2023年煤炭行业投资策略 天然气和煤炭的相互替代性更强

1、再不是旧模样，2022未完待续

事件一：极端气候加剧全球能源危机，煤炭需求继续增长

‘拉尼娜’是赤道中东太平洋海表温度异常，出现大范围偏冷，并且强 度和持续时间达到一定条件的冷水现象。我国气象局将拉尼娜事件采用 的标准为：Niño3.4 指数 （5°S～5°N，170°W～120°W 区域海温 指数）小于或等于 0.5℃且持续至少 5 个月为拉尼娜事件。根据国家气 候中心监测，Niño3.4 指数在 2020 年 6 月开始小于 0.50C，并一直持续 到现在，2022 年是拉尼娜事件的第三年，也是罕见的‘三重拉尼娜’事 件，且 Niño3.4 指数一直处于-0.5℃以下，强度远超 2021 年。

极端气候冲击煤炭生产供应。伴随 2022 年拉尼娜强度的增加，全球部 分地区也爆发气候灾害，其中东南亚、澳洲多地出现暴雨天气，洪涝灾 害频发。澳大利亚从今年 4 月份开始，降水量远超往年均值，并在 7 月 份开始降水呈现持续增长趋势，强降水下澳洲面临的洪涝灾害越发严重， 影响煤炭的出口和生产。预计 2022 年澳洲煤炭全年出口量为 3.55 亿吨， 同比下降 2.9%，出口受限。印尼方面，由于印尼降水集中在当年 11 月 到次年 2 月，所以暴雨天然气主要影响印尼第四季度以及明年一季度生 产，预期 2022 年第四季度印尼煤炭出口有限。同时，印尼政府执行 DMO 政策，且宣布拟从 2023 年开始对煤炭出口征收煤炭税，意在优先保障 国内电厂和工业企业的煤炭供应，预计将压制印尼明年煤炭出口量。

极端气候催生更多煤电需求。拉尼娜对于北半球的影响，总体表现为‚夏 旱冬冷‛，中国、欧洲夏季最低平均气温明显高于往年，降水不足，水电 乏力。同期，德国、法国等相继关停或检修核电机组，加剧电力紧缺局 面。2022 年全球煤炭消费量继续保持增长。煤电凭借其较大的发电弹性，充 分满足快速增长的电力需求，2021 年煤电占全球发电量的比例为 35.99%，同比提高 0.89 个百分点；煤电发电量达到 10244TWH，同比 增长 8.5%，煤电扭转下降趋势，触底反弹。根据 IEA 在今年 7 月发布 的电力市场报告以及煤炭市场报告，受煤价高涨以及中国经济下滑影响， IEA 预计 2022 年煤炭消费量和煤电发电量依然会保持高水平，但增速 所放缓，2022 年全球煤炭消费量和煤电发电量分别为 161EJ 和 10275TWh，同比增速分别为 0.7%和 0.3%。

事件二：俄乌冲突重塑全球能源体系，煤炭定价权重回欧洲

俄乌冲突爆发后，欧盟相继出台了对于俄罗斯的能源制裁措施，其中煤 炭、石油、天然气受影响较大。同时，俄罗斯对欧盟进行了反制裁措施， 并相继于第 19 周（5.17-5.24）、第 35 周（8.31-9.6）切断亚马尔管道、 北溪管道供应，2022 年第 49 周（12 月 7 日-12 月 13 日） 俄罗斯供应 欧洲管道天然气量为 7.11 亿立方米，同比减少 74.64%；占欧盟天然气 进口量占比为 8.94%，同比减少 22.77pct。

伴随俄罗斯逐步减少对欧洲的天然气供应，叠加过冬危机影响，欧盟被迫转向进口更多昂贵 LNG 以补充天然气库存，从而刺激天然气价格上涨， 欧洲 TTF 天然气期货一度在 8 月 26 日涨到 339.20 欧元/兆瓦时，同比 上涨约 6.4 倍。面对高昂的天然气价格，煤炭以其高性价比成为欧盟争 抢的对象，助推国际煤价冲高。煤炭定价权重回欧洲市场。能源紧缺，欧洲面临‚过冬‛危机，并在全 球对煤炭进行恐慌式补库，刺激海外煤价快速上涨，纽卡斯尔 NEWC 动力煤现货价格一度上涨到 400 美元/吨以上，较 2020 年上涨近 7 倍， 海外煤炭定价权重回欧洲市场。

2、供给侧：增量有限，错配加剧

资本支出不足及新增产能滑坡

2020 年全球（除中国外）煤炭开采投资为 300 亿美元，同比下降 22.70%。 2021 年伴随经济复苏，煤炭开采投资有所反弹，但仍未达到 2019 年水 平，因此我们预期未来海外煤炭产量增量有限。

能源局收紧新批产能，新增产能滑坡。2016 年启动的供给侧改革化解过 剩产能目标 8 亿吨，实际退出落后产能 11 亿吨，导致供给能力超预期 下降。国家发改委要求加快发展壮大新动能，培育发展优质先进产能， 但远水解不了近渴。2018 年发改委和能源局核准批复的煤矿数量规模大 幅提升，进入加速先进产能释放阶段。2018-2022 年 1-9 月，政府核准 批复的百万吨以上煤矿产能数量分别为 16、42、23、6、8，产能规模 分别达到 6600、21150、4460、1920、3390 万吨。我们认为，整个十 三五期间新建产能释放相对比较充分，表外产能转表内历史遗留问题得 以解决，实际新增产能有限，未释放在建产能规模相对较小。依据煤炭 企业 3-5 年的建矿周期判断，‚十四五‛期间能够真实释放的煤炭产能规 模整体比较有限。

主要上市公司前三季度产量同比增长5.2%。主业为煤炭开采业务的 21 家公司 2022 年前三季度产量为 7.3 亿吨，同比增加5.2%；销量 7.9 亿 吨，同比减少 3.8%。主要上市煤企增产空间不大。截至 2021 年底，16家主要上市煤炭企业 的在产煤矿的核定产能约为 111351 万吨/年，权益在产产能约为87022万吨/年。根据公司公告，2022年16家上市主要煤企产能增量 7080 万 吨/年，为2021年在产核定产能的 6.36%，2023-2024年分别为 3350、 680 万吨/年，增产规模呈现逐年下降趋势（同比下降 53%、80%），增 产空间较小。

新长协优先保障发电供热用煤

2022 年 10 月 31 日，发改委发布《2023 年电煤中长期合同签订履约工 作方案》，确定 2023 年度长协煤签订要求。相比于 2022 年度，发改委 对 2023 年度保供要求更加严格，明确指出长协季度履约量和全年履约 量应达到 100%，并明确根据《国家发改委办公厅关于加强电煤中长期 合同履约监管的通知》进行惩处，对季度履约兑现率偏低的合同，采取 削减或取消合同运力配臵的措施。同时对于长协供需双方要求进一步收 紧，修改为供应方为所有在产的煤炭企业，需求方为所有发电和供热用 煤企业，不再鼓励冶金、化工、建材等非电行业签订长协，并明确合同 签订量不低于动力煤资源量的 75%。

根据 Wind 数据，近三年动力煤消费量中用于发电供热行业占比约为 70% 左右，而《2023 年电煤中长期合同签订履约工作方案》75%动力煤保供 资源占比要求，属于超额保障供应。预计 2023 年长协政策收紧下，市 场煤源供应将随之受到压缩，叠加经济重启背景下需求复苏，非电煤行 业供需紧张现状加剧，煤价或再次冲高。

3、需求侧：低基数，高增长

电力需求：火电装机确定性增加

2021 年四季度‚迎峰度冬‛来临，拉闸限电事件频发，各地政府相继加 快煤电机组核准。不完全统计，2021 年四季度煤电新增核准机组 1100.4 万千瓦，占 2021 年的 59.33%。截至 2022 年 10 月，我国煤电机组约 11.0 亿 kW，煤电装机容量存在较大上涨空间。考虑到煤电机组建设周 期在 1 年半左右，结合中国电力联合会发布的《电力行业‘十四五’发 展规划研究》中 2025 年末煤电装机规模控制在 12.5 亿 kw，预计装机 规模仍将保持增长。

伴随 2022 年夏季高温干旱天气爆发，全国再次陷入电力危机，火电机 组核准迎来第二轮大规模增长。据不完全统计，2022 年 7、8、9、10、 11 月火电机组新增核准为 362、1134、1414、1312、896 万千瓦。同 时，浙江、广东两省在‚十四五规划‛中纷纷放弃不再新建火电机组的 计划，转为有序推进支撑性和调节性电源项目建设，并相继在今年加快 煤电机组核准。无独有偶，欧洲火电重启或助推需求高增。根据测算，2022 年欧洲电厂 重启燃煤电厂超 29 座，涉及装机量达到 14800MW，以 65%的功率运行计算，可增加煤电发电量 61.32TWH（约为 2021 年的 13.88%），可 增加硬煤消耗量 1900 万吨（约为 2021 年硬煤消耗量的 11.88%）。

钢铁建材：受益于稳增长持续发力

2021 年 4 月 1 日发改委与工信部就 2021 年钢铁去产能‚回头看‛、粗 钢产量压减等工作进行研究部署，2021 年粗钢产量压减落地路径逐步清 晰，2022 年延续压减粗钢产量任务。但伴随经济重启，我们认为压减粗 钢产量任务让位于经济稳增长大局，需求拐点已至，需求下半年同比确 定性改善。2022 年 9-11 月生铁产量增速分别为 13.0%、11.9%、9.7%。

展望 2023 年，需求增长不悲观。政治局会议定调‚开好局起好步‛，开 局之年稳增长诉求明显增强。一方面，政策刺激力度加大，特别提到财 政政策要‚加力‛；另一方面，地产融资持续松绑，助力保交楼。预期基 建和房地产行业投资有望持续边际改善，带动钢铁和水泥同比增长趋势， 从而刺激煤炭需求增加。

化工需求：耗煤增长潜力依然较大

化工方面：煤炭工业协会发布《煤炭工业‚十四五‛现代煤化工发展指 导意见》，指出到‚十四五‛末，建成煤制气产能 150 亿立方米，煤制 油产能 1200 万吨，煤制烯烃产能 1500 万吨，煤制乙二醇产能 800 万 吨，转化煤量 1.6 亿吨标准煤左右。焦化方面，中国煤炭资源网发布《全 国焦化产能动态跟踪与预测》，指出截至 2022 年 2 月 28 日，全国在建 焦炉产能 1.19 亿吨/年，拟建焦炉 1.55 亿吨/年，2021 年焦化产能净增 产能 2383 万吨/年，2022 年预计净增产能 1969 万吨/年，预计焦化行业 未来产能规模仍将扩大。考虑到现代煤化工产业方兴未艾，产能规模趋 于扩大，全国存有大量在建、拟建焦化产能，预计 2023 年煤化工产量 总体保持增长趋势。

4、煤气联动，全球共振

天然气和煤炭的相互替代性更强

伴随全球能源转型的持续推进，天然气作为煤电的替代能源，在以欧美 为首的西方国家中占比日渐提高。2021 年，全球火电占比 61%，其中 煤电 36%，天然气 23%，石油 3%。中国火力发电占比 65.9%，其中煤 电 62.6%、天然气 3.2%、石油 0.1%；美国火力发电占比 61.1%，其中 煤电 22.2%、天然气 38.4%、石油 0.5%；欧盟火力发电占比 35.6%， 其中煤电 15.2%、天然气 18.9%、石油 1.5%；澳洲火力发电占比 70.9%， 其中煤电 51.4%、天然气 17.8%、石油 1.8%。

欧洲天然气高价补库缺口依然很大

2022 年俄乌冲突爆发，前 49 周（1 月 4 日-12 月 13 日）俄罗斯供给欧 盟的方向管道天然气同比减少 773.3 亿立方米，同比减少 54.11%。同 时，为弥补天然气供应缺口，前 49 周 LNG 进口量同比增长 588.7 亿立 方米，同比增长 73.62%。欧洲对俄气依赖度依然较高。2021 年欧洲 LNG 进口量中卡塔尔、美国、 俄罗斯占比分别为21.33%、28.67%、17.33%。俄乌冲突导致俄罗斯主 动减少了对欧洲管道气供应量，但天然气火爆行情促使俄罗斯增加对欧 洲 LNG 供应量。2022年前十个月俄罗斯供应欧洲LNG量约为 178 亿 立方米，同比增长 42%，约占欧洲LNG供应量的14.41%，欧洲依然对俄气保持着较大的依赖度。

尽管欧盟通过 LNG 补充的方式，将天然气累库至超过去年水平，但目前 （2022年11月1日）欧盟天然气库存水平仅仅较5年平均水平高出5%， 约 50 亿立方米，相当于欧盟寒冷时期两天的天然气消费量，库存水平并未出现显著提高。根据测算，以当前（第 49 周）的供应水平，到 2023 年 3 月末，欧洲天然气库存将下降至约 348 亿立方米，基本维持 2021 年水平；寒冬情境下（日消费量提高 15%），到明年 3 月末欧洲天然气 库存仅剩 50 亿立方米。

煤气联动下全球煤炭价格中枢上移

2023 年全球天然气产量增量有限，EU+UK 天然气外部供应缺口将达到 330 亿立方米。  根据前 48 周数据，预计俄罗斯 2022 年全年供应欧洲的管道天然气量约 为 680 亿立方米。依据当前供应能力测算，俄罗斯 2023 年供应欧洲的 管道气约为 320 亿立方米。因此，俄罗斯管道气供应量预计较 2022 年 减少约 360 亿立方米。 根据 IEA 数据，2023 年全球 LNG 供应将增加 200 亿立方米，主要得益 于美国Calcasieu Pass和莫桑比克Coral South投产，以及美国Freeport 液化天然气工厂恢复生产，但这一增加量远远无法弥补俄罗斯管道气减少量。

中国一直推行天然气承包战略（长期合同），对固定目的地（卡塔尔、美国为主）合同的LNG 拥有优先购买权利。伴随明年经济复苏，预计中国 2023年将拥有额外至少120亿立方米的购买权。根据 IEA 数据，乌克兰在今年取暖季开始时，库存水平仅为140亿立方米，远低于历史水平，即使假设其冬季消费量减少25%，到2023年其天然气也将严重枯竭，明年可能需要从欧盟进口天然气进行补充。预计乌克兰在明年夏季新增进口需求约50亿立方米。

2023 年欧洲煤电需求仍将增长，全球抢煤现象或将持续。在能源危机 压力下，欧洲各国纷纷选择重启燃煤电厂以及延长煤电厂运营时间。欧 洲 2023 年天然气进口将更加艰难，同时‚OPEC+‛减产以及俄罗斯石 油制裁下，欧洲全球抢煤的现象有望在 2023 年继续发生。

5、煤炭价格复盘与展望

2020 年下半年以来，供需矛盾爆发，煤炭价格上行，在迎峰度冬、迎峰 度夏等时间段迭创新高，发改委增产保供以及限定中长期合同交易价格 和市场价格政策频出，干扰市场预期并加剧短期供需紧张局面，价格剧 烈波动。2021 年煤炭价格中枢攀升到 1000 元/吨以上，2022 年至今运 行在 1200 元/吨水平，行业高景气展露无遗。

2020 年下半年煤价逐步上行：疫后经济恢复，叠加海外订单回流，下游 需求向好，供给相对紧缺，煤炭价格启动上行；2021 年上半年煤价冲高回落，缓步爬升：冷冬用煤旺季煤价冲破 1000 元/吨，春天淡季价格回落，伴随节后复工复产，叠加二季度迎峰度夏补 库需求，价格稳步抬升； 2021 年下半年煤价过山车：7 月后煤炭下游生产恢复，叠加夏天需求旺季，电厂库存低、价格强势上涨，在 10 月 20 日达到高点 2570 元/吨； 随后，政策调控密集落地，同时增产煤矿开始放量，煤价快速回落；

2022 年上半年煤价再上台阶：春节保供、冬奥会能源储备，叠加 2 月 份气温偏低影响，需求向好，煤价震荡上行；俄乌冲突给全球能源市场 带来巨震，海外煤炭价格急速冲高，同时国内煤炭中长期交易价格限制 区间明确后，市场煤价格快速攀升，之后在增产保供和哄抬价格政策层 层加码影响下，煤炭价格运行 1200 元/吨左右，并窄幅波动。

2022 年 9 月开始震荡上行：‚金九银十‛行业旺季到来，建材、冶金、 化工煤需求改善，加上海外煤价维持高位，叠加保供政策下市场煤收紧 以及产区疫情影响，煤源不足，煤价稳步拉涨到 1500 元/吨以上。11 月 开始下游需求减弱，煤价回落至 1300 元/吨水平。

2023 年煤炭价格中枢将有望进一步上移。我们认为明年欧洲能源危机并未改善，天然气进口将更加困难，加上德国继续坚持‚脱核‛道路，煤 电需求将继续保持增长，因此全球抢煤现象或将再现，支撑煤价维持高 位。2023 年长协政策趋于严格，长协煤保供量由 26 亿吨提高到 29 亿 吨，叠加动力煤保供比例不低于 75%要求，可以预见明年市场煤供给将 更加紧张。考虑到明年防疫政策以及地产政策宽松，预计冶金、建材等 非电煤行业煤炭需求有望增长，供给收紧需求增加，结构性错配矛盾加 剧，煤炭价格仍具上涨潜力。预计 2023 年煤炭价格中枢将继续上移至 1400 元/吨以上、炼焦煤价格上移至 3000 元/吨以上。

6、投资分析：共识再达成，价值再发现

供给端：2021 年延续至今的增产保供政策，已经将国内供给潜力挖掘充 分，代表上市公司 2023 年投产产能同比下降 3730 万吨（-53%），新增 供给乏力显露无疑。考虑内蒙古煤炭产能核增以及新疆露天矿产能释放， 预计明年国内煤炭增量 5000 万吨。进口方面，疫情防控放松后，蒙古 煤炭进口量有望增加，俄罗斯煤炭贸易再平衡后中国进口量有望增加， 因此预计明年进口煤炭规模增量 5000 万吨。基于以上分析，预计 2023 年全国煤炭供给增量 1 亿吨左右。

需求端：风电光伏不稳定性遭遇配储瓶颈，短期难以放量；水电新增装 机有限，增速不宜高估；火电装机重启加速已成定局，兜底保障作用或 更加突出，预计 2023 年火电发电量增速 5%以上。钢铁、建材与房地产 和基建高度相关，地产融资三支箭叠加地方政府专项债有望刺激开工回 暖，从而带动钢铁和建材端需求回暖，因此预计钢铁、建材用煤需求小 幅增长。化工及其他领域用煤需求维持中性持平假设。基于以上分析， 预计 2023 年全国煤炭消费增量 1.5 亿吨左右。 供需错配加剧，煤价中枢上移形成新共识。2023 年供需紧张格局依旧， 行业高景气延续。需要重点提示的是，《2023 年电煤中长期合同签订履 约工作方案》逐步落地，统调电厂和供热企业的煤炭需求得到优先保障， 化工、建材、钢铁等非电用煤需求被忽视，在经济重启的大背景下，供 需错配格局有望加剧，从而推高煤炭价格。

2023 年煤炭股票将迎来价值再发现行情。经济重启，盈利继续增长；信 心修复，风险偏好改善；α与β共振，股价再创新高，行情演绎拾级而 上。动力煤：全球能源危机共振，行情三步走，冷冬行情、夏储行情、 冬储行情递次上演。动力煤受益于价格中枢上移，行业整体盈利能力提 升，盈利稳定性增强，国际能源局势持续紧张有望推动煤价攀上新高， 上市公司高盈利且不缺乏高增长预期。当前上市公司估值普遍较低。市场化定价、优质无烟煤公司兰花科创有望受益，重点推荐。炼 焦煤：经济重启带动需求增加，煤价有望创新高，行情演绎将肇始于春 季躁动，预计将持续 2023 年整个春夏。炼焦煤两重催化：经济复苏下 的需求边际向好，以及动力煤供应紧张下的供给压缩，炼焦煤价格高位 维持且易涨难跌，焦煤企业高盈利有望再上台阶。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）