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前言
一、行业概况：煤种较多，分布不均
二、政策调控：安全保供，柔性供给
1、历史沿革：汰弱留强
2、新建产能：建立完善保供体系
3、动力煤：长协价稳定器
4、焦煤“2+4+4”协商定价
三、供需格局：供给增量有限，电煤需求刚性
1、全球视角：供需同步见顶，供给降速更快，增量在亚洲
2、国内供给端：供应稳定，增量有限
3、国内需求端：中长期维持稳定
4、价格因子：电煤下有支撑，焦煤仍有不确定性
四、我国电煤需求达峰节点测算
1、核电：核准有所提速，贡献仍在远期
2、水电：2024年有望回暖
3、风光：装机量高增，短期消纳或显压力
4、火电：基础电源地位短期难以改变
五、煤炭公司及估值
1、三大板块概述
2、12家煤企中位数估值分析
3、核心企业估值简析
六、总结
前言
这个时候再来看煤炭行业，不免会遭受很多质疑。行业周期论也好，股价顶部论也罢，不论对错，我们至少应该本着严谨的态度，对行业有个全面客观的判断，不能拍脑袋想当然。
有观点担心煤炭会重蹈水泥的覆辙，但实际上煤炭的需求并不会像水泥一样萎缩那么多。电力需求增长，风电光伏占比增加后，电网的消纳已经吃不消了。水泥主要受制于基建，而煤炭是消耗品，烧完就没有了，但每年还要烧，未来还要转型为国家的战略储备（战时用）。退一步讲，即便目前投资意义不大，放在一生的角度，这也是个不容错过的经典案例，我已经迫不及待想去寻找答案了。
一、行业概况：煤种较多，分布不均
煤炭种类较多，按用途主要可分为动力煤、焦煤、化工煤。动力煤作为动力燃料的煤炭，通常不需要复杂的加工，可以直接用于燃烧，主要用于发电、供热等。
焦煤具有较高的固定碳含量和热稳定性，需要经过炼焦过程，将煤在缺氧条件下加热，使其部分气化并转化为具有多孔结构的焦炭，故也称炼焦煤。焦煤主要用于钢铁工业中的高炉冶炼，作为还原剂将铁矿石还原成铁。
化工煤通常指的是适合用于化学加工的煤，如无烟煤或某些特定的烟煤，需要通过气化、液化等化学加工过程，转化为其他化学品或能源产品。化工煤主要用于生产化工原料，如煤化工中的合成氨、甲醇等化学品的生产。
2022年我国商品煤产量中，动力煤、焦煤和化工煤分别占比62.8%、28.9%、8.3%，动力煤占比最高。2023年，煤炭下游电力、钢铁、建材、化工消费占比分别为59.1%、15.1%、11.2%、7.3%，其中电力消费占比接近60%。
从下游需求不难看出，动力煤和焦煤差异还是很大的，基本是两个不同的行业：焦煤利润率高但下游需求弱，主要受制于房地产和基建。动力煤的电力需求还可以，还有长协价安全垫。国内电力需求总体稳中有升，风电光伏发电量占到18%，电网消纳现在已经有些吃不消了。
化工煤利润率较低，本身不赚钱，看点不多，央国企在这块也没什么优势。这块主要是跟着矿走的，很多时候是我为了拿这个矿才去投的，因为地方政府有要求，要我配套建煤化工，我不赚钱也得建，所以很多煤化工是被动投资，有点类似于不少医药公司不赚钱的商业板块，区别是后者主动性更强。
我国占世界煤炭生产和消费的半壁江山，2022年煤炭产量、消费量分别为45.6亿吨、42.3亿吨，分别占世界51.8%、54.8%。从某种意义上说，煤炭就是中国的石油。
尽管我国是全球最大煤炭开采国，但储量只能排第四。截止2020年底，中国煤炭探明储量1431.97亿吨，占世界13.3%，仅次于美国、俄罗斯、澳大利亚。与此同时，我们煤炭进口量世界第一：2022年，中国进口煤炭2.9亿吨，占世界煤炭贸易量的18.0%。
我国煤炭供需错配，煤炭资源储量与产量集中在华北、西北，而煤炭消费则集中在华北、华东，这两个区域分别占我国煤炭消费量的28.7%和25.1%。
二、政策调控：安全保供，柔性供给
1、历史沿革：汰弱留强
政策调控对煤炭行业的影响主要体现在供给和价格两个方面，先说供给端。2012-2015年，煤炭行业产能过剩，价格下行，2016年，我国启动供给侧结构性改革。
2016年2月，国务院印发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》， 《意见》明确从2016年开始，用3至5年的时间，煤炭行业再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产能，适度减少煤矿数量。
2016-2020年，煤炭行业累计退出煤炭落后产能8.1亿吨。与此同时，宏观经济企稳带动下游需求恢复，产量触底反弹，煤价上涨回归合理区间。
从2021年开始，疫后全球经济企稳复苏，国内外需求快速增长，我国通过核增释放优质产能经过增产保供，煤价从高位回落。两年间累计核增煤炭产能5.3亿吨。
2、新建产能：建立完善保供体系
建立健全煤矿产能储备制度，保障煤炭稳定供应，夯实能源安全保障基础，是政策调控的重中之重。早在2010年，国家发改委便提出加快煤炭应急储备工作。2021年7月，国家发改委发布消息，国家正在推进煤炭储备能力建设，总的目标是在全国形成相当于年煤炭消费量15%、约6亿吨的煤炭储备能力。其中政府可调度煤炭储备不少于2亿吨，接受国家和地方政府直接调度，另外4亿吨是企业库存，通过最低最高库存制度进行调节。
2023年12月，国家发改委发布又发布了《关于建立煤矿产能储备制度的实施意见（征求意见稿）》，总体目标是到2027年，初步建立煤矿产能储备制度，有序核准建设一批产能储备煤矿项目，形成一定规模的可调度煤炭产能储备。到2030年，力争形成3亿吨/年的可调度产能储备。
预计到2030年，我国将新建10亿吨产能，其中储备煤炭产能3亿吨，通过让部分产能枯竭退出，实现煤炭产能的动态平衡。但期间安全生产事故的发生，以及安全监管政策对煤炭供给也会产生阶段性扰动。
3、动力煤：长协价稳定器
说完供给再说价格端。针对煤炭经营者时有哄抬价格的行为，2022年2月，国家发展改革委印发《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，明确了煤炭现货价格和中长期交易价格的合理区间。2023年，动力煤年度中长期合同5500大卡价格均值为713.8元/吨，同比下降7.8元/吨，大幅低于同期市场均价。
动力煤价格有很多种，比较常用的两个就是秦皇岛5500大卡年度长协价和环渤海港口5500大卡现货价。整体代表了动力煤中的长协煤和市场煤价格。从比例上看，长协煤占比约80%（年度长协为主，月度长协为辅），市场煤占比约20%。
不难看出：占比约20%的市场煤波动较大的，也是最能挑动新闻媒体神经的，而高达80%的长协煤则很稳，再考虑到稳中向上的电力需求，实际上市场煤价波动对以动力煤为主的企业影响有限。
23年电煤的需求量约在27.5亿吨，占当年总需求的半壁江山还多。长协煤价格波动范围很小，约在699-728之间波动，均价为713.8元/吨。市场煤价格波动较大，23年初的时候在还1300元以上，低的时候6月底曾跌到750元，全年均价在971元/吨。
截至24年5月28日，秦港5500动力煤价格880元/吨，距离长协价700元/吨中枢价格还有20%的安全垫。基本上跌到800-820元/吨一线，新疆煤就减产了，很难再跌下去。
未来长协（电）煤价格会非常稳定，中枢还在700元，预计大部分时间内波动会在690-720之间。而市场（电）煤价格波动则会加大，中枢在850元左右，但波动范围会在700-1500元之间。市场煤波动大的原因是风光快速建设、占比快速提高后，会带来两个后果：一是未来中国整体将不再缺电；二是季节性缺电、地区性缺电、日内高峰阶段性缺电现象将更加严重。从这个角度看，今年春季市场煤价下跌很正常，无需过度担心。
4、焦煤“2+4+4”协商定价
2018年9月20日，首届中国集群品牌论坛在北京举行，由山西焦煤集团为主席单位的中国焦煤品牌集群同时发布。包含山西焦煤、山东能源、龙煤集团、淮北矿业、冀中能源、平煤神马、开滦集团、沈阳煤业8家企业，主力为山西焦煤、龙煤集团和淮北矿业，集群自觉履行炼焦煤中长期合同，为中国钢铁提供1/3以上的保障，成为炼焦煤市场的“稳定器”与“压舱石”。
2019年12月，新华焦煤价格指数发布，以焦煤集群成员企业真实交易合同数据为基础编制而成，是国家级炼焦煤价格指数。
焦煤“2+4+4”协商定价机制是一个涉及多方协商的定价体系，旨在促进煤钢焦产业链上下游的共识和价格稳定。由两个协会（中国煤炭工业协会、中国钢铁工业协会）、4个钢厂（河钢、宝武、鞍钢、湘钢）、4个焦企（龙煤、山能、山焦、淮北）组成，共同商讨，强化“煤钢焦”上下游共识。
焦煤长协价格年度定量，季度调价。2023年5月降至低点1450元/吨，随后价格波动上行，与市场煤价保持300-500元/吨空间。
三、供需格局：供给增量有限，电煤需求刚性
1、全球视角：供需同步见顶，供给降速更快，增量在亚洲
全球煤炭需求2023年85.4亿吨，2026年降至83.4亿吨，复合增速为-0.8%。中国、美国和欧盟等需求下滑，东盟、印度需求增长。需求下降主要来自火电，东盟、印度、蒙古在非电领域的增长会抵消欧盟和其他亚洲国家的下降。
另一方面，总供给也在同步见顶，但下降速度更快。全球煤炭供给在2023年达到峰值，到2026年将下降至83.94亿吨，2023-2026年CAGR为-1.3%。
2、国内供给端：供应稳定，增量有限
动力煤方面，国内产量：主产区晋陕蒙产量占比约75%，难有增量；国内供给增量主要在新疆，预测煤炭资源量为2.19万亿吨，占全国比重的40.5%，已查明资源量居全国第三位。
铁路建设有望提升疆煤外运能力，与价格正相关。由于疆煤运输成本较高，导致价格一旦跌到成本线附近，疆煤就会减产，所以动力煤现货价格很难有效跌破800元/吨。国外进口：2023年进口量达到历史高位的4.7亿吨，同比增长61.8%，继续增长较难，甚至可能下降。
未来新疆煤炭产能有望持续释放，预期“十四五”时期新增产能1.64亿吨（占年产量比例大约为35%），产能增幅达60%以上。铁路运费下调促疆煤开发加速及外运，“疆煤外运”产业链迎来快速发展期。
在此背景下，煤炭产能集中分布于新疆哈密地区的广汇能源，以及远期运能增长空间广阔的广汇物流有望率先受益，其次是在新疆拥有煤炭资产的兖矿能源、中煤能源、上海能源也有望受益，加速新疆地区煤炭资源的开发。
焦煤供应方面，焦煤供应以山西、山东、安徽等地为主。这几年各家主要焦煤企业资本开支谨慎，供给不足，整体难有增量；焦煤进口增量主要在蒙古，2023年从蒙古国进口6716.4万吨煤炭，还有一定的增长潜力，但焦煤进口总体占国内市场比例还不到10%，进口增量有限。
3、国内需求端：中长期维持稳定
根据中石油研究，煤炭在我国一次能源结构中所占比重2020年、2030年和2060年分别为55.9%、45.4%和5.6%。
中期看，由于新能源仍需解决消纳等问题，煤炭仍将是我国的主要能源。长期看，煤炭定位将从能源供应主力转为兜底保障，未来我国非化石能源占比将稳步提升。2025年前，煤炭需求较为平稳，约43亿吨，之后逐步下降至2060年的3.4亿吨。
具体分类中，预计电煤占比将逐步提升。即便在日本“失去的30年”中，电力依然是钢性需求。焦煤这边，长期看海外仍有增量需求，特别是印度+东南亚，未来人口是中国的两倍。国内焦煤需求主要受制于房地产需求低迷、城市化放缓、材料技术的提升，以及供给侧深化去库。据麦肯锡预测，我国钢铁需求将从2025年的10亿吨高位，逐渐降至2030年的8亿吨左右，未来焦煤需求这块还要向外看。
煤化工方面，由于原料用能不纳入能源消费总量控制，叠加能源安全诉求，我国在富煤的国情之下，增加煤化工有利于降低对石油等替代能源的依赖。因此，煤化工仍将贡献煤炭消费的部分增量空间。
4、价格因子：电煤下有支撑，焦煤仍有不确定性
港口动力煤价在800元存在强支撑，4月中旬以来煤价在短暂回调后再反弹，主要原因包括：一是产地开工率受安监的影响下降，且较高煤价也能一定程度纾解地方财政压力；二是电厂受限于“煤电价格联动机制”，在一定程度上保煤价即是保电价；三是疆煤外运存在800元港口价格的临值影响，煤炭出疆量敏感度较高；四是煤化工和油化工存在成本优势的竞争，即体现煤和油价联动。布油70美金与港口煤价800元所制烯烃成本相当，而油价难跌至70美金以下，当前布油价格80美金以上致煤化工成本优势非常明显。
解释一下，煤制油是替代石油供应的重要选择，油煤价差较大会带动煤化工用煤量，从而使价差回归。据国内专业机构测算，当国际油价为70-80美金时，对应秦皇岛煤价807-971元/吨，中枢对应870元/吨。当煤价下跌到900元/吨以下，煤化工利润变好，支撑化工煤采购，所以电煤900元/吨附近具有补库需求。
焦煤方面，近期宏观政策和地产扶持政策频发，改善焦煤市场预期，但难以从根本上扭转国内供需双降的格局。另一方面，焦煤因为煤质好埋藏深，更容易出现安全隐患。
2023年，矿山安全生产面临的形势异常严峻复杂。内蒙、山西、贵州、河南、黑龙江等煤炭主产地均面临安全检查、安全生产整顿、安全帮扶等政策的影响。煤矿安全生产监管阶段性扰动焦煤供给，不确定性强于电煤。
四、我国电煤需求达峰节点测算
1、核电：核准有所提速，贡献仍在远期
我国自2019年再度重启核电机组核准，且2022-2023年连续两年核准10台机组合计2408万千瓦，显现核准加速迹象。截至2023年6月，我国在运核电机组装机容量仅为5699万千瓦。根据《“十四五”现代能源规划》，目标到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦，未来核电装机容量有较大增长空间。
核电建设具有周期长，投资大的特点。根据《核电建设周期、成本变化规律分析》的研究显示，全球第三代机组的计划施工周期平均为78.5个月，且由于第三代机组安全标准高、关键设备和工程建设返工导致出现延期现象。当前我国在建机组共计2430万千瓦，但仅有三台机组共计204万千瓦是2019年以前开工，意味着核电放量仍需时间。
2、水电：2024年有望回暖
在2022年来水偏枯的背景下，水电发电量逐步走低，2023年上半年体现较为明显，月度水电发电量低于近三年和近五年均值。2023年下半年在厄尔尼诺气候下来水出现改善，月度发电量改善显著。
全年来看，2023年水电发电量10068亿千瓦时，相较于2020-2022年及2018-2022年均值分别低5.8%和3.2%。国家气候中心数据显示，2023年厄尔尼诺事件在2023年11月-2024年1月期间处于峰值期，来水改善有助于2024年水电出力向均值回归。
水电是优质的可再生资源，但水电站建设选址受限（相较于火电），涉及生态环保、移民安置、社会影响、电力消纳等问题。当前我国水电开发已过高峰期，用电需求较大的区域水电资源开发已经较为充分，后续开发集中于西南地区如四川、云南等地区。
3、风光：装机量高增，短期消纳或显压力
双碳政策背景下，作为清洁能源的风电光伏拥有较大发展空间。2030年规划建设风光基地总装机455GW，其中十四五期间总装机200GW（包括外送150GW）；十五五期间总装机255GW（包括外送165GW）。
另一方面，风电光伏产业链成本在不断下行，且2023年有加速下行趋势。2023年风电新增装机对应投资额为4880元/KW，同比-27.3%，呈现加速下行态势；2023年多晶硅下滑显著，综合价格指数从2022年底的170.29跌至23年底的37.15，跌幅达78.2%。
在此驱动下，2023年国内风电光伏装机超出市场预期，根据国家能源局统计，2023年风电光伏新增装机293GW，其中光伏新增装机217GW。截至2023年底，可再生能源装机已达到14.5亿千瓦时，占全国发电装机量超过50%。
制约因素主要体现在发电波动性和消纳。一方面，风电光伏的发电波动性较大，对电网稳定性运行有影响；另一方面，随着风电光伏的装机量快速提升，风光消纳问题逐步显现。
2024年2月全国风电和光伏利用率分别为93.7%和93.4%，两者均显著低于历史同期水平，反映风光消纳压力比较大。从各省的情况来看，风光资源较为丰富及风光大基地重点区域的利用率相对较低，如内蒙、甘肃、青海等地方，这意味着结构性消纳问题或将更为突出。
2023年国内在成本加速下行背景下，风光新增装机大增，在全球新增可再生能源装机中贡献超过50%，超出市场预期。然而伴随着装机高增，短期消纳问题逐步体现，其中光伏消纳问题更为突出。
4、火电：基础电源地位短期难以改变
由于资源禀赋、经济结构和发展阶段的不同，火电在大多数时间都是我国的主力电源。随着双碳政策的提出，火电的地位有所变化，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》指出，推动煤电向基础保障性和调节性电源并重转型。
考虑到我国“富煤”国情、水电可利用资源有限、风光发电波动大且短期面临消纳问题、核电建设周期较长等因素，结合火电机组建设周期短、发电灵活等特点，火电仍将在较长一段时间内保持基础电源地位。
十一五至十三五期间，煤电新增装机逐步回落，从十一五期间年均6400万千瓦回落至十三五期间年均3600万千瓦。在双碳政策提出的2021年，火电机组核准仅为716万千瓦。2021年下半年电力供应紧张反映了火电作为稳定电源的重要性，同时火电机组也可作为风光等清洁电源的调节电源，在此背景下火电审批有所回摆。其中2022年和2023年分别核准7835万千瓦和5687万千瓦，远高于2019-2021年期间。考虑到火电机组建设周期较短，预计2023-2026年期间火电新增装机容量处于相对较高水平。
根据开源证券研究所测算，预计2027年火电发电量将达到峰值，为62807亿千万时，其中燃煤发电为57213亿千瓦时。燃煤机组达峰后发电量并不会迅速下滑，预计到2030年，燃煤发电量仍高于2022年的水平。
五、煤炭公司及估值
1、三大板块概述
2020年以来，随着煤炭价格的上涨，主要上市公司的业绩稳健增长，且分红率提高、股息率改善，投资价值凸显。分板块看，动力煤主要以发电为主，美国90%以上的煤炭用于发电，未来我国电力用煤占比也将进一步提高。动力煤公司数量多，规模大，千万吨级矿井较多。主要公司有中国神华、中煤能源、陕西煤业、兖矿能源等公司。
焦煤主要用于冶金行业，焦煤公司数量和资源储量相对较少，主要分布在我国中东部，如山西、安徽、贵州等地区，主要上市公司有山西焦煤、潞安环能、淮北矿业、盘江股份等。无烟煤资源相对稀缺，公司集中在山西，用于化工、冶金和民用等领域，代表公司是华阳股份和兰花科创。下图为各煤炭公司2022年末资源量和可采年限统计数据：
2、12家煤企中位数估值分析
上图前两家股价选取的是港股数据，后10家选用A股数据，时间截至24.6.3中午收盘。
以上12家煤炭公司的股息率中位数高达6.45%，随着全行业资本开支减小，公司现金流普遍在净利润的1.6倍左右。股息率（税前）最低的是标的5，为4.35%。公司分红率超过80%，潜在提升空间有限，资本开支较大，有息负债占比较高，流动比率仅0.59，短期财务压力较大。
12家公司的ROE中位数为14.32%，这个数据不一定准确。行业特性决定ROE多数正处于从顶部回落的趋势中，考虑到最近五年的ROE平均值参考意义不大，这里主要参考市赚率第二公式，选取最近一个周期反转后第一年或第二年的数据。除了标的3和标的4外，其他公司市赚率2大多在0.5倍左右，市净率在1.3倍左右（前两个是港股估值）。看上去并不贵，但考虑到ROE整体往下的趋势，这个数据至少还要打个七八折。
由于行业最近几个季度增速往下，导致基数较低，未来成长性数据失真，所以聂夫标准和PEG数据的参考意义不大，不如看市盈率。12家公司市盈率（TTM）中位数为10.31倍，动态中位数为9.04倍，远期PE为7.3倍，股息率中位数6.42倍。
假如12家煤企未来三年还有5-10%的业绩增速，则PEG中位数实际在1-2.1倍上下，聂夫标准[市盈率/（年化增速+股息率）X100]的区间大致在0.63-0.9倍，当然这只是一刀切的考量。
3、核心企业估值简析
标的1确定性和估值都比较高。公司拥有自己的铁路线和港口设施，能确保煤炭的稳定供应和运输。业务涵盖煤炭开采、发电、铁路运输等多个环节，后两项占了20%以上的利润。其中电力业务还在持续增长中，可以对冲可能的煤价下跌。标的12未来煤炭产能提升空间大，缺点是新疆煤，所以煤价高的时候它弹性很大。
标的2/10/11都有20%的产能增加，其中后两家是无烟煤，接近动力煤，动力煤需求和价格更稳定，且有长协保护。如果煤价在800-1000元/吨之间波动的话，标的2的空间是动力煤里最大的，适合结硬寨、打呆仗。总的来说，动力煤和焦煤基本是两个不同的行业。
这里再展开说下标的2：公司在煤炭行业中具有较强的市场竞争力和品牌影响力。未来几年的年度资本开支计划约在150亿左右，按23年430亿经营性现金流计算，未来每年的自由现金流约在280亿上下，略高于远期250亿的净利润。即便未来保持30%的分红率不变（不提升的可能性不大），前瞻分红总额也将达到84亿，较23年58.6亿分红总额提升43%。
煤炭行业并不存在激励竞争关系，各家差距也不如外界想象的大。以前标的1也是铁公鸡，常年低分红，股价长期在低位徘徊。自从2020年提高分红后，股价开启长牛模式。
标的2作为净现金公司，自由现金流每年还在增加，央国企还有窗口指导，未来迟早会分红。上周末公告派发特别股息，尽管数额不高，股价还是应声上涨。12%+的ROE，0.8倍PB，目前价格对应未来的预期收益率至少在15%以上，电煤未来五年内需求大概率不会萎缩。
如果公司估值想跟标的1看齐，除了提高分红比例外，未来还必须确保不再大幅计提减值。退一步讲，即便未来市盈率仅按10倍算，对应250亿的远期净利润，公司也值2500亿，对应港股至少还有一倍以上的空间。
顺便提一句，经常有朋友来问折旧费用在利润和现金流量表中的勾稽关系问题，见上图：标的2在23年年报中的财务附注部分和现金流补充材料部分，将111.6亿折旧和摊销费用在各分部中的数据列示的很清楚。
六、总结
在我国，煤炭行业是国家能源战略的重要组成部分。随着我国经济的持续发展，在供给侧结构性改革和长协价制度支撑下，煤炭行业仍将在未来发挥重要作用。预计2027年火电的发电量将达到峰值，2030年前，电煤需求稳定。风光发电长期将实现对煤炭行业的替代，但发电波动性和消纳问题将成为制约因素。水电今年可能是大年，将是一个短期的利空因素。
从供需角度看：动力煤供给增量主要看疆煤外运，受制于运输成本，动力煤现货价格很难有效跌破800元/吨，而焦煤供给端国内增量已经很小了。需求端，动力煤比较稳定，即便在日本“失去的30年”中，电力依然是钢性需求。而焦煤受制于房地产等因素，钢铁需求受到抑制，增量需求主要来自印度和东南亚，确定性不如动力煤。
价格方面：长期制约高油价核心因素的美国页岩油供给开始走下坡路，OPEC重新夺回油价控制权，并从价格战转变为保价控量策略。未来油价有效跌破70美元的概率不高，向上则存在想象空间。
从全球角度看，由于煤炭和油价存在比较关系和替代效应，因此长期看煤价向下空间也很有限（短期进入淡季，前面一波也涨多了）。考虑到煤炭还有长协，往下有安全垫。石油更受国际价格影响，煤炭相对偏中国（特色）。
从生意模式看：煤炭公司大多是先拿钱后发货，应收和存货的变化较小。煤炭挖一点少一点，供给端控制又很严，所以这门生意天生比很多制造业公司要好。
忽视质量，片面追求成长性是不可取的。不论成长能否兑现，产能的无序投放必将带来量升价跌。就像今年的新能源汽车，看似行情火爆，竞争却极其残酷。车企要生存要发展，不得不把赚来的每一分利润重新投入到营销、扩产和研发里去，自由现金流常年为负，甚至还需要不断对外融资，这样的生意模式很难给投资人带来回报。
反观旧能源煤炭，这几年却跑出大行情，很多人只片面归因为周期，却忽视了供给。比如焦煤因为房地产的原因需求不好，但供给弹性更差。由于政策调控安检保供汰弱留强，理顺供给和价格端，外部企业难以介入（尤其是民企），致使存量央国企在低烈度竞争环境下才能舒服的吃肉。
很多行业往往成熟后趋于理性，竞争格局稳定，这时长牛慢牛股才有合适的土壤。成长和估值具有双重不确定性，资产和分红变动则要小得多，便宜才是王道。所以煤炭股目前面临的最大挑战并不是需求不足，而是股价涨多了。
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