煤炭开采行业深度报告：我国煤炭行业成本曲线研究

　　煤炭开采多 为地下作业，特殊的生产工艺决定着煤企成本费用：构成要素多、区域差异大、典型特性强。我国煤炭企业成本费用一般采用制造成本法予以核算，即按照经济用途核算产品的成本费用。从构成类项看，矿井的完全成本主要包括生产成本（营业成本）和期间费用（包括管理、财务、销售）两部分。此外还有资源税（从价计征）、其它税金及附加等费用。从构成要素看，一般包括材料费、燃料及动力费、职工薪酬、修理费、地面塌陷赔偿费、折旧费、摊销费、维简费、井巷工程费、安全费用、其他支出和期间费用等。从成本与产量关联性看，成本费用可分为可变成本和不变成本。从典型特征看，原煤开采生产工艺与一般制造工业不同，成本差异特征明显，包括原材料不构成煤炭产品实体（如材料耗材未构成原煤产品）、自然条件制约性强、辅助环节支出多、安全生产投入大、固定成本占比高（如矿井停产期间的通风、排水等维护性支出）、区域性差异大（如不同区域煤炭资源禀赋差异大，不同矿井安全费、维简费计提标准不同）。
　　煤企成本费用影响因素众多且关系复杂，导致我国煤炭开发成本差异非常大且成本曲线较陡峭。煤炭企业生产经营实践表明，影响煤企成本费用的主要因素包括资源环境因素、技术工艺因素、经营管理因素和政策法律因素。资源与环境因素，包含煤炭资源禀赋（如资源储量、地质赋存条件、矿井灾害条件等）、区位条件（如矿区地理位置、区域经济等）、环境因素。技术工艺因素，包含采煤方法（如露天、井工等）、巷道掘进方式、矿井集中生产水平。经营管理因素，包含企业运营管理水平、企业成本控制体系、企业会计核算管理（如各要素归并核算的合理性）。
　　政策与法律因素，包含国家煤炭宏观经济政策（如资源税、安全费、维简费的计提标准）、生产资料价格变动。总体看，煤炭资源禀赋特征是煤炭资源形成的固有属性，基本决定着矿井的资源开发集中度、采煤方法、回采工艺、机械化水平和灾害防治措施等，是影响煤矿生产成本的最重要因素。煤炭企业只有通过技术工艺水平的优化革新和经营管理水平的提高等在一定程度不断降低企业成本。与此同时，煤矿开采固有的行业属性导致煤炭成本曲线较为陡峭，以及使得不同区域、不同地质生产条件下的煤炭开发成本具有较大差异。
　　全国煤矿数量多、分布广、类型杂，煤企成本曲线研究相对复杂，研究方法和手段具有一定的局限性。由于难以取得全国各生产煤矿的成本数据，研究方法上以基于样本煤矿和权重因素的统计分析为主，即，基于取得的样本煤矿、上市公司年报、煤企的发债信评报告等成本数据，选取矿井开采类型、矿井规模等一级权重指标，以及矿井标准化等级、瓦斯等级、水文地质条件和冲击地压等二级权重指标，结合不同地区煤矿企业的实际生产情况，分别研究各地区的煤矿产能分布和成本区间，进而汇总得到全国的成本-产能曲线。在此需要说明的是，受研究方法和手段的限制，未能充分考虑其他因素对煤矿成本和不同煤种煤质的价格影　　响。
　　晋陕蒙煤矿成本分布区间和价格管控区间和差异性大，其经济产能规模决定着全国煤炭有效供给能力。经分析测算，山西、陕西、内蒙古三地煤矿的营业成本分别在95-429、86-303、104-248 元/吨，完全成本分别在122-528、104-347、104-347 元/吨。依据山西、陕西、蒙东、蒙西动力煤（5500 大卡，蒙东3500 大卡）坑口含税煤价管控区间370-570、320-520、200-300，260-460 元/吨，假设各煤矿均按照5500 大卡（蒙东3500 大卡）发热量计算售价，扣除增值税和资源税后，在坑口煤价管控上限值时三省四地经济产能叠加合计27.6 亿吨，占全国在产产能的67.4%；反之在坑口煤价管控下限值时经济产能合计仅有16亿吨，占晋陕蒙在产产能的57.5%。总体讲，晋陕蒙三省煤矿的煤价和成本参差不齐，再放大至全国煤矿更是如此（据统计，2023 年1-2 月，全国现有亏损煤矿数量约占总数量的1/3，主要集中在中东部开采条件复杂、企业负担重、煤质较差的矿井），也间接反映出价格区间政策并不太适配成本差异较大的煤矿，区间较窄缺乏代表性，太宽又失去了管控的意义。相比之下，当前山西和蒙东煤炭管控价格上限具有较强的成本支撑，且仍有进一步提高上限值以稳定部分高成本产能释放保供的空间。需关注的是，部分煤矿的煤质较差，发热量难以达到5500 大卡（蒙东3500 大卡），再考虑到煤企合理的利润水平，将进一步拉低晋陕蒙三省的经济有效产能。
　　煤矿的刚性成本能够支撑现有煤价维持中高位，但增产保供背景下亦有必要进一步提高煤价中枢，改善煤企盈利预期并增强资本开支意愿，推动提高煤矿建设投资的积极性。在全国煤炭增产保供，加速释放优质产能背景下，以晋陕蒙三省的现有正常建设矿井逐步建成投产测算，对应不同管控价格下限值的新增经济产能合计0.95 亿吨/年，即仅有54%的三省新建产能在当地长协价下限能够盈利，边际新增经济产能十分有限。由于煤矿建设存在客观的3-5 年的建矿周期，项目投资回报期限相对较长，在现有的长协管控价格区间尤其下限值的干扰下，叠加近十年吨煤产能固定资产投资不断上涨，煤矿企业对未来新建煤矿的盈利预期不高，导致煤炭企业新建矿井、扩大产能以及提高资本开支的意愿明显不足，预计仅有成本很低的优质产能能够得到开发。若再考虑未来新增产能进一步向新疆等更西部转移，高运费推高终端成本，则更需要较高的煤炭价格予以支撑。鉴于此，过度限价将制约现有供给并进一步制约投资扩产积极性，反观在全国煤炭短缺与增产保供背景下，亟需进一步提高煤价运行中枢，推进煤炭、电力市场化改革进程，改善企业扩产盈利的预期，进而稳定整体的煤炭供给能力。
　　投资评级：结合能源产能周期的研判，我们认为在全国煤炭增产保供的形势下，煤炭供给偏紧、趋紧形势或将持续整个“十四五”乃至“十五五”，亟待新建一批优质产能以保障我国中长期能源煤炭需求。在能源市场化改革进程中，煤价中枢亦有望逐步抬升以反映供需趋紧的形势并改善煤企扩产盈利预期，进而使得优质产能煤矿盈利的高确定性愈加凸显。当前，煤炭板块具有高业绩、高现金、高分红属性，叠加行业高景气、长周期、高壁垒特征，以及极低的估值水平和严重的一二级估值倒挂，更加彰显高性价比，具备良好的中长期投资价值。我们继续全面看　　多煤炭板块，继续建议关注煤炭的历史性配置机遇。自下而上重点关注三条主线：一是内生外延增长空间大、资源禀赋优的兖矿能源、陕西煤业、广汇能源等；二是在央企控股上市公司质量提升工作推动与“中特估”背景下资产价值重估提升空间大的煤炭央企中国神华、中煤能源等；三是全球资源特殊稀缺的优质炼焦公司淮北矿业、盘江股份、山西焦煤、平煤股份等。同时，建议关注布局新一轮产能周期下煤炭生产建设领域的相关机会，如天地科技等。
　　风险因素：超预期通货膨胀等造成煤矿生产资料费用大幅上涨；煤矿安全费、维简费的计提标准进一步上调；会计核算准则变更引起煤矿成本核算口径调整；安全生产事故或极端天气造成矿井停产等导致煤矿成本提高。
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