2023年度煤炭行业策略 能源安全或是未来影响行业发展的政策主线

能源安全或是未来影响行业发展的政策主线

煤炭作为能源安全“压舱石”的地位更为明确

我国资源禀赋具有“富煤贫油少气”的特点，煤炭在我国经济建设与工业发展过程中 一直都发挥着基础性能源的作用，在发电、炼钢、建材、化工、供暖等领域不可或缺。历 年以来煤炭都是我国能源消费结构中占比最高的能源类型，即使近年来风、光、核能等清 洁能源得到大力发展，但煤炭在能源消费结构中仍保持 55%以上的份额。

近两年，煤炭作为能源安全“压舱石”的地位更为明确。首先，政策对能源安全重视 程度在逐步提升。2020 年 4 月 17 日，中共中央政治局会议在“六稳”基础上提出“六保”， 其中提出要保粮食和能源安全，这是中央首次提出保能源安全。在随后的两会《政府工作 报告》中也提出了保障能源安全的措施，首条对应的就是推动煤炭清洁高效利用。

2021 年“双碳”目标提出后，煤炭作为能源安全压舱石的作用也多次在政策讲话中出现。2022 年 10 月，“二十大”报告中强调，积极稳妥推进碳达峰碳中和，“加强煤炭清洁高效利用”， 同时明确在“双碳”过程中要“确保能源安全”。其次，在 2022 年俄乌冲突推动的全球能 源价格暴涨、欧洲能源危机之下，能源安全也成为全球市场广泛关注的话题。而国内因为 煤炭保供稳价的政策效果，总体能源成本增幅得到了有效控制，也在一定程度上实现了能 源供给的安全和成本的稳定，煤炭作为国内能源“压舱石”的作用得到体现。

煤炭为何可以成为能源安全的“压舱石”？首先，国内煤炭资源禀赋充足。从资源禀 赋角度来看，按照 2021 年自然资源部公布数据，全国煤炭储量超过 2000 亿吨，同比增长 28.10%。按目前 45 亿吨左右的年产量计算，现有储量可开采年限超过 40 年。其次，相 比其他能源，国内煤炭成本有显著优势，按照 2022 年国内对应能源产品的终端价格，以 1GJ 为热量单位计算，国内煤炭平均终端的使用成本为 45 元，而国内天然气价格约为 160 元，石油价格大约对应 105 元。煤炭的成本比价效应明显，当然煤炭在环保和碳排放角度 存在明显的劣势，但下游行业近 10 年也在不断优化能源安全与碳减排的平衡，持续更新 环保设备、煤炭清洁利用也逐步深入，稳妥推进碳达峰，有助于稳定煤炭的基础能源地位。

能源安全下的煤炭行业：保供稳价、稳妥推进需求替代或是主基调

作为基础能源，煤炭的能源安全首先需要保证煤炭的供给数量，前文分析可以看到， 国内的煤炭储量十分丰富，从长期看，煤炭产量增长有充分的潜力，能源安全主要是通过 合理的规划和灵活的机制，保持煤炭产量一定的弹性，推动煤矿产能由刚性管理转为弹性 管理，为新能源有效替代腾出发展空间；当新能源出力不足、能源供应阶段性紧张时，通 过释放煤矿产能弹性及时填补能源供应缺口，使得煤炭供给能够与煤炭需求做到及时、动 态匹配，满足经济发展需求，发挥煤炭兜底保障作用。

在政策端，2021 年在煤炭需求大幅增加、2022 年“俄乌冲突”导致进口煤减量的背 景下，政策不断推动煤炭增产保供。而增产保供短期最为有效的方式就是大力推进产能核 增。按照国家矿山安监局发布的数据，2022 年前 7 月审核同意 147 处先进产能煤矿、增 加产能 1.8 亿吨/年，自 2021 年 9 月以来，共核增煤炭产能 4.9 亿吨/年。按照各省份后续 披露的数据，我们推算 2022 年前 11 月，累计核增产能约 2.4 亿吨。我们预计在能源安全 的框架下，未来产能核增将发挥弹性产能或者动态产能的作用，在煤炭供给紧张的情况下， 产能核增会有所加快；在煤炭供需平衡的状态下，产能核增或放缓以减少供需层面的扰动。 从趋势上而言，随着供给紧张的缓和，产能核增审批节奏已出现放缓。

煤炭发挥保证能源安全的另外一个角色是稳价，其中电煤长协煤制度又是“稳价”的 主要机制。2016 年底，在经历了供给侧改革之后，发改委重新调整了长协制度，明确了 长协定价公式和长协签约量的比例；但是在随后几年煤价下跌、大涨的波动下，长协煤机 制执行的并不充分。2021 年底、2022 年初，政策又重新调整了长协基准价格，规定了电 煤价格区间，同时在 2022 年 5 月份和 7 月份分别追加了进口煤补充长协、重点煤炭省份 补签长协等，并完善了长协监管措施，使得长协签约量和执行量明显提升，一定程度上理 顺了上下游利益。

我们预计 2022 年煤炭消费量为 45.3 亿吨，而电煤加供热用煤约 26～27 亿吨，政策 推动 26 亿吨全部对应至长协合约可有效稳定电力企业的长期用煤成本。同时在定价模式 上，年度长协也远低于市场煤价，预计 2022 年港口年度长协均价为 722 元/吨，而市场煤 价为 1280 元/吨，对应年度长协折价率约为 45%。从 2022 年整体的均价涨幅看，预计年 度长协、市场煤价同比涨幅分别为+12%/+22%，而亚太市场代表性的价格指数——澳大利 亚出口煤炭离岸价格相关指数 API5 的数据显示，海外煤价 2022 年（截至 12 月 16 日） 均价涨幅为 1.1 倍，相比之下，国内的煤炭增产保供等措施有效的稳定了国内煤价，也进 一步的保障了国家能源安全。

展望未来，在能源安全的政策框架下，我们预计长协量及履 约比例还将有进一步提升，虽然在一定程度上降低了煤炭企业定价的弹性，但有助于降低 煤企销售均价的波动性，利好煤炭行业长期现金流和业绩的稳定性。

能源安全对于煤炭行业的影响并不仅仅局限在供给端，同样在需求侧也会对煤炭需求 起支撑作用。2021 年“双碳”目标提出，市场有观点认为煤炭需求将快速达峰并进入下 降阶段，新能源替代比例会迅速上升。但是从这两年的实际发展情况看，在经济增速加快 能源消费扩张的阶段（如 2021 年）以及清洁能源出力出现波动（如 2022 年下半年水电出 力大幅下滑）的背景下，火电出力及电煤消耗依然有快速增长，煤炭需求在“双碳”目标 下也并非是持续下滑的节奏。

从能源安全角度而言，随着新能源电量在发电结构中占比的 逐步增加，火电的调峰作用也更加明显，因此预计未来每年火电装机的新增规模将恢复增 长的趋势，中信证券研究部公用事业组预计 2023～2025 年，火电每年新增装机规模平均 有望达到 70～80GW。我们按照比较保守的利用小时数预测，假设这部分装机增量对应利 用小时数为 3500 小时，那么每年对应发电量将达到 2625 亿度电量，每年新增的煤炭需求 就对应约 1.1 亿吨。此外，煤炭清洁利用也有望为煤炭需求带来新的增量，我们预计增量 需求主要来自煤炭分质利用、煤制烯烃（虽然“十四五”目标已达成，但我们认为市场空 间和经济性依然有优势）以及煤制油气等。

综合而言，能源安全的政策框架将影响“十四五”期间的行业发展趋势。一方面能源 安全要求煤炭实现保供稳价的目标，另一方面，能源安全在火电及煤化工等领域为煤炭需求带来持续的增量。在这一政策框架下，我们预计煤炭供给和需求都有稳定的增量，行业 周期波动性会有所减弱，也有助于煤炭价格维持高位，有利于煤炭企业稳定现金流和业绩。

2023年国内供给展望：国内产量将温和增长

2022年新增产能会依然遇到瓶颈

随着 2021 年下半年以来能源保供政策的实施，全国原煤产量增长明显。2022 年前 11 月，原煤产量同比增速为 9.7%，其中 3 月份单月产量 3.94 亿吨，创下目前为止的历史高 点。但 4 月以来的原煤产量较 3 月份有显著回落，产量在 3.7～3.9 亿吨的区间震荡，并未 呈现出环比持续扩张的趋势，显示并没有新增产能持续投放，增产依然存在瓶颈。 同时，由于 2021 年四季度以来的产能核增，新增产能大部分集中在内蒙区域（2021 年 Q4 内蒙环比产量增加 5800 万吨，远高于山西、陕西等主产地），而内蒙增产以露天煤 矿居多，因此新增产量中来自露天矿的煤炭也在增加，而露天煤热值通常较低，因此国内 产煤增量平均的热值也在降低，产量增速对应到需求端有所折扣。

预计2023年国内产量温和增长

展望 2023 年，我们预计增产保供的政策还会继续推进，我们认为国内原煤产量还将 实现增长，影响产量的主要有三大因素：新建产能的投产、产能核增以及存量枯竭矿井的 退出。 就新建产能而言，2021～2022 年或是此轮供给周期中新增产能释放较慢的两年，相 较于2018年1亿吨的产能增量，我们推算2021～2022年新增产能不足全国年产量的1%。 根据国家能源局发布的矿井建设的批复公告及各矿井投产规划，我们预计 2023 煤炭主产 省份新增产能大约在 6020 万吨，约占 2022 年全国原煤产量的 1.4%。但由于新增产能是 年内陆续投放，因此我们认为 2023 年新建成矿井对应的产量大约在 3000 万吨左右，加上 2022年新建成矿井在 2023 年达产带来的增量，预计新投产矿井带来的增量约 5000万吨。

就产能核增而言，按照前文分析，2022 年以来核增产能约 2.4 亿吨（且 1.8 亿吨集中 在前 7 个月），但 2021 年仅下半年核增产能就达 4.7 亿吨，因此从趋势上看，核增产能的 规模已在快速收缩。从产量释放而言，2022 年前 11 个月全国产量同比增加 4.2 亿吨，若 将 2022 年新投产矿井产能对应的产量剔除，核增产能前 11 月已经释放 3.9 亿吨的产量， 预计 2022 年产能核增对应的产量增量约 4.2～4.3 亿吨，2021 年下半年以来的产能核增 基本已反映到 2022 年的新增产量里，约 4000～5000 万吨尚未反映。基于此，再考虑 2023 年新增的产能核增，我们预计 2023 年因产能核增带来的产量增量约有 5000～6000 万吨。

对于存量产能而言，由于 2021 年以来煤价维持高位，利润大幅改善，产能利用率已 接近极限，我们预计 2023 年存量产能增产空间不大。对于退出产能而言，根据各地方政 府发布的数据，2021 年国内主要产煤省份去产能合计接近 5000 万吨，过去三年平均退出 淘汰落后产能 6400 万吨/年。目前，我国仍然存在大量中小煤矿和产能规模在 60 万吨以 下的矿井，开采风险较高，同时面临资源枯竭问题，有待退出。我们预计 2022 及 2023 年，全国每年退出的煤矿产能维持在 2000～3000 万吨水平。

总结而言，我们预计 2023 年新投产矿井带来的产量约为 5000 万吨，产能核增对应的 新增产量约为 5000～6000 万吨，存量产能产量基本持平，退出产能约 2000～3000 万吨 产量，预计 2023 年全国原煤净新增产量约为 8000 万吨，增速约为 2%。

2023年海外煤价或有所走弱，预计进口煤量恢复性增长

2022年海外煤价大幅上涨，国内进口减量

回顾 2022 年，受海外产能周期维持低谷、“俄乌冲突”等因素影响，海外煤炭供给整 体偏紧，煤价大幅反弹。澳大利亚纽卡斯尔港（6000～6200 大卡）煤价 2021 年均价为 139 美元/吨，但 2022 年 5 月下旬高点已升至 436 美元/吨，上半年均价为 269 美元/吨， 三季度均价为 422 美元/吨。欧洲、南非等区域的煤价也大幅上涨。虽然海外中低卡煤如澳 洲 5500 大卡煤对应的 API5 指数 2022 年 5 月以来涨势相对趋缓，但价格依然维持高位， 同比涨幅也较为可观。除了价格中枢大幅上涨之外，2022 年国际煤价也出现以下特征：

高卡煤溢价高：截至 12 月中旬，2022 年澳大利亚低卡煤 5500 大卡均价为 178 美元/吨，高卡煤 6200 大卡均价为 361 美元，高卡煤溢价率超过 110%；按照理 论热值基准，溢价率应该与热值基本匹配，即 13%，目前的溢价率远超理论基准， 且跟历史比，2020 年高卡煤溢价率仅 36%，2021 年为 67%，2022 年的溢价率 远超预期。这跟高卡煤产量增长乏力有关，更主要的因素来自欧洲对高卡煤的需 求增加及对高价格的承受力提升。

高卡煤价与天然气价格联动较多，甚至在个别时点超越石油价格：2022 年国际 煤价特别是高卡煤价与国际天然气价格联动明显，在原油价格 6 月份出现调整的 时候，煤价和天然气价格持续上涨，而在 10 月份石油价格震荡上行的阶段，天 然气和煤价出现大幅下跌。其中的逻辑主要是欧洲能源危机下，天然气和高卡煤 更紧密的替代关系，导致两者价格联动更多。同时，在 9 月上旬和 12 月份，也 出现了高卡煤价超越油价的现象。

我们预计高卡煤高溢价的现象在 2023 年还会延续，但程度会有所收窄；从价格联动 性上而言，煤价与天然气联动依然会更紧密。 而相对于海外价格，国内煤价在保供增产的政策作用下，上涨则相对温和。海外煤价 高位使得进口煤价格的竞争优势消失，2022 年前 11 个月，国内煤炭进口 2.62 亿吨，同比 下降 10.10%，预计 2022 年国内煤炭进口或有 10%的降幅，对应煤炭进口量为 2.91 亿吨。

2023年全球净供给或有所增加

回顾 2022 年，全球煤炭市场整体呈现偏紧格局。一方面产量增长较为有限，另一方 面制裁使得一部分俄罗斯煤炭退出全球供给。从需求角度看，2022 年煤炭需求增加最大 的是印度和欧盟。按照 IEA的统计，这两大经济体贡献的需求增量分别为 7000/2900万吨。 印度的需求主要由于国内经济增长以及 4 月高温干旱推动，欧盟区域的需求主要来自于俄 乌冲突下能源危机中煤炭对天然气能源的替代。除此之外，亚洲国家等等的煤炭需求在 2022 年以来出现了普遍增长，日、韩由于天然气价格的高位也转向了部分煤炭消费。2022年印尼国内的煤炭需求我们预计同比增长 9%，达到 1.61 亿吨，但需求增量明显小于印度 和欧盟。2022 年非洲总体的需求恢复较为缓慢，我们预计约为 1.8 亿吨。

从供给的角度看，全球煤炭产量 2022 年增速或在 5%以上，产量增长主要由中国和印 度贡献。我们预计 2022 年印度原煤产量达到 8.9 亿吨，同比增长 11%。在主要的煤炭出 口国方面，尽管印尼面临国内运输瓶颈以及海运物流影响采矿设备的供应等问题，产量同 比我们预计依然有显著增长，或有 9%的增长达到 6.22 亿吨。欧盟产量在能源危机刺激下 也释放了部分供给潜力，预计 2022 年产量增速为 7%，产量对应 3.57 亿吨。美国由于 2020 年的低基数，近两年产量同比都有增加，预计 2022 年产量同比增加 2%。

加拿大煤炭产量 预计有近 8%的增长，但预计冶金煤增量更多。而澳大利亚产量下降约 5%，不足 4.5 亿吨， 主要是受洪水天气增多以及疫情之后劳动力依然不足等问题影响。俄罗斯因为欧盟制裁、 出口不畅等因素影响，预计 2022 年煤炭产量降幅或超过 7%。哥伦比亚由于降水等天气因 素影响，预计 2022 年减量约 200 万吨，对应 3.7%的降幅。南非由于基础设施经常出现损 坏以及铁路运力的问题，预计 2022 年产量也出现约 3%左右的减量。

展望 2023 年，需求端，我们预计印度增长 4.5%，亚洲其它煤炭进口国，如日本和韩 国在稳定能源供给的策略下，对煤炭需求也会有一定的增加，预计增速大约 3%。印尼的 煤炭消费量预计增长 4%。预计欧盟的煤炭需求在电力装机的增加以及工业恢复性的需求 下消费量有 2~3%左右的小幅增加，美国消费量或继续下降，约 8%左右。生产端，预计 2023 年印度产量增长 5%~6%，澳大利亚产量因为低基数加上天气因素回归正常，我们预 计产量将重回增长，但增幅仅有 2%～3%左右。预计 2023 年印尼产量有 4%左右的增长。 按照俄罗斯经济部门预测，2023 年俄罗斯产量同比降幅 9%。美国由于国内投资不足以及 需求不强等因素影响，我们预计产量有 4%左右的下降，加拿大产量将小幅增加 1～2%， 主要是罢工等影响因素消除。IEA 预计欧盟煤炭产量 2023 年或增加 8%。非洲的产量以稳 定为主。

根据上述增速假设，我们基于 IEA 全球煤炭历史数据进行了推算，2022 年全球煤炭 供给缺口约有 1600 万吨，预计 2023 年全球主要煤炭供需区域加总的净调出量或转正，全 球煤炭供给或有 300 万吨的剩余。我们预计 2023 年澳大利亚、印尼以及美国等煤炭出口大国可增加的出口量分别为 900 /1800/1300 万吨，主要是由于各国煤炭的增产，同时美国 国内天然气消费或进一步增加，替代煤炭需求，导致煤炭可出口量增加。预计全球进口需 求增量较为明显的主要是中国和印度。

在全球煤炭供给略转宽松的背景下，我们预计 2023 年海外煤价或有所回落，同时俄 乌冲突带来的能源贸易流向错配也将趋于稳定，贸易煤定价中的不确定溢价或有所削弱， 将对煤价形成压制。我们预计 2022 年 API5 以及纽卡斯尔港市场煤价均价分别为 175/360 美元/吨，2023 年或降至 160/300 美元/吨。中低卡煤价由于 2022 年以来上涨相对温和， 因此 2023 年降幅预计也较为有限。 总体而言，我们预计海外煤价 2023 年将有所回落，但并不会大幅下降，跟 2023 年国 内煤价预期相比，仅会出现温和的折价，对进口煤增加有推动作用，预计国内煤价也将有 一定幅度的下滑，因此预计 2023 年进口煤量保持温和增长，全年进口量或在 3.1～3.15 亿吨，同比增长 8%。

2023年需求展望：关注经济回暖节奏，大概率依然呈现前高后低

2022年需求回顾：前低后高，整体偏弱

2022 年煤炭需求整体偏弱，且呈现前低后高的节奏。煤炭下游四大主力行业中，预 计火电和化工耗煤有小幅增长，但钢铁等冶金耗煤以及水泥等建材耗煤偏弱。

火电部分，在 2021 年高基数基础上，2022 年以来火电同比增速大幅度放缓，特别是 3～4 月叠加局部疫情的影响，整体用电量下滑，4～5 月火电电量同比降幅超过 10%，远 大于总体发电量降幅，显示用电量下滑背景下，清洁能源电力消纳优先，火电则受到挤压。 但这一现象在 7 月得到了扭转，随着 7 月开始水电出力的下降，火电 7 月单月同比增速转 正，8 月同比增速达到 14.8%，截至 9 月底，火电累计增速已微幅转正。虽然 2022 年水 电的波动导致火电下半年需求显著增加，全年而言，水电同比增速仍有微幅增长，依然好于 2021 年的表现。因此，火电 2022 年在发电结构中并未体现出显著优势，火电在发电结 构中的占比也降至 69%，下降 2pcts。

在非电力需求方面，我们测算 2022 年（截至 10 月）化工耗煤需求约有 5%左右的增 长，主要是油价维持高位，化工品价格和利润也走高，带动煤化工行业开工率提升，带动 耗煤需求增加。而水泥和冶金耗煤与地产需求密切相关，由于终端房地产市场景气低迷， 2022 年以来销售与开工面积持续下滑，拖累生铁水泥需求，生铁、水泥的产量同比持续 负增长；2022 年前 11 月生铁产量同比下降-0.4%，水泥产量同比降幅达到-10.80%，相应 的耗煤量全年预计也下滑对应的幅度。我们预计，2022 年煤炭需求同比降幅在 0.8%～1%之间，煤炭消费量大约对应 45.3 亿吨，考虑到 2021 年底行业库存较低，因此 2022 年还有一部分额外的补库需求，预计实 际的需求量超过 45.5 亿吨。

2023年动力煤需求展望：经济增长推动，需求或有显著增长

从 2022 年前 10 月的用电结构看，2022 年用电增量除居民用电之外，工业依然是用 电增量贡献最大的板块，在各行业用电增量中贡献占比达到 71%。在工业各板块门类中，对用电增量贡献最大的是制造业，其中以化工品制造和有色金属冶炼贡献最大，这些板块 大部分为资源品或基础材料行业，2022 年价格和利润整体向好，因此产量增长，用电量 也有增长。

展望 2023 年，我们认为全社会发用电量增速还将有所加快，一方面 2022 年用电贡献 较大的制造业等 2023 年可以继续维持增长，除了化工、金属冶炼等板块可以维持小幅增 长外，预计在地产政策放松、地产产业链景气恢复下，钢铁等黑色金属冶炼、地产后产业 链相关的制造业板块用电量也会增加；另一方面，随着疫情逐渐缓和及经济活动的不断恢 复，预计各行业电量会出现恢复性增长，贡献用电增量。

从总量角度而言，2018 年以来，全社会总体发电量的增速与 GDP 增速基本保持高度 一致（仅 2019 年除外）。目前市场普遍预期 2023 年国内 GDP 增速在 4.5%～5%，如果 我们按照水电/核电/风电新增装机分别为 10/5/60/90GW 的假设推算，清洁能源装机贡献 的发电量增速约为 2%，对应留给火电的发电增速大约在 2%～3%。因此，我们预计 2023 年火电发电量增速有望恢复至 2.5%～3%，较 2022 年增速提升 2～2.5pcts。

除火电耗煤增长之外，2023 年化工和建材耗煤预计也有小幅增长。化工耗煤增长主 要是基于经济复苏下游产品需求增加、煤化工产品产量增长，加之煤化工用煤不计入能耗 统计的政策调整，新的化工项目投产运行也会增加耗煤。而水泥建材类的耗煤预计也会随 着地产、基建项目的回暖而实现增长。

2023年焦煤需求展望：关键变量在于地产新开工情况

焦煤需求基本对应生铁产量，而生铁和粗钢的下游主要是地产、机械、交通工具以及 基建等。按照中信证券研究部金属组的预测，地产相关的需求占钢铁下游整体需求的 25%～30%左右。由于地产行业需求 2022 年下滑明显，基数较低，展望 2023 年，来自地 产的钢铁需求可能会有较大的弹性。我们按照历史数据分析，生铁产量与地产新开工指标 线性关联度更高。2022 年以来，房屋新开工面积持续收缩，同比降幅下半年扩大至 30% 以上，也明显压制了焦煤需求，2022 年 6 月以来焦煤价格显著大跌，也是由于地产需求 进一步回落。

展望 2023 年，地产政策放松的效应还会不断叠加，利好焦煤需求触底回升，但需要 一定的传导过程。随着地产政策的陆续优化，首先是带动地产销售的回暖，销售回暖之后 才会推动房地产企业拿地，进而传导至房屋新开工，因此短期还很难看到地产新开工全面 回暖。按照中信证券研究部地产组的预测，2023 年地产新开工同比依然有 10%的降幅， 但是我们认为按照地产政策传导的时滞，上半年地产新开工或依然低迷，但下半年开工有 望企稳，结束同比下降的趋势，环比进入新的改善通道。

总结而言，我们预计随着地产开工的改善，2023 年下半年生铁产量和焦煤需求或进 入新一轮的扩张区间，加上目前炼焦煤库存还处于历史中等偏低的水平，预计需求改善的 阶段还有被激发的补库需求出现，两类需求叠加，焦煤景气有望实现快速扩张。

2023年煤价预期：中性预期下，高位小幅波动

供需平衡表：中性预期下2023年供需维持平衡，看好下半年开始的需求扩张

展望 2023 年，我们预计煤炭需求上半年表现平淡，下半年扩张的概率较大，一方面 经济回暖或带动全社会能源消费需求的增长，另一方面地产开工的止跌企稳或带动钢铁和 建材耗煤需求回暖。我们预计 2023 年火电增速同比或接近 3%；钢铁耗煤同比或持平，其 中上半年同比负增长，下半年随着地产开工的企稳同比增速或转为 2%；水泥等建材类耗 煤同比亦有 2%的增长；化工耗煤增速维持在 3%左右，加权合计，预计 2023 年煤炭消费 约为 46.5 亿吨，同比增长接近 2.7%。 煤炭产量方面，按照前文预测，2023 年约有 8000 万吨的增量，增速 2%；预计进口 同比增长约 8%，进口量约 3.1 亿吨。预计供需增速大致匹配，行业整体还会维持平衡， 但供给较 2022 年略有宽松。上述结论基于我们假设 GDP 增速在 4.5%~5%之间，如果乐 观预期 GDP 增速超过 5%，煤炭需求有望超过 3%，行业有望再度进入供给紧张的格局。

展望中长期，我们判断煤炭产量增速维持在 2%左右，即每年约 1 亿吨的新增产煤， 全社会用电量增速维持在 4%～5%左右，煤炭行业供需就基本可维持宽平衡，不会出现供 给大幅过剩的状态，未来 3～4 年景气具备持续性。特别是 2022 年由于需求基数较低，随 着经济恢复，2023 年下半年开始，需求有望重新进入扩张通道，2024 年行业有望再度出 现供给偏紧的格局。

煤价及业绩：煤价高位小幅波动，板块业绩维持稳定

就煤价走势而言，2021 年 10 月现货煤价创出高点，虽然后续煤价回落，但始终在高 位波动，煤价中枢逐步抬升。2022 年以来在“俄乌冲突”影响下，动力煤价一路上涨，3 月高点超过 1700 元/吨。后续随着国内淡季的到来，以及海外煤价的波动，煤价跌至 1150～ 1200 元/吨的水平。但 5 月底疫情缓和叠加旺季效应，煤价又恢复上涨，均价逐季抬升。 我们预计 2022 年港口 5500 大卡均价或在 1280 元/吨，同比涨幅 28%。

展望 2023 年，我们认为国内煤炭供需基本平衡，但在海外煤价回调的影响下，进口 煤或有小幅增加，整体行业呈现供给宽平衡的状态，煤价或在高位波动，我们预计 2023 年秦港 5500 大卡动力煤市场价格 Q1 将延续 2022 年下半年的高基数，均价或在 1250 元 /吨；Q2 淡季随着新一轮来水的增加，煤价压力或有所增大，均价或回落至 1000 元/吨附 近；Q3 均价或有所回升至 1150 元/吨，Q4 旺季煤价或涨至 1300 元/吨，全年均价或在 1200 元/吨左右，同比或下降 8%左右。

焦煤价格 2022 年 6 月开始走弱，主要受地产开工的压制，钢铁利润缩水，导致上游 原料端普遍降价，8 月开始随钢铁需求的好转逐步震荡反弹，但整体价格扩张幅度有限， 预计 2022 年产地主焦煤均价上涨约 15%～18%，均价在 2800～2850 元/吨。展望 2023 年，我们预计上半年地产开工尚未恢复，焦煤价格相对较低，Q1 均价约为 2650 元/吨， Q2 均价季节性回暖至 2600 元/吨，下半年随着地产开工企稳，焦煤价格环比料将进一步 上涨，预计 Q3 均价 3000 元/吨，Q4 均价 2900 元/吨，全年均价在 2700～2750 元/吨， 基本与 2022 年的均价预期持平。

我们预计 2023 年行业均价波动不大，虽然动力煤价可能小幅下跌，但由于大部分上 市公司高比例的长协煤，无论是低价的年度长协还是定价相对较灵活的长协，目前的价格 水平都显著低于我们预期的均价，因此即便 2023 年市场煤价下跌，我们预计对上市公司 销售均价的冲击也比较小，因此 2023 年上市公司盈利水平也会基本稳定。

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