企业产能放量，动力煤供给 量保持增长、炼焦煤供给量居高， 2019 年前 11月动力煤、炼焦煤供需缺口分别已降至 7418 万吨、173.77 万吨。
煤炭行业集中度逐年上升。根据发改委等部委《煤炭工业发展“十三五”规划》、《关于进 一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》等文件，政策上提出支持煤企兼并重组、提 高产业集中度、原则上一个矿区由一个主体开发等要求，对新项目上大压小，煤炭行业集 中度逐年提高，到 2019 年前 11 月，原煤产量 CR10 达到 45.72%，相比 2018 全年 CR10 的 42.35%继续提高约 3.4 个百分点。
去产能目标已完成，后续煤矿关小上大，优质产能有望进一步释放。2016 年国务院发布 《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，要求自 2016 年起，3-5 年内煤炭行 业退出产能 5 亿吨、减量重组 5 亿吨，截至 2018 年底已累计化解 8.1 亿吨产能，去产能 目标提前完成。伴随去产能推进，煤炭供需缺口扩大、价格高企，发改委和能源局逐渐放 开煤矿建设审批，并同时压减年产能在 30 万吨以下中小煤矿数量，提供优质产能供给比 例。根据中国煤炭资源网数据，截至 2018 年末，国内证照齐全的生产煤矿 3373 处、产 能 35.3 亿吨/年，已核准开工建设煤矿 1010 处、年产能 10.3 亿吨，其中已建成进入联合 试运转的煤矿 3.7 亿吨/年。根据华泰钢铁煤炭组《行业长期有望向好，关注核心煤企》 （20191110）报告，截至 2019 年 9 月，据发改委、能源局、煤企等公告统计估算，全国 在建、联合试运转煤炭产能分别约 3.16 亿吨、3.32 亿吨，在建产能中明确投产时间的约 2.33 亿吨，其中计划 2019、2020 年分别投产 1.15 亿吨、0.32 亿吨，考虑未来需求变化 及目前在建产能，预计 2020-2022 年新增投产产能分别约 1.00、0.80、0.60 亿吨。
长协价格约束下，煤价大幅回落空间有限
持续三年的高煤价面临回落压力，未来短期或继续承压。2016 年煤炭去产能发力，叠加 后续环保、上大压小等政策影响，动力煤、焦煤价格在 2016 下半年暴涨，在四季度达到 峰值。虽然不同地区煤炭价格存在差异（主要体现在运费上），2017、2018、2019 年各 地煤价整体维持在较高水平波动。到 2019 下半年，市场供需缺口缩小，且经济基本面面 临较大下行压力，动力煤和焦煤价格开始出现回落趋势，截至 2020 年 1 月 13 日，山西 晋城动力煤、江苏动力煤市价分别降至约 510 元/吨、590 元/吨，太原、江苏焦煤价格分 别降至约 1100 元/吨、985 元/吨。
大量动力煤采购通过长协定价，弱化了煤价短期波动。2016 年 12 月，国家发改委联合煤、 电、钢行业协会发布《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，明确 2016-2020 年，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以长协基准价为基础建立价格预警机制： 基准价正或负 6%波动幅度以内为绿色区间（正常价格），6%-12%为蓝色区间（轻度上涨 或下跌），12%以上为红色区间（异常上涨或下跌）；价格位于蓝色区间时加强市场监测， 适时采取必要引导措施，价格于红色区间时启动平抑价格异常波动的响应机制。2019 年 11 月，发改委发布《关于推进 2020 年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》，要求 2020 年“中央和各省区市及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量应 达到自有资源量或采购量的 75%以上”。2017 年以来，秦皇岛动力煤市场价波动区间基本 在长协价 0%-12%的范围内，反映在整体供需偏紧的市场格局下，煤炭价格预警机制一定 程度上起到了遏制价格过大幅度上涨的作用。
考虑到供给侧产能将继续放量，我们预计 2020 年主要煤炭品种价格或跟随长协价温和下 降，但是受益于行业强管制和集中度不断提高，预计煤价大幅度降低可能性较小，行业景 气度显著恶化风险可控。
煤炭行业发债主体信用资质对比分析
煤炭企业分布依赖资源支持，发债主体以地方国企为主
截至 2020 年 2 月 5 日，煤炭行业存量债券主体 65 家，存量债合计 9778.02 亿元，考虑诸 多大型煤企集团控股子公司也有发债主体，因此集团层面煤炭发债主体共 44 家。发债主体 结构以地方国有企业为主，有部分央企和民企，2 家发债主体已违约，分别是霍煤集团和永 泰能源。考虑煤炭发债主体众多，本文信用资质分析选择主体评级 AA 级及以上、集团内存 量债超过 30 亿元的发债主体为样本，共覆盖 21 个研究对象，其中央企 2 家、地方国企 18 家、民营企业 1 家。
资源及产能规模决定煤企可持续发展能力
资源储备决定煤企长期发展能力，核定产能规模反映煤企区域重要性及行业地位。煤炭资 源储量和产能是反映煤企规模和地位的重要指标，也是长期发展的核心要素，煤炭作为区位 分布存在明显差异的能源资源，矿山取得建设和产能指标获取既反映了企业自身资本实力， 也反映了企业在所在地区的重要性和外部支持情况，在当前国家严控新增煤炭产能、行业集 中度持续提高的背景下，规模也更加反映了煤企在行业内的地位和竞争力，核定产能在 1 亿吨以上的 5 大集团资源储量最小达 298 亿吨，山西焦煤集团、豫能化、陕煤集团虽然核 定产能不及 1 亿吨，但是资源储量也存在 200 亿吨以上，也反映了区域重要煤企的地位。 截至 2018 年末，21 家样本煤企煤炭可采储量最小的是昊华能源，为 9.41 亿吨，相比核定 产能可采年限仍超 60 年，其他煤炭产能较大、但是可采储量相对有限的主体如开滦集团、 平煤股份可采年限最短也达到 27 年，整体发展持续性尚可。
多数煤企产能利用率处于较高水平，但是 2019 年部分主体受产能核减等影响，产量下滑明 显。2018 年煤炭行业景气度处于较高位置，多数发债煤企产能利用率处于 80%以上的较高 水平。但是 2019 年煤炭产量增速有所分化，目前受国家政策限制，新增煤炭产能集中在三 西地区，中东部老牌矿区如山东、河北煤矿开采年限久远，且成本和安全隐患均逐年上升， 部分企业产能核减压力偏大，如山东能源集团、开滦集团等受去产能、核减产能等负面影响 较大，2019 年产量同比下滑显著。
高货值煤种占比越高，对提高利润率会有一定贡献。多种煤炭资源中，相比动力煤，无烟煤、 焦煤等稀缺煤种单位货值更高；各煤种内，相比原煤，通过洗选得到块煤、精煤也会提高煤 炭产品销售货值；质量方面，热值越高、含硫和含灰越低煤炭产品质量越优，货值越高。高 货值煤种产销占比越高则煤炭产品平均售价越高，以淮南矿业和淮北矿业集团为例，2018 年淮南矿业销售煤种主要是动力煤混煤、精煤，淮北矿业集团炼焦煤、动力煤平均售价分 别为 1258.72 元/吨、432.44 元/吨，销量占比分别约 44%、37%，煤炭产品平均售价比淮 南矿业高逾 230 元/吨，对提高企业盈利贡献明显，徐矿本部、兖矿、山西焦煤等高货值 煤种比例相对较高的企业平均售价竞争力均较突出。
高价煤种价格弹性相对更大，或导致行业景气底部时业绩下降压力更大。以动力煤、主焦煤、 无烟煤三大主要煤种现货价格为例，2012 年均价分别为 700.70 元/吨、1490.48 元/吨、 1175.87 元/吨，2015 年平均价分别降到 427.19 元/吨、817.75 元/吨、680.98 元/吨，累计 降幅分别为约 39.03%、45.14%、42.09%，2019 年均价分别为 588.06 元/吨、1716.32 元/ 吨、1006.04 元/吨，相比 2015 年低点分别累计上涨约 37.66%、109.88%、47.73%。在行 业高景气周期时高货值煤种盈利能力相对优于低货值煤种，但是在下行周期业绩一般将承受 较大下行压力。
核心竞争力是综合成本控制能力
煤炭制造成本逐年增长，不同区位成本差异明显。 2016-2018 年，随着煤炭行业景气度恢复， 煤企工人涨工资以及随着开采深度增加，矿质下降且矿坑维护检修、安全成本增加，样本企 业煤炭吨制造成本整体呈逐年上升趋势。相对来看，内蒙古矿区吨煤成本最低，普遍在 100 元/吨左右，其次陕煤集团矿区主要集中在陕西，2018 年吨成本为 215.74 元/吨，河北煤企 和山西 7 大集团吨煤成本较多分布在 200 元/吨至 400 元/吨，同煤、晋煤成本相对偏低在 150 元/吨左右，安徽、河北、河南、徐州等老矿区成本相对较高，吨煤成本分布在 263.61 元/吨至 532.09 元/吨。
影响成本差异的根本因素在资源禀赋差异。对资源储备较丰富、开采年限较短的浅层矿（尤 其地表矿），相比资源储备有限或开采年限较长的深坑矿成本在各方面均有不同程度优势， 浅层富矿采深较低，初始固定投资和运营维护费相对更有限，且单矿所需采矿人力一般较 少，因而综合吨煤成本竞争力一般更为突出。陕西、内蒙古等资源禀赋较好地区综合成本 竞争力最强，河北、安徽、河南等老矿区矿企吨煤人力成本即超过 100 元/吨，且安全、 维简费等相对偏高也会增大成本压力，山西煤企人力成本、安全、维简费位于中间位置， 部分主体财务费用、税费等其他费用偏高，综合成本竞争力居中。
深井老矿安全事故发生概率增大，严重可导致煤企停产、产能核减。煤矿地质条件复杂，煤与瓦斯突 出、煤尘、煤层倾出、透水等是煤矿企业常见的安全事故，重大、突发、严重煤炭事故将对工人和企 业造成重大损失，或会导致停产甚至关停、核减产能等处罚。2016、2017、2018年全国平均煤炭生 产百万吨死亡率分别为 0.156、0.106、0.093人/百万吨，三年平均死亡率为0.118人/百万吨，安徽、 河北、河南、江苏、山东等地部分矿区采深已超千米，安全风险更为突出，淮北矿业集团、昊华能源、 徐矿集团三年平均百万吨死亡率均在国内平均水平之上，山东能源集团未公布死亡率数据，但是在 2018年10月发生重大地压事故，造成21人死亡，此后在2019年核减产能达666 万吨。
输运能力及成本对煤矿价格竞争力有较大影响
北方煤企一般通过铁路+海运，以使煤炭向东南沿海运输成本最小化。运费对煤炭销售影响 较大， 2018 年“公转铁”等政策进一步限制了公路运输范围，煤企改进煤炭输运方式来降 低物流费用更趋重要。大型北方煤企一般通过大秦线、神朔黄线将煤炭运至秦皇岛或黄骅港 等渤海湾港口，后海运至上海、广州等南方沿海城市以最大程度控制物流成本。以紧邻大秦 线的同煤为例，截至 1 月中旬大同动力煤坑口价、车板价分别约 405 元/吨、435 元/吨，大 秦铁路煤炭运费约 104.32 元/公路（全程 652 公里、平均运费约 0.16 元/吨公里），秦皇岛 港煤炭平仓价约 585 元/吨，价差 40.68 元/吨主要是中间贸易商利润、港口杂费等，上海到 岸价与秦皇岛港平仓价差主要包括了海运费（约 25 元/吨）和其他各项费用，整体上，煤炭 出坑后各种物流费用合计约 240 元/吨，约占售价的 37.22%。若煤企相对远离主干线、港口， 且考虑到铁路运力限制，煤炭物流成本将更高，将在一定程度上削弱产品相对竞争力。
煤炭企业一般通过参控股铁路、协议合作等方式提高铁路输煤能力，可一定程度上节省成 本。从样本煤炭企业看，除国家能源集团铁路运力最为充裕外，多数煤企以铁路或公路运输 为主，淮南矿业、平煤股份、晋煤集团等铁路运输占比可达 70%以上。多数煤炭企业通过 自建、控股或参股铁路公司的方式连接铁路干线，此外通过与铁路运力富余的其他公司合作 等方式，节省资本开支并加强铁路输煤能力，均可在一定程度上节省输运成本。
煤企资本支出主要集中在三个方向：煤矿建设扩产、煤炭输运完善或下游延伸、其他产业 转型。总投资逾 600 亿元的国家能源集团、晋能集团在建工程主要集中在电力、清洁能源、 房地产等煤炭相关行业，项目建成有利于提高企业的整体抗风险能力和综合竞争力。河北、 山东、山西、河南等煤炭集团在建项目集中在新建煤矿、铁路输运等项目，新建煤矿一般资 源品质较好、单体产能规模较大，成本竞争力较强，有望支撑煤炭主业盈利。
关注煤企非主业投资转型，长期资本支出和业务不确定性将增大。煤企非主业投资集中在煤 炭下游行业如煤化工、火电，以及其他行业如光伏、地产等。伊泰煤炭在建项目总投资约 1000 亿元，主要集中在煤化工项目，投资期较长且后续资本支出压力仍较大，项目产品所 属行业景气是否可以维持面临较大不确定性，兖矿、淮北矿业、豫能化、山西焦煤集团等均 有不小规模煤化工投资，后续资本支出和增量债务压力需关注。
部分企业社会负担沉重。一些煤炭国企支持地方就业压力较大，社会负担沉重，企业社会 化现象明显，反映为员工人数庞大，以人均煤产量为代表的生产效率指标较低，冀中集团、 豫能化、山东能源集团员工人数均在 10 万人以上，山西七大煤企中 4 家员工人数超过 10 万人，社会负担相对较沉重。从 2018 年产量情况看，安徽、河南、河北等老矿区煤企人 员负担相对较重，除淮南矿业外人均煤产量均在 550 吨以下，除山煤集团外的山西煤企和 山东能源集团、徐矿集团生产效率居中，人均煤产量大致分布在 550 吨至 1000 吨，伊泰、 陕煤集团等 7 家煤企人均煤产量在 1000 吨以上，生产效率较高、人员负担相对有限，民 企伊泰人均煤产量达到 8924 吨，远超其他国企，生产效率上具有突出优势。
大型煤炭国企区域系统重要性突出
省属煤炭国企对地方 GDP、就业等支持巨大，系统重要性较突出。煤炭国企对地方经济 支持作用巨大，在经济下行、转型期也是支持就业、实施地方政府产业转型政策的载体。 从 2018 年数据来看，豫能化、冀中集团、陕煤集团、山东能源集团分别是河南第一大、 河北第二大、陕西第二大、山东第一大国企，山西 7 大煤企集团 2018 年营业总收入之和 占省国企总收入 72.19%，是山西省国企的重要代表，均大概率会获得地方政府持续较强 支持。
财务分析：盈利及偿债能力改善有限，抗风险能力仍待提高
资产中无形资产比重较大，山西煤企矿权重估比例较高
煤企资产构成以无形资产为主，固定资产和无形资产均占较大比重。煤炭行业为典型资源 开采行业，资产构成集中在非流动资产，平均在总资产占比 70%左右。由于初始投资集中 在土地、矿权、矿区基建投资，矿山建设在建项目转固一般转为固定资产或无形资产，非 流动资产中固定资产和无形资产占较大比重，截至 2019 年 9 月末，样本煤炭企业固定资 产、无形资产、在建工程在总资产中占比均值分别约 32.55%、13.74%、11.92%。
矿权重估增值在山西煤企中落地较为广泛。煤炭企业采矿权以成本法核算计入无形资产， 但是随着煤炭价格波动、资源勘探等条件变化，矿权变现价值有所波动。2017 年山西省 下发《山西省财政厅、山西省国资委、山西省国土厅关于在国有煤炭等省属企业开展采矿 权、土地等国有资产价值重估的工作方案》（晋财资（2016）101 号）等文件，2017、2018 年山西 7 大煤企集团除晋能集团外均有不小规模采矿权重估增值，重估后矿权实际价值得 到更充分体现，充盈了公司资产规模。其他地区矿企目前还没有较大规模矿权重估行为， 我们预计未来仍有调整增值空间。
资产负债率整体呈现趋势下降，但是大部分主体负债压力仍较大
受益于 2016 年以来煤炭价格回升，企业盈利情况改善助力资产负债表修复，且近年煤炭 主体通过发行永续债周转到期负债，因此分析煤炭企业资产负债率时应考虑永续债的影响。 调整后煤炭主体资产负债率整体呈下行趋势，2016-2019 年 9 月末，调整后资产负债率平 均值由 75.26%降至 72.11%，中位数由 80.27%降至 74.98%，80%以上家数由 11 家降至 7 家，期间淮北矿业集团、山东能源集团等主体累计降幅超 5 个 pct，整体财务改善较为 明显。但是也有部分高债务压力主体资产负债表修复较有限，如河北、河南、山西部分煤 企，冀中集团、豫能化、同煤集团等调整后资产负债率仍在 80%以上的较高水平，负债压 力仍较大。
部分主体流动负债比重较高。一般来说，主体流动负债比重越高、短期到期压力越大，但 是非流动负债比例越高，一般对应在建项目等长期投资越大，财务成本压力一般也越大。 2016-2018 年，煤炭样本主体流动负债占比变动没有表现出一致趋势，整体波动较大，截 至 2019 年 9 月末，流动负债占总负债比重均值、中位数分别为 56.75%、58.33%，开滦 集团、豫能化流动负债占比在 70%以上，冀中集团、平煤股份等流动负债占比也在 60% 以上，相比其他企业短期负债到期相对较大。
煤企盈利主要依赖煤炭业务，当前盈利能力有所分化
煤炭业务是多数主体主要毛利润来源。样本煤企多为业务多元的集团型企业，除煤炭采掘 制造、贸易业务外，多有布局其他非煤业务。2018 年煤炭行业景气度仍处较高水平，煤 炭业务毛利率相对其他中下游非煤业务（如电力、煤化工等）竞争力一般更强，样本煤企 矿种结构、成本控制、区位分布等差异较大，导致煤炭（剔除贸易）毛利率分布在 20%至 61%的广泛区间，但是除国家能源集团外绝大多数煤炭毛利率远高于非煤业务毛利率，煤 炭毛利润占比绝大部分在 50%以上，是公司经营业务利润的主要来源。
利润率中枢上行但是有所分化。煤炭企业盈利能力自 2016-2018 年来已有明显改善，行业 归母 ROE 平均值由-2.23%增至约 2.35%，中位数由-0.24%增至 1.86%，期间通过盈利积 累主动降杠杆、业务上降费增效，虽然 2019 年煤价有所回落，但是煤炭企业平均盈利仍 有一定幅度增长。需关注的是，冀中集团、开滦集团、豫能化自 2016 年至今归母 ROE 仍未能实现扭亏，反映集团控股资产盈利改善实际并不明显，若未来行业景气度继续下行， 盈利压力或将进一步增大。
偿债能力多有改善，但是抗风险能力仍待加强
多数煤炭主体短期流动性储备较有限。趋势上，2016-2018 年，伴随煤企盈利改善，货币 资金对短期债务覆盖能力整体改善，样本均值由0.42增至0.63，中位数由0.35增至0.40。 但是由于大多数煤企短期债务占比不低，且煤企日常运营和项目建设资金需求较大，截至 2019 年 9 月末，煤企货币资金/短期债务中位数 0.38、最小值 0.25，流动性储备多较有限。
多数主体付息保障改善，但是绝对值有限，抗风险能力仍偏弱。2016-2018 年，资产负债 率下降较明显的煤企如安徽、山西、陕西等地煤炭主体，盈利对付息保障能力均有不同程 度改善，从绝对值水平看，EBITDA 利息保障倍数中位数已由 2.39 提高至 3.52 倍，多数 主体经营偿债能力有所恢复，但是也有冀中集团、豫能化等 9 家主体 EBITDA 利息保障倍 数在 3 倍以下，若未来煤炭价格继续回落且公司不能有效降低利息支出压力，盈利对利息 保障能力面临继续下滑压力，流动性风险或将增大。
煤炭主体存量债梳理及投资建议
未来一年信用债到期压力较大
截至 2020 年 2 月 5 日，煤炭行业合计存量债数 691 只、余额 9778.02 亿元。从发行人结 构看，地方国有企业存量债余额占比达 88.08%，存量债余额为 8612.93 亿元，中央国有 企业存量债 1057.95 亿元、民营企业存量债 107.14 亿元。从存量债评级分布来看，AAA 评级发债主体存量债余额达 8928.41 亿，占比超过 90%，AA+存量债余额 509.84 亿元， AA、AA-、A 及以下存量债余额分别为 239.96 亿、50.2 亿和 43.75 亿。
未来一年存量债集中到期压力较大。截至 2020 年 2 月 5 日，按行权统计，未来 1、2、3 年信用债到期量分别将达到 4869.76 亿元、2298.21 亿元、1692.98 亿元，若剔除周转相 对较好的一般短期融资券和超短期融资券，未来一年到期的其他类型债券规模也达到 3163.76 亿元，虽然主体评级以 AAA 级为主，但是也会存在较大集中偿付压力。此外， AA+、AA 级主体存量债未来一年分别将到期约 236.4 亿元、99.56 亿元，在存量债中占比 分别为 46.37%、41.49%，也有一定偿付压力。
中高等级主体仍有超额利差，存在一定博弈空间
中高评级主体债券利差仍有一定挖掘空间。2019 年煤炭行业发债主体共发行信用债 4205.62 亿元，其中主体评级 AAA、AA+、AA 级主体发行规模分别为 3853.3 亿元、264 亿、83 亿元，新发行债券主要集中在高评级主体，按行权发行期限看， 1 年及 1 年期以内、 3 年期债券发行量分别为 2290 亿元、1222.2 亿元。中债隐含评级反映了市场多数投资人对发债主体信用资质的一致预期，相同主体评级，随着发行债券隐含评级下降，平均票面 利率上升，AAA 主体评级债券小于 1、1、2、3 年期平均票面利率分别为 3.76%、4.24%、 5.34%、 5.18%，其中发行规模占比最大的隐含评级为 AA 级债券平均票面利率为 3.86%、 4.31%、5.65%、5.65%。相对来看，可能是出于对煤炭行业主体整体债务负担较重的担 忧，一级市场发债平均票面利率较高，其中部分 AAA 主体评级债券绝对收益率空间仍较 明显。
结构性债券品种利差空间可观。2019 年煤炭行业发债主体定向工具、私募公司债、永续 债发行总额分别为 359.8 亿元、532.2 亿元、460.9 亿元，AAA 主体评级债券发行规模分 别为 349.8 亿元、453.2 亿元、450.9 亿元，其中 AA+中债隐含评级债券平均发行利率分 别为 4.8%、4.28%、4.63%，AA 中债隐含评级债券平均发行利率分别为 5.48%、5.67%、 6.60%。私募债和定向工具发行期限以 2、3、5 年期为主，行权期限 1-3 年居多，永续债 首次行权期限多为 3 年或 5 年。整体上，AAA 煤炭主体以地方国企为主，其中资质相对 偏弱主体有发行长期限债券、永续债调节公司债务期限结构的诉求，减轻短期偿付压力， 并愿意承担一定额外融资成本，定向工具、私募公司债、永续债等结构性品种利差空间仍 较可观。
本文覆盖 21 家主体评级 AA 及以上、存量债大于 30 亿元的发债主体，子公司煤炭发债主 体 20 家，其中民营企业仅伊泰集团一家。41 家发债主体中，除国家能源投资集团中债隐 含评级为 AAA 外，其他主体中债隐含评级分布在 AA-至 AA+，隐含评级最低的集团国企 是山煤进出口集团和河南能化集团、均为 AA-级。我们以中债收益率曲线为基准计算煤炭 行业存量债超额利差，进而计算煤炭主体超额利差。结果显示，隐含 AA+级主体超额利差 分布在 40-72BP 区间；AA 级主体超额利差分布区间相对更大，剔除超额利差最高的民企伊泰集团（主体超额利差 292.7BP），其他主体超额利差最低为潞安环能 0.005BP、最高 为永煤控股 207.54BP；AA-隐含评级中，河南能化集团、山煤进出口集团主体超额利差在 124BP-204BP。考虑到样本集团企业及其子公司以地方国有企业为主，部分地方国企承 担支持就业、保障民生、经济转型等任务，对地方经济支持重要性较强，虽然量化的财务 数据可能偏弱，但是不能量化的外部支持应给予足够重视，可能存在预期差机会和博弈空 间。
投资建议
煤炭发债主体以地方国有企业为主，央企和民企数量相对有限，行业层面伴随供给端产能 逐渐释放，供需缺口缩窄，煤炭主要品种价格回落，短期预计仍将承压，考虑行业强管制 和行业集中度逐渐提高，预计煤价难有大幅回落，行业景气度显著恶化风险可控。短期看， 我们建议主要关注煤炭主体到期债务压力、后续资本支出压力及其流动性储备，把控安全 边际，考虑到地方煤炭国企对地方经济、就业的系统重要性，客观评价煤企外部支持力度 和再融资能力；长期看，以资源禀赋质量为主要影响因素的成本竞争力是煤炭行业景气下 行周期应关注的核心要素，对煤炭主业盈利持续及现金流获取尤为重要，对其他非煤业务 投资能否有可观回报及对集团盈利给予支持情况也应足够关注。债券投资方面，市场对部 分 AAA 主体评级企业信用资质看法仍有分歧，中高等级主体一级、二级市场及私募债等 结构性品种均有超额利差空间，可关注博弈机会。
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