年初国内煤价下降后维持在相对低位运行，行业基本面偏弱是煤价回调的主要原因。下半年国内煤价仍受制于限价政策、需求不足及进口煤低价冲击等因素，运行或以稳为主。目前国家能源局正加快对稀缺资源实施保护性开发，其价格有待回归市场价值。优质焦煤、无烟煤等稀缺煤种资源垄断优势日渐明显，价格相对更具弹性。

动力煤价格弱势盘整

动力煤价格整体仍受制于限价政策。为促进经济结构调整，节能减排，保障电力供应，去年年底，发改委对电煤实行价格干预，对市场交易煤规定最高限价，秦皇岛等主要港口5500大卡电煤平仓价最高不得超过每吨800元，下游电厂采购价格受限回落。今年以来，沿海港口煤价也一直低于限价弱势运行。

电煤库存连创新高，电厂采购价同比下降近8%。近期南方水力发电增加，国内重点电厂煤炭库存再创新高，继续保持自今年春季开始的增加态势。截止5月20日，重点电厂煤炭库存直供总计8887万吨，与去年同期相比增长 50%以上;电煤采购价格疲弱运行，大同5500大卡煤的价格为820元/吨，与去年同期890元/吨相比下降7.87%。

港口动力煤价格弱势盘整。下游电厂煤耗增速下降，港口清淡，高库存对煤价造成的压力较明显。秦皇岛港、京唐港动力煤价格均回调下行，截止6月5日，秦皇岛港、京唐港5500大卡动力煤平仓价765元/吨，与去年同期的840元/吨相比下降8.93%。

内陆主产地煤价有所回调。今年以来“三西”地区煤价弱势下行;华东地区煤价格下降调整;西南部地区受雨水充沛的影响，煤炭价格疲软;中转地河北、安徽等地区动力煤价格保持弱势运行。

动力煤价格调整后旺季或迂回走稳。港口及电厂煤炭库存持续高位导致市场需求缩减，同时煤企保持稳产，这是煤价下降的直接原因。随着经济逐步回暖，工业用电、新兴产业用电的增加，在季节性用煤高峰，电煤消耗将走稳。近几年冬夏旺季下游储煤时间大大提前，故动力煤价格走势整体呈现“旺季不旺、淡季不淡”的特征，而剔除时间提前因素的影响，其季节性波动特征仍较明显，下半年关注4季度的动力煤需求变化。

稀缺煤种价格更具弹性

稀缺煤种价格有望回归市场价值。虽然我国煤炭资源丰富，但优质焦煤、无烟煤等稀缺资源储量非常少。以前这些稀缺煤种被当作普通燃料煤用，资源的特殊性和稀缺性并没有得到体现。“十二五”期间，国家能源局将研究制定特殊和稀缺煤种管理办法，对炼焦煤、无烟煤等稀缺煤种实施保护性开发。在政府加大保护性开发力度的背景下，稀缺煤种的市场价值将得到重新审视。

炼焦煤价格调整后趋稳

炼焦煤价格与去年同期相比基本持平，而近几年走势多呈稳中有涨。今年6月上旬，焦煤全国含税平均价为1496元/吨，与去年同期的1490元/吨相比基本持平;比2010年同期上涨了8.56%;比2009年同期上涨了49.45%;肥煤全国含税平均价为1510元/吨，与去年同期的的1494元/吨相比微涨1.07%，比2010年同期上涨了 7.32%，比2009年同期上涨了45.75%;1/3焦煤全国含税平均价为1347元/吨，与去年同期的的1301元/吨相比微涨3.54%，比 2010年同期上涨了8.8%，比2009年同期上涨了44.06%。今年以来，炼焦煤价格与去年相比基本持平，与动力煤价格同比下降8%相比，走势较稳。

钢厂炼焦煤采购价降幅较小。6月下游各大钢厂山西焦精煤采购价保持在1700元/吨，与年初1750元/吨的价格相比下降2.86%，降幅相对较小。

优质炼焦煤供给仍相对紧缺。据安监局统计，全国炼焦煤储量2803亿吨，占煤炭资源储量23%。炼焦煤品种虽齐全，但多以气煤和1/3焦煤为主，肥煤、焦煤为稀缺资源。其中气煤和1/3焦煤1282亿吨，占炼焦煤查明储量45.73%;其次为焦煤，占23.61%;瘦、肥煤各占炼焦煤储量15.89%和 12.81%。随着中国钢铁业淘汰落后产能、行业整合的推进，高炉大型化对焦炭体积和硬度等性能提出了更高的要求，也意味着须在炼焦过程中使用更多的焦煤和肥煤。考虑我国炼钢转炉大型化进程对优质炼焦煤需求的增长，焦煤和肥煤等优质强粘性的主焦煤价格走势相对更稳。

焦煤保护性开发政策意图日趋明确。去年修订后的资源税暂行条例规定煤炭资源税仍沿袭从量计征，但焦煤需要交纳的资源税提高到8—20元/吨，其他煤炭的税额各省略有差异为2— 4元/吨不等。资源税新规明确了资源品征税从价计征的方向，而把焦煤单列更表明稀缺性煤种保护性开发的政策意图日趋明确。目前国家能源局正结合煤炭业“十二五”规划，加快对稀缺煤种实施保护性开发，规范开发秩序，科学调控开发总量。

优质炼焦煤保护性开发加快价格合理回归。在加快对稀缺资源保护性开发背景下，焦煤等稀缺煤种的价格中长期有望回归价值。优质炼焦煤资源集中度较高，卖方定价权高于行业平均水平，价值更为凸显。目前优质焦煤价格是优质动力煤价格的2倍以上，而开采成本并没有太大差别。稀缺煤种的保护性开发政策一旦正式实施，优质炼焦煤将会加速价值回归。

国外炼焦煤合同价上升有助于支撑国内炼焦煤价格。全球55%的焦煤却掌握在必和必拓、力拓、斯特拉塔矿业、英美能源和特克资源公司等五大炼焦煤供货商手中。6月初，日本钢铁企业与必和必拓国际矿业巨头达成协议，今年3季度的炼焦煤合同价上调至225美元/吨，较2季度200美元/吨的合同价上涨约13%，比去年同期水平上涨近70%。日澳炼焦煤3季度合同价提升利于国内炼焦煤价格回稳。

总的来看，优质炼焦煤资源总体供需仍相对存在缺口，稀缺性逐步体现，国际炼焦煤合同价回升也对国内炼焦煤价格形成支撑。随着工业化、城镇化不断推进，产业升级，基础设施建设的加快，特别是钢铁、建材、交通基建项目的相继开工，下游需求或将有所改善。炼焦煤价格短期不排除继续调整的可能，待下游需求改善恢复后，走势有趋稳预期。

高价位无烟块煤回调，低价位无烟末煤平稳

高价位无烟块煤回调，低价位无烟末煤平稳。今年6月初，无烟中块全国平均价为1212元/吨，与去年同期的1365元/吨相比下降11.2%;无烟小块全国平均价为1152元/吨，与去年同期的1262元/吨相比下降8.72%;无烟末煤全国平均价为894元/吨，比去年同期的867元/吨上涨了 3.11%。

优质无烟煤供给体现一定的稀缺性。无烟煤是煤化程度最大的煤，主要用在化肥化工行业。据统计，无烟煤保有储量为1130亿吨，约占全国煤炭资源储量的12%左右，品质良好的无烟煤资源储量较为有限，其中无烟煤块煤产量的年增长率约7%左右，远低于无烟煤产量的增长。

下游产品价格走好有利于无烟煤价格总体维稳。尿素等下游产品的主要原料是无烟煤，今年国内尿素价格持续上涨，年初至今国产尿素批发价约上涨约9%，尿素等下游产品价格走好有利于无烟煤价格的回稳。加上国家对优质无烟煤的保护不断加强，在用肥旺季随着下游需求的增加，预计无烟煤价格总体将以稳为主。

国内煤价走势受国际原油价格、进口煤价差影响

国际能源市场缺乏全球经济基本面支持。欧债危机恶化引发市场恐慌，全球经济下滑趋势未改，美元指数持续走强，多重因素导致原油价格继续下挫。今年以来国际油价走出一波单边下跌行情，截止今年6月6日，WTI原油期货结算价格85.02美元/桶，同比下跌14.13%，与年初相比下跌17.63%。这表明目前全球经济形势不乐观，国际能源市场短期内或维持弱势格局。

国内外煤炭价差加大港口煤价压力。从历年澳大利亚BJ煤炭与国内秦皇岛港山西优混煤炭价格走势对比来看，今年以来，国际煤炭价格一路走跌，跌幅大于国内煤价，二者价差逐渐扩大。国际方面，据环球煤炭交易平台数据，截止6月1 日，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格92.88美元/吨，年初以来跌幅20.08%;南非理查德港动力煤价格91.83美元/吨，年初以来跌幅 14.99%;欧洲ARA三港市场动力煤价格84.32美元/吨，年初以来跌幅19.38%。国内方面，截止6月4日，秦皇岛港山西优混(5500大卡) 平仓价为765元/吨，年初以来跌幅4.97%，远小于国际煤价跌幅，二者价差逐渐扩大。

受国内外煤炭价差扩大影响，我国煤炭进口持续保持高位，国内煤价也受到冲击。据统计局数据，1—4月累计进口煤炭(含褐煤)8655万吨，同比增69.6%;其中无烟煤1257万吨，同比增加 35.6%;炼焦煤1729万吨，同比增加26.3%;动力煤2529万吨，同比增加188.2%;褐煤1635万吨，同比增加101.9%。随着国际煤价大幅下降，下游厂商会适当增加对进口煤炭采购，短期将加速港口煤价的调整。

总的来看，下半年煤炭价格整体仍受制约。从近几年煤炭价格走势与经济景气、下游供需的变动看，它们存在着明显的正向联动，煤炭价格走势本质上反映着宏观经济景气度。上半年国内经济增速逐步回落，行业基本面愈发低迷，政策利好未及预期，加上国际原油价格、进口煤价差等因素的影响，我们预计下半年煤价仍会受到制约。寄望于经济“稳增长”政策措施的实施，固定资产投资需求的释放，下游需求的稳步回升，煤炭价格也有望先抑而后稳。

煤炭板块投资机会

煤炭板块投资的内在逻辑：经济“稳增长”政策实施力度加大+资金流动性增加——下游行业需求改善——煤炭价格趋稳——行业基本面复苏——板块估值修复。

煤炭板块估值待修复回稳

煤炭板块短期走势仍受到行业基本面的压制。国内经济增速放缓，固定资产投资下降，电力、钢铁、建材等下游需求减少，煤炭库存量大幅增加。市场供大于求造成H动力煤价格H连续下跌，焦煤、无烟煤等价格也出现了全面调整。加上近来国际油价持续下跌，煤炭价格下滑格局扭转尚需时日。短期煤炭板块仍受制于基本面，面临着经济增长放缓带来的下游需求萎缩，煤价调整及人工、资源税费上涨导致的成本约束等问题。

煤炭板块估值水平与经济发展情况，大盘走势密切相关。从历年CPI、PPI与煤炭开采指数走势比较看出，在CPI、PPI指数走跌时，煤炭板块走弱特征较为明显，此时往往带来板块估值水平的下降。在通胀缓慢回落的预期下，煤炭作为资源品价格也会随之回落，板块走势也会有所调整。从历年M2同比增速与煤炭开采指数走势比较来看，凡是M2增速跌落谷底时，往往就是煤炭板块处于估值底部的时期，二者走势一致时滞较小。M2是判断煤炭板块处于估值底部极具时效性的指标。历史经验显示，M2见底与通胀见顶约有3个季度的时间差，年初通胀已阶段性见顶回落，这意味着在下半年3季度后M2出现阶段性拐点的概率较大。而制造业综合指数PMI本身是一个判断经济走向的领先指标，待其出现反转，也是经济触底企稳之时。

为实现经济“稳增长”的调控目标，决策层实施的货币政策稳健中更趋适时灵活，连续3次降准、首次降息将有助于增加货币供给，提振市场投资信心;财政政策积极中力度加大，多项重大建设项目获加快审批通过，除了重工业和交通基建项目，对民生工程建设项目投资也在加快;产业政策更对家电等产业进行了补贴扶持。此外，政府在结构调整方面的制度性改革频现，降低民间资本准入限制，结构性减税、利率市场化、资本市场改革等结构性调整政策备受重视。虽然国内经济增速有所减缓，但随着积极的宏观政策调控效应逐步发挥，下半年经济走势有望回稳。

煤炭板块估值有待修复。煤炭行业的周期性特征决定其发展与宏观经济密切相关，下半年国内经济触底并逐步回稳是大概率事件。若出现货币信贷规模明显增加、财政投资规模迅速扩大等积极信号，那么煤炭基本面触底将加快显现，板块估值也有待逐步修复。

煤炭板块短期看政策面、资金面，中长期仍有赖于行业基本面回升。大盘整体估值中枢下移后，周期性行业调整幅度相对更大，煤炭板块估值已具有相对较高的安全边际。考虑到煤炭的资源属性及其在我国能源供给格局中的重要战略地位，我们认为煤炭板块已经处在了中长期价值的合理区间。其短期走势主要看经济政策提振预期、资金流动性，中长期仍有赖于行业基本面的逐步回升。未来一段时间，随着政策预期逐步兑现、经济复苏回稳，待需求、价格等利好催化剂出现，煤炭板块将有望在行业景气回升推动的估值修复中迎来阶段性行情。预期下半年煤炭板块PE的合理运行区间为12—17倍，维持对行业“增持”的投资评级。

煤炭上市公司盈利增速下降

为使统计数据更接近以煤炭开采为主、正常盈利的公司实际状况，我们对煤炭开采板块涵盖的公司进行了调整，剔除了新重组财务数据无可比性及ST的煤炭上市公司，最终选取中国神华、昊华能源、平煤股份、潞安环能、中煤能源、靖远煤电、新大洲A、远兴能源、平庄能源、神火股份、冀中能源、煤气化、西山煤电、露天煤业、郑州煤电、兰花科创、兖州煤业、阳泉煤业、盘江股份、安源股份、上海能源、山煤国际、爱使股份、金瑞矿业、恒源煤电、开滦股份、大同煤业、国投新集等28家上市公司为统计样本。

1、营业收入规模稳步扩大，增幅有所放缓。

统计样本28家煤炭上市公司营业总收入去年同比增长39.37%，增幅同比增加5.14个百分点，营收规模稳步扩大;今年1季度同比增长27.43%，增幅同比减少12.99个百分点，营收增速有所放缓。6月中旬，秦皇岛港5500大卡山西优混平均价为760元/吨，同比下降9.52%;秦皇岛港煤炭库存高达882.5万吨，同比增长 50.6%。在目前煤价运行疲弱，需求不振的环境下，预计下半年煤炭上市公司的煤炭产销量虽有稳步增长，但同比增速将逐步放缓。

煤炭开采行业营业收入与下游行业营业收入变动相比，今年1季度同比增幅仅次于化肥行业。钢铁、水泥行业营业收入同比下降幅度较大，源于钢铁、水泥等需求陷入低迷;化肥行业营业收入同比下降幅度最小，主要因为尿素价格的持续回升，而需求未有明显变动。

2、归属母公司股东净利润增速下降。

统计样本28家煤炭上市公司归属母公司股东净利润去年同比增长16.71%，增幅同比减少12.78个百分点;今年1季度同比增长6.55%，增幅同比减少10.98个百分点。煤炭上市公司归属母公司股东净利润同比虽然保持增长，但增幅放缓比较明显，反映出煤价下跌、成本费用增长带来盈利水平下降的压力。

煤炭开采行业利润总额今年1季度同比增长要好于除火电外的其他下游行业。火电行业由于煤价下降、电价调升，利润总额同比则出现了大幅增长;钢铁和水泥行业利润总额由于需求疲弱同比出现下降，化肥行业利润总额同比基本持平。

3、生产成本增长压力仍在。

煤炭开采、材料、人工成本、期间费用及其他附加税等成本增长压力仍在。据EDB统计数据，截至今年2月，煤炭开采行业主营业务成本累计同比增长 27.16%。期间费用中营业费用累计同比增长29.55%，同比上升7.39个百分点，表明销售煤炭和提供劳务等日常经营的各种费用在逐步增加;财务费用累计同比增长57.36%左右，同比大幅上升22.49个百分点，表明利息支出、汇兑及筹资产生的费用在大幅增长;管理费用累计同比增长17.01%，同比下降6.01个百分点。

煤炭生产环节缴纳费用繁多，物流中间环节复杂，铁路运力市场化程度低都是煤企生产成本高企的重要原因。目前，煤炭企业要缴纳的各种费用约有30多种，占煤炭销售收入的35—45%左右。除缴纳企业所得税、增值税、营业税、房产税、土地税、印花税等企业需要缴纳的一般性税种外，还要缴纳煤炭价格调节基金、铁路建设基金、矿山环境治理恢复保证金、煤矿转产发展资金、港口建设费、教育费附加和地方教育费附加等收费项目。此外，很多地区煤炭出省还要额外征收出省费和煤炭价格调节基金。近期，发改委已多次发文要求产煤省清理自行出台煤炭收费政策，其全面清理整顿涉煤基金和收费措施将有助于缓解煤企的生产成本压力。

4、盈利能力仍高于下游，毛利率、销售利润率相对稳定。

从煤炭开采行业的毛利率来看，近三年来一直稳定在25—30%的区间内运行。据EDB统计数据，截止今年2月，煤炭开采与洗选行业毛利率约26.6%，同比虽微降 0.91个百分点，但仍分别高于其下游火力发电、水泥、炼钢、化肥等行业16.74、13.19、21.62、14.27个百分点。分行业来看，电力行业由于煤价下跌、上网电价上调，毛利率同比上升2.34个百分点;化肥行业由于尿素产品价格高企，毛利率同比略降1.16个百分点;钢铁、水泥行业由于需求减少、成本上升，毛利率同比分别下降0.64、4.64个百分点。从毛利率差距看，煤炭开采行业毛利率与其他下游行业毛利率相比仍高出13个百分点以上，毛利率水平相对稳定。

从煤炭开采行业的销售利润率来看，其近三年来一直保持10%以上的稳定增长，2011年达13.32%。煤炭开采和洗选行业的销售利润率普遍高于下游电力、化肥、钢铁、水泥等行业7个百分点以上，销售收入的收益水平变动小于下游行业。

综上所述，煤炭上市公司业绩主要受产销量、售价、成本等多方面的综合影响。在煤炭需求增速下降、煤价疲弱、成本压力加大的情况下，内生产量增长会对盈利状况影响较大。下半年，煤炭上市公司营业收入、归属母公司净利润增速有放缓趋势，由于其处于产业链上游，销售利润率、毛利率仍相对稳定，虽面临生产成本增加的压力，但盈利能力仍处于较稳定的水平。

重点关注的煤炭上市公司

利润增速放缓压力下关注产量扩张较快、盈利能力稳健且有估值优势的公司。煤炭开采板块内统计的28家煤炭上市公司归属母公司股东净利润增速同比有所放缓，2011年同比增长16.71%，增幅同比减少 12.78个百分点;今年1季度同比增长6.55%，增幅同比减少10.98个百分点。除了煤炭价格下跌，下游需求减少也是业绩下滑的主要原因。煤企仍承受着煤价下跌、成本费用增长带来的压力，但其毛利率、销售利润率与下游行业相比仍有一定优势。建议关注内生产量增长较快、盈利能力稳健、估值具有优势的煤炭上市公司，如兰花科创(600123)、山煤国际(600546)、阳泉煤业(600348)、盘江股份(600395)等。