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煤炭是我国重要的基础能源和原料，煤炭工业在国民经济中具有重要战略地位。

近年来随着宏观经济增速放缓以及产业结构调整，能源消费增速明显放缓。

天然气、核能和可再生能源快速发展，对煤炭等传统能源替代作用增强，能源结构调整步伐加快，清洁化、低碳化趋势明显，煤炭在一次能源消费中的比重持续下降。

但我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特点决定了煤炭在我国一次能源消费结构中仍处于主导地位，且主体能源地位在相当长时间内难以改变。

2018年煤炭占能源消费总量的比重为59%，较上年继续下降1.4个百分点。

《煤炭工业发展“十三五规划”》明确提出到2020年煤炭消费比重下降到58%左右。

随着我国能源结构调整的深入和清洁能源挤出效应显现，煤炭在我国能源消费占比将进一步下降。

我国煤炭下游行业主要为电力、钢铁、建材、化工四大行业，其煤炭消费量合计占煤炭总消费量的80%以上。

煤炭下游主要行业均属于强周期以及投资拉动型行业，因此煤炭开采行业景气度也与宏观经济周期以及固定资产投资保持着高度正相关性。

2019年以来我国经济发展面临的外部环境依然严峻，经济增长压力加大且增速放缓。

2019年前三季度，我国实现国内生产总值697798亿元，按可比价格计算，同比增长6.2%，比上年同期回落0.5个百分点。

受经济增速回落、制造业景气度下滑以及火电发电量增速下滑等影响，2019年1-9月我国煤炭消费量同比仅增长0.7%，增速较上年同期下降2.3个百分点。

从下游细分行业需求来看，火电行业煤炭需求量约占煤炭总消费量的50%，对煤炭行业需求影响较大。

2019年前三季度，全国全社会用电量5.34万亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较上年同期大幅回落4.5个百分点。

同时来水充沛和风电等新能源发电增速较高继续挤压火电发电量。

2019年1-9月，全国规模以上电厂火电发电量38020亿千瓦时，同比仅增长0.5%，增速较上年同期回落6.4个百分点，导致电力行业耗煤增速同比下降0.20%。

钢铁和建材行业煤炭消费量分别约占煤炭总消费量的17%和13%，上述行业受房地产及基建等投资影响较大。

在地产融资收紧及政策调控力度影响下房地产投资延续放缓趋势。

2019年1-9月，我国房地产开发投资额98007.67亿元，同比增长10.50%。

受益于地方政府专项债资金加速投放及可作为重大项目资本金使用的政策拉动，同期我国基础设施建设投资同比增长3.44%，虽略有反弹但仍处于近年来低位。

受宏观经济刺激政策及上期低基数效应影响，2019年前三季度钢铁、水泥产量同比均有所增长。

2019年1-9月，全国粗钢产量为7.48亿吨，同比增长8.40%，增速同比上升2.3个百分点。

同期水泥产量为16.91亿吨，同比增长6.9%，增速同比上升5.9个百分点。

化工用煤方面，2019年1-9月，合成氨、氮肥、尿素产量同比分别增长2.9%、5.3%和4.2%。

尿素、甲醇等传统化工领域的煤炭消费增量空间较小，化工领域煤炭消费增量将主要集中在煤制烯烃、煤制天然气、煤制油、煤制乙二醇等现代煤化工产品方面。

煤炭产能方面，在煤炭开采行业的“黄金十年”中，煤炭企业纷纷通过新建矿井及技改升级等方式扩大产能，行业固定资产投资增速维持高位，新增产能不断增加，“黄金十年”的煤炭产能快速扩张造成行业产能过剩问题突出。

为化解煤炭过剩产能，实现煤炭市场供需平衡，2016年起我国开始启动煤炭去产能工作，加速了过剩产能的出清。

2016-2018年我国分别完成煤炭去产能2.9亿吨、2.5亿吨和2.7亿吨，累计退出煤炭产能8.1亿吨，提前完成“十三五”煤炭去产能目标（5.5亿吨），年产30万吨以下煤矿产能减少至2.2亿吨/年以内。

根据国家能源局最新发布的煤炭产能情况，截至2018年底，我国合法在产产能为35.3亿吨，合法在建产能为10.3亿吨，其中已建成、进入联合试运转的产能3.7亿吨。

在煤炭行业供给侧改革过程中，落后产能逐渐出清，先进产能逐步投放，行业供给结构优化，行业供需格局得以改善，但目前煤炭行业去产能也面临煤矿关闭退出机制不完善、人员安置和债务处理难度大、退出成本高等问题。

同时，30万吨/年以下煤矿数量仍有约2100处，淘汰落后产能、破除无效低效供给的任务依然较重。

根据煤炭工业规划设计研究院研究数据，预计从2019年到2020年，煤炭行业仍将有1.8亿吨的去产能空间，后续产能结构优化将成为化解煤炭过剩产能的主基调。

新增产能方面，2016-2018年我国新增原煤产能分别为1.29亿吨、1.99亿吨和1.17亿吨。

我国新建产能多集中在晋、陕、蒙地区，未来我国煤炭生产将主要向“三西”地区集中。

我国煤炭开采行业化解过剩产能成效明显，促进了行业产能利用率的持续提升。

据统计数据显示，2016-2018年及2019年1-9月我国煤炭开采和洗选业产能利用率分别为59.5%、68.2%、70.6%和71.5%。

煤炭产量方面，2019年以来随着先进产能加速释放，国内煤炭供应继续增加，前三季度全国原煤产量累计完成27.36亿吨，同比增长4.5%。

随着煤炭去产能步伐加快，南方不符合安全生产条件的小煤矿退出较多，原煤生产向资源条件好、竞争能力强的晋陕蒙地区集中。

同期三省区原煤产量19.25亿吨，占全国煤炭产量的70.34%。

2019年以来煤矿事故频发，安全和环保政策趋严给煤炭生产带来的不确定性加大，由此导致的停产、限产短期内制约煤炭产量释放，但长期来看安全和环保力度加大有利于落后产能退出，提高先进产能的释放活力。

进口方面，由于国内外煤炭价差扩大，进口煤增幅明显，前三季度进口煤炭合计2.51亿吨，同比增长9.5%。

此外，2019年9月，以煤运为主的重载货运线——浩吉铁路（全长1813.5公里，北起内蒙古自治区鄂尔多斯市境内的浩勒报吉南站，终到京九铁路江西吉安站，规划年运输能力2亿吨以上）正式开通运营。

浩吉铁路是我国“北煤南运”国家战略运输通道，有利于促进西部地区资源开发，保障鄂湘赣等华中地区能源供应。

从煤炭价格走势来看，2019年以来由于下游需求增速放缓、供给端新增产能的持续释放以及煤炭进口量增幅明显，行业供需趋于宽松，煤炭价格整体小幅下降。

分煤种来看，秦皇岛港5500大卡动力煤市场价年初受矿难限产引起煤炭供给收缩影响，2019年一季度动力煤价格总体呈上涨趋势，之后在火电耗煤需求增速下滑和动力煤产能进一步释放的带动下，二季度以来价格小幅下降。

截至2019年11月1日，秦皇岛港5500大卡动力煤市场价为567元/吨，较上年同期下降23元/吨。

炼焦煤方面，受钢铁等下游需求同比小幅增长影响，炼焦煤价格稳中微涨。

截至2019年11月1日，炼焦煤价格为1260元/吨，较上年同期上涨11元/吨；

无烟煤价格整体呈现高位波动下降态势，截至2019年11月1日晋城产无烟中块价格为1060元/吨，较上年同期下降180元/吨。

煤炭开采行业属于典型的周期性行业，在宏观经济增速放缓、经济增长转型升级和国内能源结构调整的背景下，下游需求将逐步弱化，行业长期运营状况的改善仍将取决于后续市场化出清机制的建立与严格执行。

此外，行业仍易受各类政策影响。

长期看，在宏观经济增速放缓、经济增长转型升级和国内能源结构调整的背景下，火电、钢铁、水泥等主要耗煤行业产量增速或将放缓甚至出现负增长，下游需求将逐步弱化。

前期产能超前建设造成行业供需格局失衡，尽管2016年以来供给侧改革使得国内煤炭行业供需格局改善，但我国煤炭产能结构仍有待进一步优化，后续仍存在一定的去产能空间，行业长期运营状况的改善仍将取决于后续市场化出清机制的建立与严格执行。

煤炭开采行业作为资源型行业，资源禀赋很大程度上决定了煤炭企业的经营状况，是影响行业内企业信用质量分化的主要因素。

可采资源较多、煤炭埋藏浅、地质条件简单、开采条件好、煤质好煤种稀缺、运输网络便利和靠近煤炭消费地、安全生产条件好的煤炭企业抗风险能力较强，信用质量有望保持稳定。

而那些资源储量少、地质条件复杂、资源赋存条件较差、开采难度大、煤质差、吨煤成本高企、距离煤炭消费地远的煤炭企业经营压力较大，信用质量面临挑战。

基于资源禀赋条件，不同区位煤矿的开采规模、运输便利性、可机械化程度存在较大差异，导致煤炭企业间成本端变动弹性不同。

资源禀赋的差异也将很大程度上决定企业吨煤成本的高低。

具备成本优势将成为抵御市场风险的重要因素。

内蒙古、陕西等煤矿整体资源禀赋较好，生产成本较低，一定程度上能抵御煤价波动给业绩带来的冲击；

而东北、云贵川等地区煤矿开采成本较高，一旦煤价大幅下跌可能出现业绩大幅下滑甚至巨额亏损。

煤炭属于同质化产品，煤炭企业的规模不仅仅反映了其规模经济和抗风险能力的综合结果，也能在一定程度上反映企业竞争中的定价话语权。

煤炭采选行业的大型基地布局和大企业集团战略的实施在相当长一段时期符合我国政府的政策鼓励，行业集中度的提高也将进一步加大规模企业的竞争能力。

在煤炭价格反弹的情况下，产量和成本决定企业盈利规模。

煤炭产量大的企业可以通过调整煤炭供给抵御行业周期性波动、获得相对稳定的市场竞争力和议价能力的优势。

同时，煤炭产量可以直接反映企业的市场影响力和资源的规模利用效率。

整体来看，近年来产量变化呈现出“压缩东部、限制中部和东北、优化西部”的生产特点，符合我国的政策导向。

根据《煤炭工业发展“十三五”规划》，“十三五”期间将加快北京、吉林、江苏、福建、江西、湖北、湖南、广西、重庆、四川、青海等地煤矿关闭退出，从严控制煤矿建设生产；

降低鲁西、冀中、河南、两淮基地煤炭生产规模；

控制蒙东（东北）、晋北、晋中、晋东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模；

有序推进陕北、神东、黄陇、新疆大型煤炭基地建设。

到2020年，煤炭生产开发进一步向大型煤炭基地集中，14个大型煤炭基地产量37.4亿吨，占全国煤炭产量的95%以上。

未来14个大型煤炭基地以外的矿井产能将面临收缩，矿井主要位于14个大型煤炭基地以外的煤炭企业煤炭产量预计将受到一定限制。

煤炭行业作为国家基础性战略行业，受到的政策监管比较严格，表现出很强的政策性。

国家宏观调控政策、产业政策、资源政策、税收政策、安全环保政策等方面的政策及法律法规对煤炭行业产业结构、布局、成本、进入壁垒等方面均会产生较大的影响。

目前产业政策导向主要表现为推动煤炭企业兼并重组力度，提高产业集中度、淘汰落后产能。

未来国家对煤炭产业的政策调整将很大程度上决定煤炭行业的发展及煤企未来的经营模式和盈利空间。

煤炭开采行业是国家重要的基础能源行业，近年来国家各部委出台多项政策引导行业健康发展。

2019年以来行业政策仍主要围绕“去产能”、“保供应”等方面进行调控，行业去产能政策继续从总量性去产能向系统性、结构性去产能转变。

煤炭开采行业是国家重要的基础能源行业，近年来国家各部委从煤炭需求、行业供给、安全生产、税费清理、煤炭价格等各方面出台多项政策引导行业健康发展。

2019年以来，行业政策主要集中在“去产能、保供应”等方面，继续淘汰煤炭落后产能，改善煤炭供需格局，同时引导先进产能投放，保证煤炭供应稳定。

行业去产能政策继续从总量性去产能向系统性、结构性去产能转变。

2019年4月，发改委、工信部和能源局下发《2019年煤炭化解过剩产能工作要点》，提出将开展巩固化解煤炭过剩产能成果专项督查抽查，加快出清违规产能，统筹去产能和保供应，鼓励大型煤炭企业兼并重组中小型企业。

为进一步提升煤炭供给体系质量，推动煤炭行业“上大压小、增优减劣”和产业结构调整，2019年8月发改委等六部门联合出台《30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案》（简称《方案》），根据不同地区资源、区位等实际情况，提出了30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案，推动淘汰煤炭落后产能取得新的成效。

2019年11日，发改委修订发布《产业结构调整指导目录（2019年本）》，将大型煤矿井田平面投影重叠的小煤矿；

山西、内蒙古、陕西、宁夏30万吨/年以下（不含30万吨/年），河北、辽宁、吉林、黑龙江、江苏、安徽、山东、河南、甘肃、青海、新疆15万吨/年以下（不含15万吨/年），其他地区9万吨/年及以下（含9万吨/年）的煤矿；

长期停产停建的30万吨/年以下（不含30万吨/年）“僵尸企业”煤矿；

30万吨/年以下（不含30万吨/年）冲击地压、煤与瓦斯突出等灾害严重煤矿新增纳入淘汰类。

同时，2019年以来，我国在安全生产方面也出台了多项政策，对安全生产主体责任监管、煤矿复工复产验收等方面提出了更高的要求。

此外，2019年4月起煤炭行业增值税税率下调（16%下调到13%）将进一步降低煤炭企业的税费负担。

煤炭开采行业资本密集程度相对较高，企业的兼并重组以及补充储量和开发新矿产的需求而导致的资本密集性投入使得行业整体债务杠杆偏高，易受外部融资环境变化的影响。

煤炭采选行业具有投入大、投资周期长等特点。

2018年以来随着煤价持续高位、行业经济效益好转，固定资产投资回升。

2019年1-9月，煤炭开采行业固定资产投资同比增长26.10%，较上年同期大幅上升24个百分点。

此外，近年来国家也出台相关政策鼓励煤炭企业兼并重组、推动行业集中度提升。

预计煤炭企业将投入较多资金进行产能扩建、矿井技改等，整体资本性支出压力较大。

煤炭开采行业整体债务杠杆偏高，利率敏感性凸显，易受信贷政策和企业融资渠道影响。

若行业景气度下行，将显著加大企业的融资难度及融资成本。

另一方面，当外部融资环境趋紧时，企业债务滚续或面临一定困难，或将引发流动性风险。

煤炭企业外部融资渠道主要有银行借款和债券市场融资，其中银行借款融资占比达60-70%。

从信贷融资政策来看，2016年4月以来，国家出台了《关于支持钢铁煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》、《关于钢铁煤炭行业化解过剩产能金融债权债务问题的若干意见》等相关政策，提出多种金融举措帮助煤炭行业化解过剩产能，对于煤炭行业实行差别化的信贷政策导向：

引导金融机构对具备竞争力的优质煤炭企业融资提供支持，但对违规新增煤炭产能的项目及落后产能等实行严格控制。

而银行方面对于煤炭企业普遍采取审慎放贷的态度，通常采取限额管理政策，严格控制煤炭行业新增用信情况。

从采矿业贷款余额来看，近年来工农中建交五大行采矿业贷款余额呈现持续下降趋势。

2019年6月末工农中建交五大行采矿业贷款余额合计11259.41亿元，较上年末下降0.40%。

从债券市场融资来看，2016-2018年及2019年前三季度，煤炭开采行业信用债发行规模分别为2683.50亿元、2911.40亿元、3921.80亿元和2708.10亿元。

2017年以来行业基本面有所好转，行业发债规模持续增长。

2019年以来行业内企业发债节奏有所放缓，一方面原因是随着行业效益好转，优质煤企经营获现状况较好，银行融资渠道较畅通；

另一方面也与信用风险事件频发和结构性杠杆去化下，中小型煤炭企业发债难度较大有关。

发债资质方面，近年来煤炭发债主体信用资质持续提升，AAA级发行主体及发债规模占比整体持续提升。

融资成本方面，大型煤企和中小型煤企融资成本结构性分化明显，高等级债券信用利差走势相对平稳，低等级债券信用利差仍相对较高。

经济结构转型背景下，煤炭下游需求将逐步弱化；

煤炭行业属于高危行业，行业性安全生产压力仍将长期存在；

行业政策敏感性强，受政策调控方向及力度影响较大；

煤炭开采行业资本密集程度相对较高，行业整体债务杠杆偏高；

产需逆向结构分布使得行业面临一定的运输瓶颈。

下游需求弱化且煤炭消费占比持续下降。

受能源需求增长放缓、油气产量持续增长、非化石能源快速发展等因素影响，能源供需宽松。

同时，能源结构调整步伐加快，清洁化、低碳化趋势明显，煤炭在一次能源消费中的比重持续下降。

从煤炭行业下游四大行业来看，电力、钢铁、建材三大行业需求上升幅度有限，对煤炭需求增长也形成一定抑制。

尽管化工行业煤炭需求有望增加，但整体耗煤量占比较小，对煤炭整体需求的拉动有限。

长期来看，煤炭下游需求趋于弱化。

安全生产压力长期存在。

随着开采强度的不断增大，我国煤矿开采深度平均每年将增加10至20米，煤矿相对瓦斯涌出量平均每年增加1立方米/吨，高瓦斯矿井的比例在逐渐加大。

全国范围内，约有三分之一产能需要生产安全技术改造。

近年来煤炭安全事故频发，重特大事故尚未得到有效遏制，行业性安全生产压力仍将长期存在。

易受政策调控影响。

近年来国家频繁对煤炭行业进行政策调控，其中大力度的去产能政策促进了煤炭行业的健康发展。

不过煤炭行业的产能过剩局面尚未根本扭转，未来行业发展受国家调控政策方向及力度影响较大，需密切关注行业政策层面因素影响。

财务杠杆偏高。

煤炭采选行业资本密集程度相对较高，企业的兼并重组以及资源补充需求导致资本投入密集，行业整体债务杠杆偏高，带息债务规模大，财务负担偏重。

债务负担重、投融资政策激进、流动性压力大、融资渠道单一的煤炭企业将面临更大的财务风险。

面临一定的运输瓶颈。

我国煤炭资源区域分布不均，“三西”地区（山西、陕西、内蒙古西部）煤炭储量约占全国煤炭探明保有储量的55%，是我国煤炭重要的产区和煤炭供应及出口基地。

而煤炭消费集中在东部沿海地区、南方地区，尤其是环渤海经济圈、长江三角洲和珠江三角洲地区。

而华东地区作为煤炭消费主力地区，煤炭资源储量只有全国的5%。

产需逆向结构分布造成我国呈现“北煤南运、西煤东调”格局。

煤炭运输面临一定的瓶颈。

二、样本数据分析

1. 

样本筛选

本报告根据申万行业分类下归属于煤炭开采行业中具有存续债的发债企业，并剔除合并报表范围内的发债子公司以及未披露2019年三季报企业，选取了31家企业（简称“样本企业”）作为样本进行分析，具体详见附录一。

下文2019年E数据为2018第四季度及2019年前三季度合计的年化数据。

2. 

经营状况

（1） 

资源禀赋

资源禀赋很大程度上决定了煤炭企业的经营业绩表现。

资源禀赋主要包括但不限于企业可采储量及年限、煤炭品质、赋存及开采条件、吨煤成本和安全生产条件等。

整体来看，晋陕蒙宁甘区域煤炭资源丰富、煤种齐全，是我国目前主要煤炭生产区和调出区，区域内煤矿总体上开采技术条件较好，以大型煤矿为主，生产力水平高，安全保障程度高，煤炭产能高。

东北地区开采历史长、剩余资源量较少、赋存条件变差、安全生产压力大、生产力水平不高。

华东地区是我国主要煤炭消费区，区内产量远不能满足需求，需要大量调入，是“西煤东运”的主要目的地，部分矿井进入深部开采，灾害威胁加重。

华南区煤炭开采条件差，灾害威胁严重，以小煤矿为主，生产力水平不高，安全保障程度较差；

西南地区地质条件复杂、资源赋存条件较差、煤炭含硫量较高、安全生产压力大。

新疆地区煤炭资源丰富、煤质好，煤层埋藏浅，地质构造简单，生产成本低，未来将重点配套建设大型、特大型一体化煤矿，是我国未来主要的煤炭接续区、生产基地和调出基地。

煤炭开采行业是资源型行业，资源储量决定企业未来的价值和现金流。

煤炭资源储备对煤炭企业的长远稳定发展具有至关重要的影响。

从可采储量总量来看，主要分布在山西、陕西和内蒙古三个省份。

在31家样本企业中，2018年末可采储量超过30亿吨的共15家，其煤炭主产区基本位于上述三个省份。

其中焦煤集团、中煤能源、山东能源集团、陕煤化工集团、晋能集团和国家能源投资集团煤炭可采储量超过100亿吨。

50%以上的样本企业可采储量超过20亿吨。

而双欣能源、江西能源、福建能源集团、抚顺矿业煤炭可采储量不足3亿吨，面临较大的资源接续风险。

不同煤炭产品受各自供需关系的影响，其价格表现不同。

相对而言，无烟煤、焦煤具备更强的资源属性和议价能力，价格较高；

动力煤储量丰富，平均价格明显低于焦煤和无烟煤，不同煤种价格的差异对企业的盈利情况产生很大影响。

动力煤主要运用于火电行业。

焦煤的下游行业主要是钢铁、焦炭等行业，而无烟煤主要用于化工行业。

不同的下游客户也使得煤炭企业面临不同的下游景气度传导。

整体来看，焦煤和无烟煤比重大的企业盈利弹性大，而动力煤比重大的企业盈利稳定性更强。

在31家样本企业中19家以生产动力煤为主，7家以生产焦煤为主，剩余5家以生产无烟煤为主。

不同的资源禀赋决定了吨煤成本的不同。

从样本企业来看，吨煤成本高低具有明显的地域性差异特征。

整体来看，内蒙古、陕西等地煤企具有显著的吨煤成本优势，而福建、安徽、湖南、河南等地煤企吨煤成本较高。

从吨煤成本变化来看，各省主要煤企2016年吨煤成本多数稳中有降，降幅较大的主要有晋能集团、永泰能源、晋煤集团等，但也有一些吨煤成本上升较明显的煤企，主要是山东能源集团、兖矿集团，这两家煤企2016年吨煤成本上升较多主要系职工薪酬提升所致。

2017年以来由于煤炭市场行情好转，多数煤企提高了员工薪酬，当年主要煤炭企业吨煤成本普遍上升。

2018年以来超过50%的样本企业吨煤成本较上年有所上涨，主要是人工成本上涨以及安全投入加大所致。

（2） 

原煤产量

从原煤产量来看，行业排名前10位的样本企业原煤产量持续提升。

产量排名前10位的样本企业矿井主要位于晋蒙陕煤炭主产区。

而产量排名后10位的企业主要集中于西南、东北、安徽等地，且多数企业原煤产量持续下降。

该类区域一般矿井资源条件较差，属于我国降低或退出煤矿产能区域。

（3） 

收入及盈利状况

2016年下半年以来，受下游需求回暖以及供给侧改革推进的影响，煤炭价格大幅反弹，行业盈利能力逐步回升，但增速呈现持续放缓态势。

2017-2019年（E）样本企业实现营业收入总额分别为30240.54亿元、34355.67亿元和37002.47亿元，同比分别增长19.34%、13.61%和7.70%。

2019年以来虽然煤价小幅回落，但由于样本企业煤炭产量有所提升，营业收入仍保持增长。

考虑到煤炭下游需求弱化以及先进产能释放，煤价仍面临下行压力，未来煤炭企业面临经营业绩增长承压。

期间费用率反映费用将在多大程度上侵蚀主业留存利润的空间。

样本企业整体费