2023年动力煤行情展望 动力煤产业格局的新变化

动力煤：行情回顾

22年动力煤市场持续高位运行，秦港Q5500蒙煤现货均价1305.2元/吨，较2021年的1050.3元/吨进一步上移 254.9元/吨；晋陕蒙产地价格均价分别为988元/吨、1003元/吨、872元/吨，中枢上移幅度103-147元/吨不等。港口蒙煤现货的波动区间830-1775元/吨，年内高点分别出现在3月9日、10月24日。

动力煤产业格局的“新变化”

2021年工业企业利润总额同比增34.3%，煤&电行业利润总额同比增39.8%；2022年1-11月工业企业利润总额同比 降3.6%，煤&电行业利润总额同比增42.8%。 去年1-11月煤炭行业利润同比增48.2%，电热行业利润同比增29.2%，电热行业在煤&电利润总额中占比25.6%,11 月占比18.6%。

2022年2月24日发布《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，5月1日起正式实施，煤 炭价格超出合理区间时，充分运用《价格法》等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间 。中长期合同期限：原则上为1年及以上 。 涉及煤种：国产动力煤（销售给发电供热企业用作燃料，或热值低于Q6000且无明确合同、发票证明其最终用 于炼焦、化工等非动力煤用途）。

截至1月3日，电煤中长期合同完成签约22.8亿吨，占国内电煤需求量95.8%；符合签订范围的完成签约19.98亿吨。 完成26亿吨总任务的76.7%，其中内蒙、山西、陕西、新疆签约率分别为80.9%、74.7%、64.4%、83.4%； 占国内电煤需求量的83.4%，分地区来看存在一定分化，东三省及部分沿海省份签约率暂时较低。

实为“三轨制”：2022年神华自产煤年度长协均价721.7元/吨，外购煤均价1017.2元/吨，山西产市场煤均价 1300.6元/吨。 季节性特征：价格高点提前，与建材、冶金、化工等非电力需求的旺季时点更加契合、

供给端展望：全球范围内资本开支仍受抑制

包含必和必拓、英美资源、嘉能可在内的10家跨国煤炭集团去年上半年资本开支同比下降13.8%，包括神华、兖 矿、美国博地能源等在内的33家本土化煤炭企业去年前三季度资本开支同比下降3.1% 。 预计2020-2022年全球化及本土煤炭集团的平均资本开支仅为2012年峰值的48.5%、55.5%，动力煤产业在融 资、保险、长期需求方面挑战仍存，供给约束难以消失。

供给端展望：国内新开工煤矿有限

2019-2021年的平均固定资产投资强度较2012年“黄金十年”峰值下降29%,2022年1-11月同比增长26.6%。 但去年前三季度新开工动力煤煤矿仅8处，合计产能4080万吨在2021年底在建矿井规模中占比10.5%，可见增量 资本开支更多用于生产矿井的井巷工程投资以及在建、联合试运转矿井的加速投放。

2022/3/18发改委发布煤炭增产增供专班工作方案，要求年内再释放产能3亿吨，其中新投产（含进入联合试运 转）1.5亿吨，核增产能、停产矿复产、露天矿增产1.5亿吨。 截至2022年三季度末，在产及新建煤矿产能核增1.06亿吨，由于晋陕蒙核增产能已基本在2021年四季度完成兑 现，去年核增产能主要集中在新疆，总量1亿吨占比94.3%，由此来看2023年进一步核增空间有限。

供给端展望：内产增速趋缓

截至2022年三季度末，国内共有动力煤产能39.7亿吨，其中在产产能28.8亿吨占比73%，新建及联合试运转煤矿产 能分别为4.1亿吨、4亿吨。考虑去年较高的资本开支增速下新投产产能的投产比例，预计2023年新投产产能在 6100万吨左右。 2022年三西样本煤矿平均产能利用率82.9%，同比增速主要体现在对前三季度低基数的弥补，始终未达到2021年 末88.8%的高位水平。

2022年统计局口径原煤产量同比增9%，cctd口径同比增5.5%；1-11月煤炭行业用电量同比增4%。 据汾渭能源统计，150家样本煤矿今年春节放假时间平均为13天，较2021年、2022年的6天、10天偏长一些， 或对1-2月动力煤产量释放有所抑制。全年来看，预估广义动力煤产量同比增速自去年的6.2%回落至1.8%左 右，产量增幅在6824.1万吨。

供给端展望：即便澳煤全面复运，仍需面临欧日高价竞争

受上游资本开支抑制及暴雨、洪水天气的影响，近两年澳大利亚动力 煤产量及出口有所回落；若拉尼娜气候如期于今年一季度末结束，不 良天气影响的缓释及年产6000万吨Carmichael煤矿的增产有望带动 2023年出口回升9.3%至2.01亿吨左右，但仍难恢复至2019年高位。 1月初大唐、华能、国能和宝武已获准以自用为目的、自主考虑是否从 澳大利亚进口煤炭，但即使中国全面放开澳煤进口，中国企业仍需面 临欧洲和日本的高价竞争。（10月日澳动力煤年度合同价格395美元/ 吨）

动力煤进口流向变化 2021 2022 数据来源：路透，国投安信期货 供给端展望：西方制裁持续，贸易流重塑难改俄煤减量。 美国、欧盟、日本和台湾地区先后宣布禁止采购俄煤 -2022年3月8日，美国宣布禁止进口俄罗斯石油、液化天然气和煤炭 -2022年4月8日欧盟正式批准第5轮对俄制裁措施，其中包括自8月11日起禁止进口俄罗斯煤炭；同日，日本也宣布禁止从俄罗斯进口煤炭 -2022年8月，台湾电力公司宣布，已完成最后一笔自俄进口煤炭货款支付，之后不会再从俄罗斯进口煤炭 。

供给端展望：供需缺口缩窄，国际海运煤价格中枢下移

根据澳大利亚工业、科技、能源与资源部的统计与预测，受澳大利亚、俄罗斯减产影响，2022年6大主要动力煤出口国 出口量超预期下降1.6%至9.36亿吨，欧洲及亚洲进口量小幅增长1.4%至9.56亿吨 。 预估2023年澳大利亚及印尼不良天气影响弱化后6大出口国出口量将增长3.1%至9.65亿吨，同时在印度带动下欧亚进 口需求将增长1.8%至9.73亿吨。

受油气价格及煤炭自身供需缺口驱动，2022年国际海运煤炭 市场表现波澜壮阔；预计2023年供需缺口缩窄后国际煤价将 有所回落，但仍难以回归2021年水平，澳大利亚能矿部预计 NEWC Q6000 FOB均价自2022年的360美元/吨回落至292 美元/吨。 2021年中国正式禁运澳煤、2022年西方国家陆续禁运俄煤带 来的贸易流重塑使得国际海运煤炭市场运距拉长、效率降低， 高低卡价差结构性拉大。

供给端展望：进口煤存在恢复空间，关注内外煤价差

2021年中国正式禁运澳煤以来相关进口份额已转移至印尼及俄罗斯，2023年中澳煤炭贸易初现重启迹象，国内高卡煤紧 张的局面出现缓解渠道，但即便全面放开澳煤进口量的恢复仍取决于境内外价差。

2022年我国进口煤同比下降9.2%，广义动力煤进口同比下降14.3%，主要受前7个月进口煤倒挂影响。 1月路透船期表显示动力煤到港船期环比12月下降6.8%，由此预测2023年广义动力煤进口量同比增10.9%。

需求端展望：经济增速温和回升，用电量表现有所提振

展望2023年，基建与制造业降速及地产的负面拖累减弱意 味着投资端仍有压力，外围经济增速放缓的局面下出口需 求仍受制约，经济增长的亮点主要在于防疫政策调整后消 费的恢复。预计全年GDP增速自去年的3%恢复至5%左右，全社会用 电量增速自3.6%回升至6%左右。

需求端展望：气候条件转为中性后水电表现值得期待

2023-2024年我国水电装机投产进度将明显放缓，今年装机容量的增长主要来自于去年已经全部投产的白鹤滩、苏 洼龙进一步贡献有效装机容量，以及100万千瓦的大藤峡水利枢纽工程右岸机组投产，预估装机容量增速1.9%较 2021、2022年的5.6%、5.8%明显放缓。 经历了连续3年的拉尼娜气候后，最新气象模型显示今年一季度或转为中性气候条件，下半年存在转向厄尔尼诺气 候的可能；预估来水回归18年左右正常水平后带动水电利用小时数增长5.9%左右。 2022年水电同比增1%，预计2023年水电增速7.9%左右。

需求端展望：核电增速温和反弹

去年仅福清6号、红沿河6号投入商运，2023年具备商运条件的仅防城港3号及石岛湾1号两台机组，预计装机容量 增速自去年的4.3%进一步回落至2.8%左右。 2022年为核电核准大年，新核准的10台机组共计1233.3万千瓦装机容量，将在2027-2028年集中释放产能。 受去年大修天数偏多影响，核电平均机组能力因子自2021年的92.27%下降为91.67%，利用小时数同比下降3%， 预估2023年利用小时数的正常化将进一步带动核电增速自2022年的2.5%回升至5.9%左右。

动力煤年度供需展望：回归合理区间

22年港口Q5500均价1305.2元/吨，年度增幅254.9元/吨；年初以来均价1195.9元/吨 。预估22年供需继续双增，不限制进口背景下供应增幅2.4%将超过新能源挤压下的需求增幅1.3%，动力 煤产业链主动补库存向被动累库存过渡，预估Q5500市场煤波动区间800-1300元/吨、均价1000元/吨 左右较去年均有回落。

动力煤：淡季累库压力凸显，煤价试探边际成本

2月以来动力煤中下游库存回升512.4万吨 （3.5%），供需平衡表去库预期暂未兑现。 目前库存水平已较2020年同期高3.8%，后续淡 季累库压力依然较大，国内市场煤价格仍有下行 空间。

编辑：JACK