2023年度能源开采行业策略报告 行业高景气、政策强约束

回顾2022年动力煤市场：行业高景气、政策强约束

2022年煤炭板块行情回顾

2022年煤炭板块表现出色。截止2022年12月30日，煤炭板块 （申万一级）年初至今涨幅为10.95%，涨幅位居所有板块第一。 2020年以来基金持仓煤炭股比例逐渐上涨。基金持仓方面， 2020年中报以来，基金投资煤炭板块占股票投资市值比重呈现 逐步上升态势，2020年中报基金投资煤炭市值占比仅为0.39%， 在随后的两年内，这一比例不断上升，2022年中报披露基金投 资煤炭股市值占比已经达到1.34%。

矿难频发叠加资源接续紧张，国内动力煤产量增长有限

根据wind统计，2022年1-10月，我国动力煤产量为30.37亿吨，同比上涨10.8%。实际生产方面，2022年在全面保供政策背 景下，行业事故率明显提升、生产资源接续紧张矿井数量增多。考虑国内生产的动力煤品质有一定下滑，叠加统计口径变化， 预计国内2022年全年产量增速较为有限。

晋陕蒙新产量存在增长，煤炭生产集中度继续提升

分省份来看，我国晋陕蒙等煤炭主产地产量均有上涨。2022年1-11月累计产量分别为119560.7、67958.1以及107023.7万吨， 同比增长8.9%、5.8%以及12.1%。值得注意，新疆地区产量增幅明显，2022年1-11月累计产量为37065.6万吨，同比增长29.2%。

晋陕蒙新产量存在增长，煤炭生产集中度继续提升

从产量占比上看，我国主要煤炭生产大省产量出现结构性调整。其中，山西和陕西地区产量占比有所下降，内蒙古和新 疆地区产量占比有所上升。 2022年1-11月，山西、内蒙古、陕西以及新疆累计产量占全国累计总产量比重分别为29.2%、 26.1%、16.6%以及9.1%，同比分别变动-0.46、+0.83、-0.68以及+1.5pct。 四大煤炭主产地产量集中度有所提升。2022年1-11月，山西、内蒙古、陕西以及新疆累计产量合计占比为81.0%，同比增 长1.19pct，煤炭生产大省产量集中度继续提升。

动力煤进口数量&品质下滑，预计进口煤发电效力下滑明显

2022年国内动力煤进口同比下滑明显。2022年以来，在印尼限 制国内煤炭出口、俄乌冲突导致能源危机等一系列因素影响下， 国际煤炭供给出现紧张，各国开启抢煤热潮，我国动力煤进口 受到抑制。2022年1-11月我国动力煤（广义）累计进口17249.6 万吨，同比下降9.9%。

进口煤质下降明显，发电效力下滑明显。全球煤炭资源供应紧 张下，我国进口煤质也有所下滑。2022年1-11月我国进口煤中 褐煤占比为51.0%，相较2021年1-11月的45.4%提高了5.6pct。在 进口数量和煤质的综合影响下，我国进口煤的发电效力（用煤 量*单位热值）下滑明显。

我国煤炭进口来源地存在结构性调整

我国主要煤炭进口来源国为印尼、澳大利亚和俄罗斯等。其中，澳 煤禁令出台后，近两年除少量港口库存进口外，无其余澳煤进口。同 时，俄乌冲突下欧洲减少采购俄煤，转而抢购其他国家的出口煤，致 使我国煤炭进口结构出现调整。从绝对值上看，2022年1-11月，我国 进口印尼、俄罗斯以及蒙古煤炭量分别为12332、5366和2506万吨， 同比分别变动-1.6%、+11.6%以及+66.5%。从占比上看，2022年1-11 月我国进口印尼、俄罗斯以及蒙古煤占比分别为55.7%、24.2%以及11. 3%，同比分别变动+1.4、+3.4以及+4.8pct。

经济增长放缓下火电增幅有限

我国2022年前三季度GDP同比增速偏低。受限于疫情等原因， 我国前三季度经济增速下滑， 2022年前三季度GDP（不变价） 实现813829.5亿元，同比增长3%，增速较2021年前三季度同比 下降6.8pct。

火电发电量同比小幅增长，水电发电不及预期。经济增长缓慢 抑制了火电发电量的增长，2022年1-11月我国火电发电量为 52953亿千瓦时，同比增长0.8%。同期水电发电量为11282亿千 瓦时，同比增长0.9%，水电增长主要集中在上半年，下半年以 来水电发力持续偏弱。

发改委加强长协政策干预力度，2023年长协签订工作仍在开展中

为稳定下游用能成本，发改委明确各主产区长协价格。2022年5月1日起，国家发展改革委印发的《关于进一步完善煤炭 市场价格形成机制的通知》开始实施，明确动力煤中长期交易价格的合理区间，秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理 区间为每吨570元~770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370元~570元、320元 ~520元、260元~460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200元~300元。

电煤政策干预力度加大，2023年长协签订工作仍在开展中。2022年以来，电煤政策的干预力度加大，政府要求增加长协 量的供应，2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同，并强化长协履约和长协 价格约束。2023年的中长期合同签订工作仍在开展中，需求对象是发电、供热用煤企业，煤企签约量原则上不低于煤炭 企业自有资源量的80%，价格仍按照“基准价+浮动价”来执行。

回顾2022年炼焦煤市场：弹性品种，价格高位

国内炼焦煤产量同比微增，进口量有所增长

2022年国内炼焦煤煤产量同比微增。2022年1-10月，我国炼焦精煤产量为4.11亿吨，同比上涨1.65%。考虑到2022年电煤保供任 务逐步加重，部分炼焦煤资源有可能被挤兑进动力煤领域，预计2022年国内产量增长十分有限。

2022年我国炼焦煤进口量有所增长。随着外蒙古疫情管控好转，以及俄罗斯加大对中国出口，我国炼焦煤进口量前11月累计为 5741万吨，同比增长21.7%。

受地产端拖累，炼焦煤下游需求增长疲软

在地产去杠杆政策背景下，伴随今年疫情反复冲击，地产销售和开工端皆承压。1-11月地产固定资产投资同比下滑9.8%， 地产端疲软抑制了焦煤下游需求，2022年1-11月我国生铁产量为79506万吨，同比下降0.4%，我国焦炭产量为43438万吨，同比 增长0.7%。

焦炭行业下半年盈利性较差

2022年以来，地产终端销售持续疲软，对上游焦炭的需求造成影响，5月中旬焦炭价格出现相应下跌，由4000元/吨左右 下跌至8月初的2500元/吨左右，下半年整体在2500-3000元/吨区间内震荡运行。随着焦炭价格回落，全国吨焦盈利逐渐下降 并开始出现亏损，下半年多数时间行业处于亏损状态。12月以来，随着焦炭价格四次提价全面落地，焦炭行业实现扭亏为盈。

下游焦化产能扩张，打开焦煤潜在需求空间

据Mysteel调研统计，2021年已淘汰焦化产能2326万吨，新增4928万吨，净新增 2602万吨； 2022年（截止2022年11月11日）已 淘汰焦化产能1320万吨，新增3353万吨，净新增2033万吨；预计2022 年全年淘汰3144万吨，新增5383万吨，净新增2239万吨。下 游焦化产能连续两年保持净增长，合计净增长4841万吨，进一步打开焦煤未来的需求空间。

炼焦煤库存处历史低位，潜在补库需求巨大

港口库存方面，全年大部分时间港口库存处于历史同期低位； 下游库存方面，受地产端需求拖累影响，今年年初以来下游钢厂、 焦化厂焦煤库存不断下降，全年处历史低位，未来潜在补库空间 巨大。

展望：2023年煤炭板块依然乐观

全球煤炭行业资本开支长期不足，供给缺乏弹性

近年来随着国际碳中和政策不断推进，全球开始逐渐减少在传统化石燃料领域的资本开支。2021年全球化石燃料资本开支为 8130亿美元，较2015年11490亿美元减少29% 。相反，全球在可再生能源领域投资额正逐年增长，2021年全球投资额为3820亿美 元，较2015年3170亿美元增长21%。

相较于其他传统能源，全球煤炭行业资本开支在化石燃料总资本开支中占比较低，近年来稳定处于8%-10%区间内。并且， 近五年全球煤炭行业资本开支绝对数值也在不断减少（除2019年小幅增长外）。其中，2021年煤炭行业资本开支仅为1360亿美元， 同比下降2.6%，资本开支长期不足也令全球煤炭供给失去弹性，供给端收紧。

预计2022-2025年全球煤炭产量难有增量

预计2022年全球煤炭产量增长有限。根据BP能源统计，2021年全年煤炭产量为167.58艾焦，同比增长5.6%，主要因为2020年产 量的低基数效应，且产量主要集中在亚太地区， 2021年占比为77%。据IEA数据，预计2022年全球煤炭产量增速为5.4%。未来全球煤炭产量或将出现负增长。据IEA预测，未来2022-2025年全球煤炭产量复合增速或为-0.4%，其中动力煤、炼焦煤复合 增速分别为-0.4%、-0.6%。

国内资本开支不足，未来新增产能释放有限

十三五供改淘汰大量产能，行业过剩产能出清彻底。2016-2020年， 煤炭行业实行供给侧改革，五年内累计淘汰落后产能超过10亿吨，淘 汰煤矿数量一半以上，供改虽然实现了落后产能的快速出清以及产能 结构大幅优化，但也使得煤炭产能的弹性空间被压缩。

近年来国内煤炭行业资本开支不足，抑制未来若干年产量释放。煤 炭行业固定资产投资在2012年之后持续下滑，一般煤炭产能释放平均 需要3-5年的建设周期，甚至5-8年。 十年来低资本开支是导致当前煤 炭供给释放量偏低的重要因素。2022年前11月全国煤炭行业资本开支 为4031.1亿元，同比上涨27.5%，资金更多用于加强智能化矿山建设 和煤机的更新换代等。

未来需求仍有可观上升空间，供给或先于需求达峰

2022年以来火电机组加快建设。2022年1-11月，国内新核准的煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过了2021年核准总量的 三倍(北大能源研究院）。每个GW对应耗煤量约为160万吨煤（假设发电4000小时），则6524万千瓦理论上对应约1亿吨煤炭 需求。 中期内范围内，煤炭作为能源支柱地位不会动摇。作为最稳定最安全的能源，未来若干年，随着火力发电机组容量上升，煤 炭需求仍有可观的上升空间。未来5-10年紧供给有望持续，煤炭行业无需悲观。碳中和背景下，新增产能及存量挖潜空间有限，叠加国内25%煤矿产能处 于东部地区，资源逐渐枯竭退出，我们认为煤炭供给或将先于需求达峰。

（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。）