从当下这个时间点往未来看，我们并不看好国内的煤炭企业。
其背后的逻辑是，煤炭作为一种大宗商品，在国内目前的监管政策和监管逻辑之下，其金融属性会被大幅度抑制，进而限制这种商品的波动性。此外，市场化的交易空间会被挤压，大规模的、上市的企业，将很难在周期来临时兑现更大的价值。
而下游的情况也不乐观。目前电价改革的进度远远落后于煤价，从目前政策端释放的消息看，短时间内，即便电价改革出台，也是回到了2015年以前的思路。更不要说越是电价能够获得高收益的时候，越需要这些发电企业让利给工商业和民生，转变亏损状态几乎只能依靠煤炭的供应端释放利好。
供给需要加大产量、销售流程有着监管的严控，下游又没有办法通过涨价来转嫁成本压力，因此，供给、流通和需求三个环节对于煤炭企业来说，都不能算是非常有利。
当然，我国整个的电力系统目前的情况相对比较特殊：外有全球蔓延的能源危机，内有不断增长的可再生能源需要火电调峰。连续两年出现的拉闸限电现象，需要煤炭在能源系统中承担更重的责任，需求量将会继续上升。
只不过，这份责任，或许无法带来业绩上及资本市场上更好的表现。
“生产-流通-销售”迎来更加严格的监管
虽然都是一次能源，也都是化石能源，但煤炭在国内的逻辑和石油、天然气等等完全不同。
煤炭是我国能源安全的“顶梁柱”，在我国2021年的一次能源消费的总量中，煤炭的占比为56%；在我国的发电结构中，煤电的占比则为73%；我国煤炭的储量在2020年底达到了1622.88亿吨，占全球的比例超过13%。
“家底”如此，放着雄厚的煤炭资源不去用，采用成本更高的核电、气电和不够稳定的可再生能源发电，结果就是整个经济社会将承受高昂的用电成本，能源安全亦会受到威胁。同样的逻辑，煤炭的对外依存度约等于0，除了部分煤炭品种之外，占比更高（超过煤炭消费量80%）的动力煤几乎完全是自给自足。
这里的动力煤，泛指用来“燃烧提供热量”的煤炭品种，大量应用于发电、热力、冶金和化工等领域，其中发电领域的消费占动力煤消费量的60%以上。这部分煤炭的销售，也是上市煤企营收的主要来源。
我们认为，按照最新的监管思路来看，动力煤将会是必须抓实的基本盘，所有煤炭领域的政策调整都会围绕动力煤这一核心煤种展开。监管不会允许煤炭快速涨价，也不会允许煤炭便宜到成本线以下，长期价格将会围绕国家每年设定的价格区间，上下或许有所超越，但极端的市场状态和超额收益出现的概率会大幅度下降。
2021年和2022年这样旺盛的煤炭行情，或许会是终点。做出这个判断的理由是：监管的目标越来越明确，措施和方式也在收紧。
举一个例子，就是不久前国家发改委刚刚发布的《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》（以下简称《新方案》），对比《2022年电煤中长期合同签订履约工作方案》（以下简称《2022年方案》），可以看出监管思路的变化。
一，签约对象。相比《2022年方案》，《新方案》剔除了冶金、建材、化工、化肥等行业用户，范围缩小的同时指向性更为明确。因此，可以说这份方案的目的，就是保证国家的安全。
二，签约要求。《新方案》明确了动力煤的定义：热值低于6000大卡的煤炭。同时，不再要求中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上，增加了不低于煤炭企业动力煤资源量75%的规定。扩大了覆盖面，在扣除了进口煤炭消耗量以外，按照国内煤炭使用的105%进行签约，进口煤炭量大的发电企业可以放宽这个标准。
价格方面，依然是“基准价+浮动价”，《新方案》下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行，下调了25元/吨。浮动价方面，将年度电煤中长期合同细化分解到月，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综合确定。相比去年，参照指数减少了一个，更加集中也更加便于操作。
三，履约监督。《新方案》明确了要按月度分解量足额履约、不得以未配置铁路运力为由拒绝履约、不得以停产减产为由拒绝履约的规定。我们认为，这个条款的出现，应该是2022年在实际操作的过程中，有煤炭企业以相关理由不履行约定的情况。
《新方案》涵盖的内容有很多，我们只是选取了最重要的几个方面：签约对象、合同量、合同价格和履约监管进行介绍。总的来说，《新方案》的几个核心要求，都非常针对实际操作中出现的问题，亦有更好的执行方法，减少了管理难度并尽可能规避了钻空子的可能。
我们认为，包括今年连续出台的数个对煤炭生产、流通和销售的监管政策在内，目前的政策已经具备相当的执行性，后续监管将不再像之前那样临时且无力，煤炭将会在很长时间内迎来一个逐步平缓的周期。
监管之后：煤炭市场不复大周期
更加严格、可操作的监管出台之后，我们认为国内的煤炭将与全球市场进一步脱钩，有着自己独特且平缓的周期性。
从监管的动向出发，看一下今年国内煤价的整体情况，或许就可以发现，煤炭企业的高增或许已经不可持续了。长协履约率最高（85.7%）的企业中国神华（SH：601088），上半年平均价格如下：
可以看出，通过销售集团销售的煤炭占了绝大部分（94.7%），价格同比增幅27.1%。对比中电联统计上半年34.5%的大型发电集团平均购煤价格来看，是少了不少的。所以，神华在前三季度赚了591.31亿元，同比增幅45%。对比另一家煤炭企业兖矿能源（SH：600188）前三季度同比135.25%的增幅来看，其实是少赚了钱的。
统计煤炭开采加工行业33只股票的业绩可以看到，今年前三季度的净利润增长达到了68%，但第三季度的净利润增长率为24%，对比电力行业第三季度平均122%的净利润增长率来看，可以说煤炭企业的高利润增速已经接近拐点。
只有让煤炭企业赚得更少，发电企业才能有好日子过，这种情况可以从与中国神华同属国家能源集团旗下的兄弟公司——国电电力（SH：600795）的业绩中看到。在前三季度稳定住了盈利持续扩大的势头，来自神华供应和价格都稳定的煤炭出了不少力。
今年前三季度，国电电力获得净利润50.15亿元，同比增长169%，同比增幅在五大四小旗下的电力上市公司中排名第一。对比另一家火电资产较多的企业华能国际（SH：600011）同期巨亏39亿的业绩，足以发现煤炭量价稳定的重要性。
即便公司没有如神华这样煤炭资源底子雄厚的兄弟企业，长协履约率提升的情况下，也会极大程度地改善业绩。如华电国际（SH：600027）前三季度的表现这样，录得净利润23.25亿元，同比增长超过45%。
上升到集团层面看，就明白监管对煤炭企业的管理依据了。手里同时有煤炭资源、有发电资产，国家能源集团凭借前三季度的6039.71亿元的总营收和727.37亿元的净利润一马当先，稳坐五大发电集团的第一位。
也是因此，下注煤炭价格接下来的上涨，倒不如下注电力企业可能的业绩修复。这种情况的出现也证明了：煤炭的量价稳定与发电企业的获利有着直接的关系，且二者需要兼得。
只需要打通供需之间的堵点，当全社会都能实现这种供需模式时，两方都有获利的空间，保证能源安全。虽然理想状况实现起来比较困难，但从监管的目标来看，的确朝着这个方向在努力。
也是因此，期待煤炭的监管在落地过程中放松是不切实际的，虽然可能还会有钻空子的空间，但这个空间也将会越来越狭窄。在统一的计划安排下，煤炭会逐渐失去金融属性，发电供给的角色也更加纯粹，这就是我们不再看好煤炭企业后续业绩的原因。